ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO INFORME N° 1: ESTUDIO DE EXPEDIENTE

MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO

INFORME N° 1: ESTUDIO DE EXPEDIENTE


ESTUDIO A NIVEL DE EXPEDIENTE DEL PROYECTO “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO” INFORME N° 1: ESTUDIO DE EXPEDIENTE ÍNDICE 1.

RESUMEN EJECUTIVO

1.1 1.2

NOMBRE DEL PROYECTO OBJETIVOS DEL PROYECTO Objetivos Específicos: Al evaluar la zona en estudio se ha determinado que para lograr un desarrollo socio económico y productivo de las localidades, es necesario dotar de un servicio de electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo, compatible con el medio ambiente y de buena calidad. 1.2.1 Localidad Beneficiad del Proyecto

1.3 1.4

1.5

BALANCE OFERTA Y DEMANDA DEL PROYECTO ANALISIS TECNICO DEL EXPEDIENTE DEL PROYECTO: “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO” COSTOS DEL PROYECTO 1.5.1 1.5.2

1.6

BENEFICIOS DEL PROYECTO 1.6.1 1.6.2

1.7

Beneficios “Con Proyecto” Beneficios en la situación “sin proyecto”

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL Y PRIVADA 1.7.1 1.7.2

1.8 1.9 1.10 1.11

Costos Privados Costos Sociales

Evaluación Privada Evaluación Social

SOSTENIBILIDAD DE LA ALTERNATIVA IMPACTO AMBIENTAL Y EVALUACIÓN ARQUEOLÓGICA ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN PLAN DE IMPLEMENTACIÓN 1.11.1 Cronograma de Ejecución

2.

ASPECTOS GENERALES

2.1 2.2 2.3

NOMBRE DEL PROYECTO UNIDAD FORMULADORA Y UNIDAD EJECUTORA PARTICIPACIÓN DE LOS PRINCIPALES GRUPOS DE INTERÉS 2.3.1

2.4

MATRIZ DE GRUPO E INTERESES

MARCO DE REFERENCIA 2.4.1 2.4.2

Antecedentes del Proyecto Lineamientos de Política Sectorial

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


2.4.3 2.4.4 2.4.5

Lineamientos de política de los Gobiernos Regionales Lineamientos de política de los Gobiernos Locales Situación de Proyectos Especiales

3.

DE LA IDENTIFICACIÓN

3.1

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y ZONIFICACIÓN 3.1.1 3.1.2

3.2 3.3

IDENTIFICACIÓN DE LAS LOCALIDADES DEL PROYECTO DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5

3.4

Efectos Directos (Nivel I) Efectos Directos (Nivel II) Efecto Final

ÁRBOL DE PROBLEMAS O ÁRBOL CAUSAS Y EFECTOS OBJETIVO DEL PROYECTO PRINCIPAL Y ESPECÍFICO 3.8.1 3.8.2

3.9

Causas Directas (nivel I) Causas Directas (nivel II)

ANÁLISIS DE EFECTOS 3.6.1 3.6.2 3.6.3

3.7 3.8

Metodología Procedimiento seguido Información recopilada Problema Central

ANÁLISIS DE CAUSAS 3.5.1 3.5.2

3.6

Antecedentes de la Situación que motiva el proyecto Gravedad de la Situación Negativa que se Intenta Modificar Intentos anteriores de solución Reconocimiento del Área de influencia De los Permisos y autorizaciones

DEFINICIÓN DEL PROBLEMA 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4

3.5

Ubicación del Área de Influencia del Proyecto Condiciones Climatológicas

Objetivo Principal Objetivo Específicos

ANÁLISIS DE MEDIOS DEL PROYECTO 3.9.1 3.9.2

Medios de Primer Nivel (Nivel I) Medios Fundamentales

3.10 ANÁLISIS DE FINES DEL PROYECTO 3.10.1 Fines Directos 3.10.2 Fines Indirectos 3.10.3 Fin Último

3.11 ÁRBOL DE MEDIOS Y FINES 3.12 ANÁLISIS Y PLANEAMIENTO DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN 3.12.1 3.12.2 3.12.3 3.12.4

Identificación de los Medios de Intervención Identificación de la Jerarquía Decisional del Proyecto Construcción de la tabla de generación de estrategias Formulación de Estrategias o Alternativas de Solución

4.

FORMULACIÓN

4.1

HORIZONTES DE EVALUACIÓN



4.2

ANÁLISIS DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.2.7 4.2.8 4.2.9

4.3 4.4 4.5

ANÁLISIS DE OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA BALANCE OFERTA DEMANDA DESCRIPCIÓN TÉCNICA RESUMIDA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS 4.5.1 4.5.2

4.6

Cronograma de Ejecución Recursos Necesarios para la Ejecución

DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE LAS ALTERNATIVAS 4.8.1 4.8.2 4.8.3 4.8.4

4.9

Ambiente Físico Ambiente Biológico Ambiente Socioeconómico Áreas Arqueológicas Medidas de Atenuación del Impacto

CRONOGRAMA DE ACCIONES 4.7.1 4.7.2

4.8

Descripción de la Alternativa I Descripción de la Alternativa II

DESCRIPCIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES 4.6.1 4.6.2 4.6.3 4.6.4 4.6.5

4.7

Fuentes de información Determinación del Consumo Unitario Energético de Suministro. Pérdidas de Energía Determinación de las Tasas de Crecimiento Poblacional Coeficiente de Electrificación Proyección del Número de Habitantes Proyección del Número de Viviendas Proyección del Número de Abonados Domésticos Proyección de la Demanda de Energía

Determinación del Metrado de los Módulos Fotovoltaicos – Alternativa Seleccionada Indicadores de Inversión Intangibles Gastos Pre operativos Otros Indicadores de Inversión

COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS DE MERCADO 4.9.1 4.9.2

Costos “Con Proyecto” Costos “Sin Proyecto”

4.10 COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS SOCIALES 4.10.1 Costos “Con Proyecto” 4.10.2 Costos “Sin Proyecto”

4.11 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS PRIVADOS DE LAS ALTERNATIVAS 4.11.1 Beneficios “Con Proyecto”. 4.11.2 Beneficios “Sin Proyecto”.

4.12 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS SOCIALES DE LAS ALTERNATIVAS 4.12.1 Beneficios “Con Proyecto”. 4.12.2 Beneficios en la situación “sin proyecto”

5.

EVALUACIÓN

5.1 5.2 5.3 5.4

EVALUACIÓN PRIVADA DE ALTERNATIVAS EVALUACIÓN SOCIAL DE ALTERNATIVAS ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DE LA ALTERNATIVA ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS



5.4.1 5.4.2

5.5

Determinación de las variables relevantes y su rango de variación Análisis de sensibilidad de Variables

ANÁLISIS DE RIESGO DE LA SENSIBILIDAD DE ALTERNATIVAS 5.5.1 5.5.2

Análisis De Riesgo De La Rentabilidad Análisis De Riesgo De La Sostenibilidad Financiera

5.6

PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE ALTERNATIVAS

6.

ESTABLECIMIENTO DE LA ALTERNATIVA

6.1 6.2 6.3

DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN PLAN DE EDUCACIÓN Y CAPACITACIÓN 6.3.1 6.3.2

6.4

PLAN DE IMPLEMENTACIÓN 6.4.1 6.4.2

6.5

Programa de uso Razonable de la Energía Programa de seguridad en el Uso de la Energía Cronograma de Ejecución Recursos Necesarios para la Ejecución

LÍNEA BASE PARA LA EVALUACIÓN DEL IMPACTO 6.5.1 6.5.2 6.5.3

Descripción de los Objetivos e Instrumentos del Proyecto Detalles operacionales relevantes para la evaluación (descripción y costo del beneficiario del proyecto, criterio de selección de beneficiarios, etc.). Descripción de la Metodología de la Evaluación de la Eficacia del Proyecto.

6.6 ASPECTOS AMBIENTALES Y ARQUEOLÓGICOS DEL PROYECTO 6.7 GESTIÓN DEL RIESGO DE DESASTRES 6.8 CRITERIOS Y PREMISAS PARA LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DEL PROYECTO 6.8.1 6.8.2

Normas Aplicables Del Estudio Definitivo

6.9 CRITERIOS Y PARÁMETROS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA, SEGÚN EL SNIP DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA

7.

CONCLUSIONES

8.

ANEXOS



CAPITULO I RESUMEN EJECUTIVO



ESTUDIO A NIVEL EXPEDIENTE DEL PROYECTO: “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO”

1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1

NOMBRE DEL PROYECTO  Nombre del Proyecto : “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO”

1.2

OBJETIVOS DEL PROYECTO

OBJETIVO CENTRAL Brindar eficiente abastecimiento de energía en la localidad de Otorongo del distrito de Santo Domingo de Acobamba de “ la Provincia de Huancayo

Objetivos Específicos:  Instalar de 32 Sistemas fotovoltaicos domésticos (SFD), cada SFD deberá estar compuesto por: - 01 panel solar de 80 Wp. - 01 controlador de carga de 10 A. - 01 batería solar de 12 VDC de 150 Ah. - 03 lámparas fluorescentes en DC de 12 V y 11 W. - 01 salida de 12 v para uso múltiple. - Cable, conectores, tomacorrientes, enchufes, interruptores y accesorios.  Evaluar constantemente los sistemas fotovoltaicos y sus componentes.  Realizar el seguimiento y supervisión de las instalaciones. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


Al evaluar la zona en estudio se ha determinado que para lograr un desarrollo socio económico y productivo de las localidades, es necesario dotar de un servicio de electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo, compatible con el medio ambiente y de buena calidad. 1.2.1 Localidad Beneficiad del Proyecto La localidad beneficiada del proyecto “ ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO” se muestran en el Cuadro siguiente: Cuadro Nº 1: Localidades Beneficiadas del proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMA FOTOVOLTAICO EN LOS DISTRITOS DE PICHANAKI, PERENE Y RIO TAMBO DE LA REGIÓN JUNÍN Nº TO TAL DE VIVIENDAS AÑO : 2012 N°

1

NO MBRE DE LO CALIDAD

OTORONGO

TIPO

Nº DE VIV. TO TALES DE CAMPO AÑO : 2012

I

32

Abonados de Uso Ge ne ral

Abonados Come rciale s

Abonados Dome stico

Abonados Total

0

0

32

32

Nota: Los usuarios beneficiados con los SFV serán únicamente domésticos.

1.3

BALANCE OFERTA Y DEMANDA DEL PROYECTO La oferta de potencia y energía requerida para satisfacer la demanda del proyecto de ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO está dada por la oferta unitaria de los módulos de sistemas fotovoltaicos domiciliarios: El resumen del balance oferta – demanda de energía se presenta en los siguientes cuadros: Cuadro Nº 2: Oferta Disponible (1 x SFVD)

Tipos de Sistema

Módulo

80

1 x 80

Energía Puesta a Disposición (W.hdía) Costa Sierra

Selva

Potencia Instalada de Suministro (W)

379,27

323,83

93,00

Voltaje (V)

Pérdidas (efic. %)

Capacidad Batería (Ah)

Capacidad Regulador (A)

Capacidad Inversor (W)

12 DC

79,36%

150,00

10,00

NO

Oferta Total (año i) = N° SFVD (año i) * Energía Puesta a Disposición (Selva)



Cuadro Nº 3: alance Oferta – Demanda de Energía Con Proyecto BALANCE OFERTA-DEMANDA ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

AÑO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

(kWh) A

(kWh) B

(kWh) C=A+B

(kWh) D

(%) (D/C)*100

SUPERAVIT O (DEFICIT) (kWh) C-D

3,053 3,053 3,146 3,238 3,331 3,331 3,423 3,516 3,608 3,701 3,793 3,886 3,886 3,978 4,071 4,163 4,256 4,348 4,441 4,533

794 794 818 842 866 866 890 914 938 962 986 1,010 1,010 1,035 1,059 1,083 1,107 1,131 1,155 1,179

3,847 3,847 3,964 4,080 4,197 4,197 4,313 4,430 4,547 4,663 4,780 4,896 4,896 5,013 5,129 5,246 5,363 5,479 5,596 5,712

3,847 3,847 3,964 4,080 4,197 4,197 4,313 4,430 4,547 4,663 4,780 4,896 4,896 5,013 5,129 5,246 5,363 5,479 5,596 5,712

100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

DEMANDADA

PÉRDIDAS DEMANDA TOTAL CANTIDAD OFERTADA COBERTURA

Del cuadro y grafico anteriores se puede concluir lo siguiente:  La Demanda energía del proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO está sujeta a la Energía Puesta a Disposición por cada Módulo. 1.4

ANALISIS TECNICO DEL EXPEDIENTE DEL PROYECTO: “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO” La alternativa consiste en la construcción de 32 módulos de sistemas fotovoltaicos (SFVD), las características técnicas de los diferentes componentes que constituyen los SFVD son los siguientes:



Diagrama de los Componentes del Sistema Fotovoltaico Domiciliario Cuadro Nº 4: Diagrama del SFVD SISTEMA FOTOVOLTAICO DOMICILIARIO RURAL (SFVD)

PANEL SOLAR

CONTROLADOR

LÁMPARAS

TV : B/N

RADIO

BATERÍA

Cuadro Nº 5: Equipamiento del Sistema Fotovoltaico de 80 Wp Equipamiento Principal Panel Solar 80 Wp.

1

Regulador de carga de 10 A.

1

Batería Solar de 12 VDC, 150 Ah. Equipamiento Complementario

1.5

Cant.

1 Cant.

Tablero de distribución.

1

Materiales y accesorios de instalación.

1

Lámpara fluorescente compacta DC, 12 V, 11 W.

3

Cables, conectores, tomacorrientes, enchufe, interruptores y accesorios.

1

Salida de 12 V, para uso múltiple.

1

COSTOS DEL PROYECTO

1.5.1 Costos Privados Costos “Con Proyecto”  Alternativa Seleccionada Para la determinación de los costos de la alternativa con el sistema fotovoltaico se han considerado los siguientes criterios: • El número de componentes del sistema fotovoltaico se ha determinado en función al consumo de energía y demanda de potencia requerida únicamente para cargas domésticas. • Adicionalmente se considera las reposiciones a los largo del horizonte de la evaluación ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


•

del proyecto de los siguientes equipos: − Panel Solar con Soporte : 20 años − Baterías : 3 años − Controladores de carga : 10 años − Accesorios : 20 años Se ha realizado un presupuesto detallado, con los costos unitarios por componente obtenidos en base a cotizaciones de los principales provedores.

Los costos a precios de mercado para el total de módulos se muestran a continuación:

Costos a Precios de Mercado A) COSTOS DE INVERSION Intangibles (*) Estudio de Ingeniería Definitiva Monitoreo Ambiental del Proyecto por Especialistas Ambientales Programa de Talleres de Capacitación COSOTO DIRECTO INTANGIBLES GASTOS GENERALES (12% C.D. INTANGIBLES) UTILIDADES (8% C.D. INTANGIBLES) SUBTOTAL INTANGIBLES Inversión en Activos Fijos (*) Sum inistro de m ateriales Panel Fotovoltaico Batería y Accesorios Tablero de Distribución Conexiones de Interiores Montaje electrom ecánico Mano de Obra Calificada Mano de Obra No Calificada Transporte Reposiciones COSOTO DIRECTO ACTIVOS FIJOS GASTOS GENERALES (12% C.D. ACTIVOS FIJOS) UTILIDADES (8% C.D. ACTIVOS FIJOS) SUBTOTAL ACTIVOS FIJOS COSTO DIRECTO ( C.D. )

TOTAL GASTOS GENERALES(12% C.D.) TOTAL UTILIDADES (8% C.D.) Gastos Preoperativos(**) Supervisión de Obras(5% SUBTOTAL DE ACTIVOS FIJOS) Gastos Financieros y Administrativos(8%SUPERVISION + 2%SUBTOTAL DE ACTIVOS FIJOS) Im puesto General a las Ventas I.G.V. Subtotal costos de inversión

6,666 0 1,013 7,680 922 614 9,215

21,846 17,184 5,485 9,503 2,135 4,981 1,809 62,943 7,553 5,035 75,531 70,622 8,475 5,650 0 0 15,254 100,001

Cuadro Nº 6: Anualidad de Costos por Cambio de Equipos por Vida Útil para Costa-Sierra y Selva Cantidad Total - 20 Total Costos Subtotal Región Descripción de Años Anual US$ US$ Cambios US$ US$ Selva Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC 241.45 7 1,690.15 baja en el 1733.84 ámbito de Cambio de Controlador de carga, 86.69 43.69 1 43.69 la Ley 12V/10ª 27037 ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


Resumen de Costos Anuales de Actividades de OyM - Costa-Sierra Unidad

50 Wp

80 Wp

160 Wp

240 Wp

320 Wp

Total

Usuarios

Unid.

2447

700

177

147

29

3500

Incidencia (%) -

Costo de Mantenimiento Preventivo

US$

59,729

17,951

5,097

5,051

1,268

89,095

57%

Costo de Mantenimiento Correctivo

US$

4,835

1,354

376

301

56

6,923

4%

US$

13,950

4,460

1,399

1,426

333

21,568

14%

US$

26,553

7,596

1,921

1,595

315

37,980

24%

US$ US$/unid

105,067 42,9

31,361 44,8

8,793 49,7

8,373 57,0

1,971 68,0

155,565 -

100% -

Descripción

Costo de Materiales Costos de explotación comercial Total de Costos Indicador

Nota: Los cálculos de Costos Anuales de Actividades de O&M, se han realizado tomando en cuenta lo establecido en Informe N° 2162010-GART “Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos)”

Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. 1.5.2 Costos Sociales Costos “Con Proyecto” Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de mercado originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las modificaciones que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, pues se considera que en este caso la mano de obra no calificada será local, por lo tanto tendrá menor precio al no requerirse transporte y significará un ingreso económico para la zona. El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía y Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico. Los costos sociales no consideran el impuesto general de las ventas. Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero 1.6

BENEFICIOS DEL PROYECTO

1.6.1 Beneficios “Con Proyecto” Beneficios a Precios Privados Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por Cuota Mensual por abonado, calculado a partir de la energía promedio mensual puesta a disposición para MFV de 80 Wp (Tarifa BT8-80) correspondiente a las tarifas vigentes al 4 de mayo de 2011, publicadas y aprobadas por el OSINERG sin el subsidio del FOSE, las cuales son las siguientes: Cuadro Nº 7: Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (BT8 – 80), Vigente a partir del 04 de Mayo de 2011



Anexo 8.2 Cálculo de la Cuota Mensual – SFVD de 80 Wp Vigente a partir del 04/May/2011 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (OSINERGMIN) (No incluye IGV) Inversiones/ Region

Cargo Fijo Equivalente

Tipo de Módulo Energía Promedio Mensual Disponible(kW.h) Sin FOSE Con FOSE

100 % Estado/Amazonia BT8-080 9.66 Cuota Mensual por Usuario (1x80Wp) - S/.= Cuota Mensual por Usuario (1x80Wp) - US$=

456.84 44.130744 16.47

91.37 8.826342 3.29

Cuota mensual = Energía Disponible – mes (SFVD-80 WP) * Cargo Fijo Equivalente (Sin FOSE)

El beneficio total se obtiene multiplicando la cantidad de abonados por la cuota mensual por los 12 meses del año. El resumen de los beneficios incrementales a precios privados se muestra a continuación: Cuadro Nº 8: Resumen de Beneficios Incrementales a Precios Privados (S/.)

0

5

10

PERIODO 15

20

1.- Situación con Proyecto Ingresos por cuotas mensuales reguladas 2.- Situación sin Proyecto Beneficios sin proyecto

22,492

24,991

27,490

30,614

0

0

0

0

22,492

24,991

27,490

30,614

3.- Beneficios Increm entales (1) - (2) Ingresos por cuotas mensuales reguladas

Beneficios a Precios Sociales Los beneficios a precios sociales se han determinado teniendo en cuenta los siguientes criterios:  Los beneficios a precios sociales corresponden al gasto que significa consumir fuentes alternativas de energía (velas, baterías, pilas, kerosene, etc.)  De manera referencial los beneficios a precios sociales se estiman de los gastos en los insumos de las fuentes alternativas de energía obtenidas en campo mediante encuestas. Adicionalmente se realiza el análisis de sensibilidad con los precios proporcionados por el NRECA-1999 (actualizados a 2011 de acuerdo a la nueva guía de electrificación).



Cuadro Nº 9: Resumen - Capacidad De Pago Mensual (US$) Beneficio Economico

NRECA

Campo

Factor

Iluminación

35.96 20.38

31.74 23.00

0.883 1.129

Radio y TV.

Cuadro Nº 10: Resumen - Capacidad De Pago Anual (S/.) Beneficio Económico

NRECA

Campo

431.52 244.56

Iluminación Radio y TV.

380.86 276.00

Nota: Los beneficios sociales NRCA corresponden a la actualización a 2011 publicados en la Guía Simplificada para la Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Electrificación Rural, a Nivel de Perfil (DGPI)

A continuación se muestra el resultado de los beneficios incrementales de la alternativa a precios sociales:

Cuadro Nº 11: Resumen de Beneficios a Precios Sociales(S/.)

Año 0

Año 5

Año 10

Año 15

Año 20

1.- Situación con Proyecto Beneficio económico iluminación Voluntad de pago por radio y televisión Sub total beneficios económ icos 2.- Situación sin Proyecto Beneficio económico sin proyecto 3.- Beneficios Increm entales (1) - (2) Beneficios económicos incrementales

15,535 8,804 24,339

17,261 9,782 27,043

18,987 10,761 29,748

21,144 11,983 33,128

0

0

0

0

24,339

27,043

29,748

33,128

1.6.2 Beneficios en la situación “sin proyecto” actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico, en consecuencia se considera que los beneficios en la situación sin proyecto son cero. 1.7

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN SOCIAL Y PRIVADA

1.7.1 Evaluación Privada La evaluación privada se efectúa a partir de los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a año y se puede apreciar en el Formato 7: Beneficios Netos Totales de la Evaluación Económica. Para poder apreciar mejor los resultados económicos del proyecto se muestran a través de los siguientes indicadores: El VAN (Valor Actual de Beneficios Netos), la TIR (Tasa Interna de Retorno), la relación B/C (Beneficio/costo) y el periodo de la recuperación de la inversión (años). ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


La tasa de descuento utilizada para la evaluación privada es igual a 12%. Cuadro Nº 12: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Privados – Alternativa I (S/.) Beneficios Netos Totales Año 5 Año 10 Año 15

Año 0 1.- Beneficios Increm entales ALTERNATIVA 1 2.- Costos Increm entales ALTERNATIVA 1 3.- Beneficios Netos Totales ALTERNATIVA 1

Año 20

0

22,492

24,991

27,490

30,614

100,001

8,950

14,824

39,300

13,074

-100,001

13,541

10,167

-11,811

17,540

Los valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes: Cuadro Nº 13: Indicadores del proyecto a precios privados ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1

VAN (12%)

TIR

B/C

-38,878

N.A.

0,61

Tiem po Repago 11,25

Se puede apreciar que a precios privados el VAN resulta negativo y la TIR no tiene valor por lo tanto el proyecto no es rentable desde el punto de vista privado. 1.7.2 Evaluación Social Al igual que la situación privada la evaluación social se efectúa a partir de los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a año y se puede apreciar en el Formato 7: Beneficios Netos Totales: Evaluación Económica. La tasa de descuento utilizada para la evaluación social es igual a 10%, y el resumen de la evaluación económica se presenta a continuación: Cuadro Nº 14: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Sociales (S/.) Beneficios Netos Totales Año 5 Año 10 Año 15


Año 20

0

24,339

27,043

29,748

33,128

83,091

4,185

7,892

24,699

5,696

-83,091

20,154

19,151

5,049

27,432

Solo en el año cero los beneficios netos resultan negativos, año de inversión. En los años siguientes los beneficios netos dan valores positivos.



Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes: Cuadro Nº 15: Indicadores del Proyecto a precios sociales ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1

VAN (9%) 64,450

TIR

B/C

Tiem po Repago (Años)

18,27%

1,54

5,03

La alternativa, presenta indicadores económicos a precios social aceptables: VANS positivo, TIRS mayor a 9%, B/CS mayor a 1 y periodo de recuperación de la inversión menor al periodo de evaluación; por consiguiente el proyecto es viable desde el punto de vista social.

1.8

SOSTENIBILIDAD DE LA ALTERNATIVA En el Formato 8 – Alternativa I: Análisis de Sostenibilidad: Evaluación Económica, se puede ver que la ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO es sostenible desde el primer año de operación; considerando como fuentes de ingreso las ventas de energía a los usuarios (Cuotas mensuales); como fuentes de egreso los costos de operación y mantenimiento. A continuación se presenta el resumen del análisis de la sostenibilidad: Cuadro Nº 16: Análisis de la Sostenibilidad y Sensibilidad (variación del CO y M) – Alternativa (S/.) FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - CASO BASE AÑOS COSTOS Y FUENTES 2,013 2018 2023 2028 1) Costos: Costos de operación y m antenim iento - CASO BASE 2) Beneficios: Ventas de Energía (Tarifas o Cuotas) Aportes del Estado 3) Flujo Económico (Beneficios - Costos) 4) Cobertura

2033

4,185

4,650

5,115

5,696

22,492 0 18,307 537%

24,991 0 20,341 537%

27,490 0 22,375 537%

30,614 0 24,918 537%

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - SENSIBILIDAD DE LA SOSTENIBILIDAD POR VARIACIÓN DEL COYM AÑOS Flujo Económico (Beneficios - Costos) 0 5 10 15 20 A) CASO (Beneficios Tot = Costos Tot.) COyM = 537,47% 22,492 24,991 27,490 30,614 Flujo Económico (Beneficios - Costos) 0 0 0 0 Cobertura 100% 100% 100% 100% B) CASO (110% COyM BASE) COyM = 110,00% 4,603 5,115 5,626 6,265 Flujo Económico (Beneficios - Costos) 17,888 19,876 21,864 24,348 Cobertura 489% 489% 489% 489% C) CASO (80% COyM BASE) COyM = 80,00% 3,348 3,720 4,092 4,557 Flujo Económico (Beneficios - Costos) 19,144 21,271 23,398 26,057 Cobertura 672% 672% 672% 672%

Del cuadro anterior se concluye que el proyecto es sostenible en todo el horizonte de evaluación.



1.9

IMPACTO AMBIENTAL Y EVALUACIÓN ARQUEOLÓGICA  El área de influencia directa del estudio abarca un área definida por la ubicación del módulo fotovoltaico (2 m2). El área de influencia indirecta estará determinada por el área geográfica donde todas poblaciones beneficiadas realizan sus actividades y relaciones sociales, económicas, así como por los límites naturales que marcan las cuencas o sub cuencas hidrográficas.  La metodología utilizada para la caracterización de zona del proyecto y por consiguiente la elaboración de la Línea Base fue mediante la recopilación de la documentación bibliográfica, fuentes estadísticas oficiales y luego la recopilación de información de campo a través del reconocimiento visual y las encuestas a los pobladores de la zona.  La electrificación puede tener, tanto a nivel de las familias como de la comunidad en su conjunto, una serie de efectos que por lo general se consideran positivos. Los efectos pueden ser, por ejemplo, la difusión del empleo de nuevos artefactos, el desarrollo de nuevas actividades sociales, el reemplazo de otras formas más costosas de energía, etc. En general uno de los impactos de mayor importancia es el relacionado al cambio en el gasto familiar por concepto de energía, sobre todo en el caso de iluminación. Este impacto es positivo. La electrificación afecta al ingreso familiar de manera directa y positiva, en este caso los gastos de instalación y los pagos regulares por el servicio son menores a los gastos por compra de insumos no eficientes para iluminación como velas, pilas para linternas, kerosene, etc., o de manera indirecta por el desarrollo de nuevas actividades productivas en la localidad.  Con la electrificación también se espera una serie de cambios de índole cualitativa en relación con la menor contaminación, la posibilidad de disponer de mayor tiempo para la lectura, cambio en el ritmo de actividades de la vida diaria, etc.  El proyecto es factible desde el punto de vista ambiental en el sentido las instalaciones de los módulos fotovoltaicos (SFVD) no afectan sitios arqueológicos, mientras que el impacto al ecosistema es mínimo.

1.10 ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN Dentro de los roles y funciones que deberá cumplir cada uno de los actores que participan en la implementación, así como en la operación del proyecto se analiza las capacidades técnicas, administrativas y financieras se describen principalmente los siguientes aspectos:  La Organización, gestión y dirección durante la fase de inversión estará a cargo de la municipalidad de Otorongo.  La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Ejecución y Puesta en Marcha estará a cargo de la municipalidad de Otorongo, quien encargará la ejecución de la obra.  La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Operación estará a cargo de la municipalidad de Otorongo

1.11 PLAN DE IMPLEMENTACIÓN 1.11.1 Cronograma de Ejecución El Cronograma de Ejecución de Obras ha sido elaborado en base a la experiencia en proyectos similares. Se plantea que la duración de la obra sea de 1 meses (30 días calendarios), período suficiente para la ejecución en forma satisfactoria. El resumen de las principales actividades y desembolsos son los siguientes: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


Cuadro Nº 17: Cronograma de Ejecución de Obra

Anexo 10. Cronograma de Ejecución de Obras del Proyecto ÍTEM

Nombre de Tarea

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO I. 1.0 II.

DEL DISTRITO DE SANTO Trabajos Preliminares Estudio De Ingeniería Definitiva Sistema Fotovoltaico

1.0

Suministro

2.0

Transporte

3.0

Montaje Electromecánico Del Sistema

Duración (Días)

60

1

Mes 01 2 3

4

1

Mes 02 2 3

4

15 15 30

III. Otras Actividades Complementarias de Montaje 2.0

Programa de Talleres de Capacitación

1



CAPITULO II ASPECTOS GENERALES



2. ASPECTOS GENERALES 2.1

NOMBRE DEL PROYECTO Estudio a Nivel de Perfil Integrado del Sistema Eléctrico Rural “ELECTRIFICACIÓN

RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO”. 2.2

UNIDAD FORMULADORA Y UNIDAD EJECUTORA Las siguientes características identificarán a la unidad formuladora y ejecutora: Unidad Formuladora Nombre Dirección Representante Unidad Ejecutora Nombre Dirección Representante

2.3

SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA PLAZA PRINCIPAL S/N- SANTO ACOBAMBA ALCALDE

SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA PLAZA PRINCIPAL S/N- SANTO ACOBAMBA ALCALDE

DOMINGO

DE

DOMINGO

DE

PARTICIPACIÓN DE LOS PRINCIPALES GRUPOS DE INTERÉS Para lograr la participación de las entidades involucradas y de los beneficiarios del proyecto se realizaron talleres de participación pública y coordinaciones con los grupos de interés involucrados. Para ello, en coordinación con las autoridades locales, se desarrollaron talleres de participación pública donde se identificaron intereses, recursos, estrategias y conflictos con la participación de los beneficiarios (la población) y los otros grupos de interés involucrados. Dichos talleres, además permitieron conocer la preocupación o percepción de los asistentes respecto a los posibles impactos sociales, culturales, ambientales durante las distintas fases del proyecto de electrificación. Asimismo, del análisis de la información obtenida en campo se efectuó el diagnóstico y la identificación del problema.

2.3.1 MATRIZ DE GRUPO E INTERESES Para el desarrollo del proyecto, es necesaria la participación activa y decidida de las autoridades locales, regionales y de la población (beneficiarios) para garantizar la buena ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


ejecución del mismo. Se coordinó con la autoridad Municipal de la Comunidad Campesina de Otorongo de la Provincias de Santo Domingo de Acombamba del departamento de Junín, las mismas que están ubicadas en el área de influencia del proyecto para la identificación de los grupos de interés. Se ha analizado las opiniones de cada grupo de interés, muchas de las cuales expresan los mismos intereses, recursos disponibles en cada sector, los intereses en una estrategia y los conflictos potenciales no controlables que se presentan para resolver las necesidades expresadas por los participantes en los talleres, por lo tanto se ha agrupado por cada sector cuyo resumen se presentan a continuación: Cuadro Nº 18: Matriz de grupo e intereses ANÁLISIS DE GRUPOS DE INTERÉS - LISTA CORTA Cargo

Alcaldes

INTERESES

PROBLEMAS

RECURSOS DISPONIBLES

Mejorar la calidad de vida: - Una adecuada educación, sala de cómputo, proyección con multimedia. - Funcionamiento de equipos en establecimientos de salud. - Procesamiento de menestras, molinos. - Funcionamiento de equipos de cómputo. - Costo moderado del servicio eléctrico.

- Mala ejecución del proyecto. - No hay una adecuada atención de la administración en caso de avería de línea. - Cambiar los focos malogrados del alumbrado público.

- Colaboración de los pobladores (Faena o pagado). - Mejoramiento de caminos, trochas carrozables. - Mano de obra calificada en la ejecución del proyecto.

Mejorar la - Falta de dinero. educación. Acceso de Mejorar la carreteras. economía. - Falta de proyectos. Mejorar la Tiempo de comunicación. invierno. - Mejorar la salud.

- Mano de obra no calificada. Apoyo con recursos de la población. - Apoyo con las maquinarias de la municipalidad.

ESTRATEGIAS

CONFLICTOS

Trabajar en coordinación con las instituciones. - Colaboración de las instituciones en los trabajos.

- Autorización de los propietarios de los terrenos donde se instalarían los postes. Comunidades problemáticas. - Los contratistas no pagan lo correspondiente al afectar los terrenos de los pobladores.

- Formar grupos para la ejecución del proyecto. - Organizarse en coordinación con las autoridades del pueblo beneficiado.

- La línea pasa por las viviendas. - Pobladores no permiten usar sus viviendas para la plantación de postes. - Incumplimiento del compromiso por parte de los representantes del proyecto.



ANÁLISIS DE GRUPOS DE INTERÉS - LISTA CORTA Cargo

Presidentes Comunales

Pobladores

INTERESES

PROBLEMAS


ESTRATEGIAS

CONFLICTOS

- Deterioro de la instalación de postes. - Falta de instalación de luz en los barrios de las diferentes comunidades. - Se solicita la instalación del sistema trifásico. - El costo del servicio eléctrico es muy elevado.

Toda zona rural sin el fluído eléctrico siempre será retrasada, por lo que el estado debe de electrificar a fin de mejorar la calidad de vida de la población.

Mejoraría la economía familiar abriendo negocios de acuerdo al capital de cada usuario.

Colaboración de la población brindando las facilidades para el proyecto.

Que un poblador no autorice la instalación del poste de fluido eléctrico en una parte de su terreno

- Que la energía llegue a todos los lugares lejanos y humildes. - Mejorar la parte administrativa.

- Mal manejo de los técnicos en los pueblos alejados. - Mala ejecución de los proyectos de energía eléctrica. - Falta de alumbrado público en los distritos.

Mejorar la educación. Acceso a la información (Internet) y uso de equipos electrónicos. Mejorar la economía de la población. - Mejorar la calidad de vida de las personas. - Mejorar la salud.

- Distancia para el traslado de los postes en la carretera. - Huaycos en tiempo de invierno.

- Colaboración de los pobladores (Gratuito o pagado).

- Mano de obra calificada y no calificada. - Madera. - Herramientas de la población, etc.

- Realizar faenas comunales, el dinero recaudado sería para los fondos de la comunidad. - Una empresa constructora realizaría el trabajo. Organizar comités de electrificación en cada localidad. - Nombrar un encargado de materiales. Realizar convenios con los municipios. Brindar alojamiento y alimentación.

- Accidentes y/o perdidas humanas en la ejecución del proyecto. - Que un poblador no autorice dar parte de su terreno para los trabajos. - Conflictos con el terreno del propietario del lugar de ubicación del poste. - Conflictos con los propietarios de forestales, etc. - Construcción de carreteras para el traslado de postes. - Mala organización de las autoridades.

- Herramientas de Problemas con los - No hay carreteras la población (pico, Mejorar la educación accesibles. Realizar faenas en propietarios del lampa, sogas para la comunidad. terreno donde se de lo niños. - Huaycos en tiempo llevar los postes, plantarán los postes. de lluvia. madera, etc.)




Tenientes Gobernadores

Regidores

Otros

INTERESES

PROBLEMAS


ESTRATEGIAS

CONFLICTOS

- Con la luz se puede estudiar mejor. - Alumbrado público para caminar de noche y cuidarnos de los malos elementos.

- No hay energía eléctrica. - No hay desarrollo de la comunidad sin Colaboración de energía eléctrica. Trabajar los pobladores con - Se deben realizar organizadamente. la mano de obra. los trabajos de electrificación sin perjudicar a la población.

Antes de iniciar las obras pedir la autorización de los pobladores en caso de que se necesite parte de su terreno.

- Para que los estudiantes tengan mayor tecnología (Internet) en las comunidades del - Que mejore la misma población de acuerdo a los programas presupuestales: Electrificación Rural y Saneamiento Básico.

- Coordinar con las - Costo elevado del autoridades servicio eléctrico. comunales ya que Mano de obra no algunas zonas Informar calificada. adecuadamente a tienen empresas toda la población. comunales formalizadas.

- Que la empresa con cumpla con los pagos al afectar el terreno del poblador al momento de instalar los postes. - Favoritismo en la mano de obra no calificada.

- Mejorar el servicio de energía eléctrica. - Que no haya cortes de luz diarios y así no perjudicar a los usuarios.

- Problemas con la carretera. - Distancia para trasladar los materiales. - No todas las comunidades tienen carreteras de acceso.

En el barrio Miraflores queremos la Electrificación de trifásico para la industrialización de nuestros productos; para bien de nuestro pueblo.

Se pide que los Pueden causar daños trabajos se realicen Las empresas Colaboración de la en las chacras previo acuerdo y con existentes en cada población con cultivables y la aprobación de la distrito. mano de obra. frutales. mayoría de la dirección municipal.

- Madera para mejorar los puentes. - Mano de obra. - Camiones para trasladar materiales. - Agregados como piedras, hormigón, etc.

Brindar alimentación y hospedaje. - Formar un comité de electrificación. Realizar convenios con la municipalidad para que faciliten la maquinaria pesada.

- Falta de apoyo de las comunidades. - Problemas con los propietarios del terreno donde se plantarán los postes. - Lugares alejados de la comunidad.




Presidente del comité de electrificación

2.4

PROBLEMAS


ESTRATEGIAS

CONFLICTOS

Los principales problemas son: - Clima. Carreteras accidentadas. - Falta de carreteras a algunas comunidades, etc.

- Mano de obra (calificado y no calificado). - Maquinaria del municipio (Caterpillar). Recursos humanos (ideas, participación), etc.

- Formar comités de electrificación. - Convenios con municipalidades. - Mayor apoyo de las autoridades pertinentes. Brindar alimentación y salud.

- Mala organización en las comunidades. - Conflictos con los dueños de los predios o chacras. - Poca información sobre la ejecución de la obra en las comunidades.

- Formar comités de electrificación.Cuidar los materiales de electrificación.Brindar hospedaje.

- Pobladores mal informados con respecto al servicio de electrificación.Propietarios se oponen a la plantación de los postes en sus terrenos.

INTERESES

- Mejorar la calidad de vida de las personas más pobres. Mejorar la educación. Mejorar la agricultura. Mejorar la comunicación. Mejorar la educación del estudiante.- Mejores medios de comunicación.Ingresos a través de carpintería.Comunicación permanente a celulares.

- Falta de carreteras.Desinterés de las autoridades de turno.- Desinterés de los pobladores.

- Mano de obra.Herramientas de la población.Maquinarias del municipio.

MARCO DE REFERENCIA

2.4.1 Antecedentes del Proyecto El presente tiene como objetivo principal definir los alcances y el marco de referencia para elaborar del expediente de modo que permita identificar, formular, acotar, establecer y desarrollar en forma detallada los aspectos técnicos, económicos, financieros, organizacionales y ambientales de las alternativas tecnológicas de abastecimiento eficiente de energía eléctrica para satisfacer las necesidades. 2.4.2 Lineamientos de Política Sectorial Sector Energía Se propiciará el desarrollo de la infraestructura energética en los lugares aislados del interior del país, con la ejecución de proyectos de electrificación rural. Sub Sector Electricidad Proseguir con las acciones que promuevan la inversión privada en generación, transmisión y distribución eléctrica, y proyectos de electrificación rural. Revisar y perfeccionar la normatividad vigente en concordancia con los intereses del país. Implementar proyectos dentro del concepto de los Mecanismos de Desarrollo Limpio.



Visión Socio – Institucional: Los actores del desarrollo están integrados bajo la concepción y el proceso de desarrollo sustentable con el fin de liderar y garantizar el desarrollo de las capacidades humanas, de la familia como unidad básica del desarrollo regional, resolviendo los desequilibrios económicos y sociales, generando posibilidades de realización individual y colectiva en la población. 2.4.3 Lineamientos de política de los Gobiernos Regionales Los Gobiernos Regionales consecuente con su rol promotor del desarrollo de su área de influencia, participa activamente en la elaboración de estudios de pre inversión e inversión de proyectos de electrificación rural; esta participación es coordinada con el Gobierno Central a fin de garantizar la no duplicidad de proyectos en el área de electrificación rural. 2.4.4 Lineamientos de política de los Gobiernos Locales La Municipalidad Provincial de Huancayo a pesar de su limitado presupuesto participan en la elaboración de estudios de pre inversión e inversión de proyectos de electrificación rural. Al igual, que en el caso anterior, estos proyectos son coordinados con el Gobierno Regional y el Gobierno Central a fin de no incurrir en la duplicidad de la gestión de los proyectos de electrificación. 2.4.5 Situación de Proyectos Especiales Paralelamente al desarrollo de la infraestructura eléctrica en la zona del proyecto se debe impulsar los programas de desarrollo productivo que garanticen un crecimiento sostenible y por ende el desarrollo de la zona. Las diferentes instituciones y organismos del Estado comprometidas en el desarrollo de la zona del proyecto están elaborando proyectos especiales, proyectos de usos productivos y de otros servicios públicos a mediano y largo plazo.



CAPITULO III IDENTIFICACIÓN



3. DE LA IDENTIFICACIÓN En este ítem se presenta los resultados del análisis e interpretación de la información recopilada de los beneficiarios y de las entidades involucradas durante los trabajos de campo y la elaboración de los talleres de participación pública. Se efectúa un diagnóstico de la situación actual, se define el problema central, planteando sus causas y efectos, permitiendo definir los objetivos centrales y específicos del proyecto, así como los medios y alternativas para alcanzar estos objetivos. 3.1

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y ZONIFICACIÓN

3.1.1 Ubicación del Área de Influencia del Proyecto 

Ubicación Geográfica del Área de Influencia del Proyecto en Coordenadas UTM. El proyecto de inversión pública “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO, se encuentra ubicado geográficamente en localidad de Otorongo. Geográficamente se encuentra ubicado entre las coordenadas UTM - DATUM WGS 84: Este Norte

: :

519243 8685699

521043 8685407

Abarcando la zona de estudio una superficie aproximada de 51 471 hectáreas.  Ubicación Política País : Perú Departamento : Junín Provincia : Satipo Latitud Sur : 11º 15’ 00’’ Longitud Oeste : 74º 42’ 00’’

Departamento: Provincias: Distritos: Localidades:

Junín Huancayo Santo Domingo de Acobamba 01 Localidades

Altitud El proyecto de “ ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO”, se encuentra en los pisos ecológicos que comprende territorio de selva baja, es decir con altitudes que van desde los 2250 y 3650 m.s.n.m.

Extensión de la Provincia de Satipo 19,432 km2 (44% del Departamento de Junín). Extensión de la Provincia de Chanchamayo 4,723.40 Km2 (44% del Departamento de Junín). ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


El distrito de Santo Domingo de Acobamba limita por:

Por el Norte: Con el Distrito de Andamarca, Provincia de Concepción. Por el Sur: Con el Distrito de Pariahuanca, Provincia de Huancayo. Por el Este: Con la Provincia de Satipo. Por el Oeste: Con el Distrito de Andamarca y Comas, Provincia de Concepción. .

Cuadro Nº 19: Población proyectada por distritos CENS OS DIS TRITALES

DISTRITOS HUANCAYO LA LIBERTAD SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA LA UNION UNION MARIPOSA SAN ANTONIO DE CARRIZAL

P.1981

Población P.1993 118 90 83 40 42 37

P.2005

P.2007 V.1981 270 143 112 78 75 62

Vivienda V.1993 V.2005 24 18 17 8 8 7

V.2007 68 36 28 20 19 16

TCP (%) 1993-2005

TCP (%) 1993-2007 6.00% 3.40% 2.20% 4.90% 4.20% 3.80%

Cuadro Nº 20: Mapa de Santo Domingo De Acobamba



3.1.2 Condiciones Climatológicas Clima

De acuerdo a la información obtenida del SENAMHI (Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología), el clima de la zona, es templado y seco; con lluvias en los meses de diciembre a marzo, con escasez de lluvias entre los meses de abril y noviembre. -Temperatura máxima : 25°C -Temperatura mínima : 12°C -Humedad relativa máxima : 59.9 % -Humedad relativa mínima : 25.0 % Sin embargo, para el proyecto se ha visto conveniente considerar para efectos de diseño, las condiciones de viento y temperatura indicadas en el Código Nacional de Electricidad – Suministro, por ser estas más conservadoras. Estas se presentan a continuación: • Temperatura máxima : 40ºC • Temperatura media : 13.2ºC

Cuadro Nº 21: Ubicación de las Estaciones Meteorológicas



3.2

IDENTIFICACIÓN DE LAS LOCALIDADES DEL PROYECTO La localidad a ser beneficiada es la localidad de Otorongo.

3.3

DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL

3.3.1 Antecedentes de la Situación que motiva el proyecto Los PIP están sujetos a una evaluación técnico-económica a fin de identificar su rentabilidad social y su sostenibilidad administrativa, operativa y financiera a largo plazo, siguiendo la secuencia de planificación e implementación definido en los lineamientos de la Ley Nº 27293. 3.3.2 Gravedad de la Situación Negativa que se Intenta Modificar  La carencia de suministro eléctrico, no ha permitido el desarrollo comercial, industrial y turístico de la zona, que en cambio si han experimentado otras zonas cercanas.  La falta de energía eléctrica obliga a las personas a utilizar otros medios de iluminación, tales como velas y mecheros que funcionan con kerosene. El costo del combustible afecta enormemente a la economía familiar.  La delincuencia (robos, asaltos, violaciones, etc) ha crecido en gran magnitud debido a la falta de alumbrado público en las calles, lo que ha generado la inseguridad en las poblaciones.  Los servicios de salud se ven limitados por la falta de energía eléctrica, orientándose solo a necesidades en las que no se requiera energía eléctrica y durante las horas de luz solar.  Debido a la falta de energía eléctrica, los servicios de educación tienen limitado acceso para las personas adultas que por lo general trabajan durante el día, no pudiendo estudiar de noche.  La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas localidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y ganadería no permitiendo el desarrollo económico y social. Los pobladores no tienen posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas (por ejemplo: crianza de aves) o comerciales (por ejemplo: restaurantes campestres), que les ayuden a incrementar sus ingresos económicos.  La falta de energía eléctrica no permite tener un sistema de refrigeración que permita el almacenamiento de alimentos o productos perecibles como por ejemplo, las carnes, las cuales tienen que ser saladas y secadas al sol para su posterior consumo, siendo almacenados de manera inadecuada, existiendo una alta incidencia en enfermedades estomacales.  Por lo expuesto los pobladores recurren a la migración hacia otras localidades y ciudades en las que pueden desarrollarse y acceder a una mejor calidad de vida.



3.3.3 Intentos anteriores de solución No se tiene conocimiento de otras Entidades que hubiesen tomado acciones relacionados a solucionar el problema planteado, por lo menos en las localidades involucradas dentro del proyecto “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO”. . 3.3.4 Reconocimiento del Área de influencia Con la finalidad de tomar conocimiento de los alcances del proyecto se han efectuado visitas a la zona del proyecto, se ha coordinado con las autoridades. 3.3.5 De los Permisos y autorizaciones Una vez definido las localidades del proyecto y definido el número de beneficiarios se solicitarán los permisos y autorizaciones que correspondan. 3.4

DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Para la definición del problema se realizaron talleres de participación pública donde se logró identificar los intereses, problemas y recursos disponibles con los que cuenta los grupos de interés, además se recopiló las causas, efectos y los impactos ambientales percibidos por los asistentes a los talleres. El problema central es aquella situación que afecta directamente a la población del área de influencia del proyecto de electrificación.

3.4.1 Metodología Para identificar las causas y los efectos se aplicara la metodología de Estructura de Desglose de Trabajo (“Work Breakdown Structure” – WBS), para lo cual se organizaran talleres de participación pública involucradas con el proyecto de tal forma se recepcione la mayor cantidad de ideas del publico invitado que están identificados directamente con los problemas propios de sus localidades y su organización, con esta información se realizara un listado que refleje lo que pueda estar causando el problema central, para luego clasificarlos en una lista corta de causas Relevantes del Problema, y subclasifcandolas en Causas Directas y Causas Indirectas. •

Las Causas Directas (Nivel I) son aquellas que se relacionan directamente con el problema central.

•

Las Causas Indirectas (Nivel II) son aquellas que no actúan directamente sobre el problema central, sino que lo hacen a través de otras causas (directas o indirectas).

3.4.2 Procedimiento seguido Se ha realizado un taller en la Localidad de Poyeni, dentro del taller se han elaborado fichas donde el público ha expresado los siguientes aspectos; Problemas, Intereses, Causas, Recursos, Efectos, Conflictos y Estrategias. Estos aspectos fueron analizados y discutidos con la participación de los beneficiarios y las entidades involucradas, luego esta información fue analizada según la metodología indicada en el ítem anterior. 3.4.3 Información recopilada Para analizar y diagnosticar la información recopilada de los beneficiarios en cada uno de los talleres, se han construido unas hojas en Excel en las cuales se han transcrito los ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


aspectos discutidos en los talleres, estos cuadros permitirán definir el problema central. A continuación se muestra las opiniones de los diferentes grupos de interés que han participado en los talleres de participación pública: Cuadro Nº 22: Análisis de Grupo de Interés: Identificación de los Problemas, Causas y Efectos Cargo

PROBLEMAS

CAUSAS

EFECTOS

Alcaldes

Mala ejecución del proyecto. - No hay una adecuada atención de la administración en caso de avería de línea. Cambiar los focos malogrados del alumbrado público.

- Localidades Con Viviendas Dispersas. - Muchas Localidades No Son Electrificadas. - Las Autoridades Y La Población No Son Organizados Ni Unidos.

- Tener Acceso A Todo Tipo De Información (Internet). - Tener Mejor Atención En Salud, Educación Y Otros. - Mejor Calidad De Vida. - Creación De Microempresas, Asociaciones Y Comunales.

- Falta de dinero. - Acceso de carreteras. - Falta de proyectos. - Tiempo de invierno.

- Distancia Entre Pueblos. Poca Cantidad De Pobladores. Desinterés De Las Autoridades De Turno.

- No Se Cuenta Con Fluido Para El Uso De Artefactos Eléctricos. - No Se Realizan Obras Sociales. - Perjudica La Economía. - Retraso De La Comunidad.

Toda zona rural sin el fluido eléctrico siempre será retrasada, por lo que el estado debe de electrificar a fin de mejorar la calidad de vida de la población.

- Los Presupuestos No Llegan A Su Debido Tiempo. - El Corte De Luz Constante Y Sin Previo Aviso, Malogrando Los Artefactos Eléctricos A Afectando A Los Usuarios En General.

Retraso De La Economía Del Futuro Usuario, Quienes Se Encuentran Postrados Esperando La Instalación De Luz.

- Mal manejo de los técnicos en los pueblos alejados. - Mala ejecución de los proyectos de energía eléctrica. - Falta de alumbrado público en los distritos.

- No Hay Atención Inmediata De Los Técnicos En Caso De Ruptura - Necesidad De Una Carretera De Cables. Para Electrificar Un Pueblo. - Alto Costo En Los Recibos De - Pocos Habitantes En Un Luz. Poblado. - No Se Han Realizado Bien Las Instalaciones.

Presidentes Comunales

Pobladores

- Distancia Para El Traslado De Postes. - Distancia para el traslado de - Casas Muy Dispersas En La los postes en la carretera. Localidad. Escasos Recursos - Huaycos en tiempo de invierno. Económicos. - Trochas, Rutas Muy Accidentadas.

- Retrasos En La Economía. - Retrasos En La Educación. - Retrasos En El Sistema De Productividad Y Cultura. - Carencia En El Área De Salud.

- No hay carretera accesible. Difícil Acceso A Las - No Podremos Usar Artefactos - Huaycos en tiempo de Comunidades Para Llevar Eléctricos. lluvia. Los Postes. - Falta De Alumbrado Público.



Cargo

Tenientes Gobernadores

Regidores

PROBLEMAS

CAUSAS

- No hay energía eléctrica. - No hay desarrollo de la comunidad sin energía Falta De eléctrica. Económicos. - Se deben realizar los trabajos de electrificación sin perjudicar a la población.

EFECTOS

Recursos Sin Luz No Hay Comodidad En La Población.

- El Alto Costo Que Genera Elaborar Perfiles Y/O Expedientes. - La Falta De Carreteras. - Costo elevado del servicio - La Lejanía De Una eléctrico. Comunidad A Otra. - Informar adecuadamente a - La Falta De Voluntad toda la población. Política De Algunas Autoridades. - El Conformismo De La Población. - Problemas con la carretera. - Distancia para trasladar los materiales. - No todas las comunidades tienen carreteras de acceso.

Viviendas De La Comunidad Están Muy Dispersas. - Falta De Carretera De Acceso A La Comunidad. - Bajos Recursos Económicos Para Hacer Una Carretera.

- El Retraso De La Comunidad. - La Falta De Educación, Salud. - Mala Calidad De Vida. - Retraso Total En Todo Aspecto.

- Retraso Económico. Falta De Medios De Comunicación (Radio, Televisión, Internet) - Retraso En La Educación. - Deficiencias En La Salud De Los Pobladores.

Pueden causar daños en las El Alumbrado Público Debe No Hay Desarrollo Económico Sin chacras cultivables y frutales. Ser Completo. Electrificación.

Otros

Presidente del comité de electrificación

Los principales problemas son: - Clima. - Carreteras accidentadas. - Falta de carreteras a algunas comunidades, etc.

- Viviendas Están Muy Dispersas. - Las Vías De Acceso A Las Comunidades Son Muy Estrechas. - Economía Inestable En Los Hogares De La Comunidad.

- Retraso En La Educación, Salud, Económico. - Retraso En El Desarrollo De Los Pueblos.

- Falta de carreteras.Desinterés de las autoridades de turno.- Desinterés de los pobladores.

- Carreteras De Acceso A Las Comunidades Son Accidentadas.Viviendas Dispersas.

- Deficiencia En La Educación.- El Uso De Combustibles Causa Daño A La Salud De Los Pobladores.- El Pueblo No Se Desarrolla.



3.4.4 Problema Central PROBLEMA CENTRAL Ineficiente abastecimiento de energía en los LA LOCALIDAD DE OTORONGO

Las localidades beneficiarias del proyecto cuentan con un ineficiente abastecimiento de energía proveniente del petróleo, kerosene, velas, leña, elementos que contaminan al medio ambiente, los cuales deben ser sustituidos por la electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo y compatible con el medio ambiente para satisfacer las necesidades de iluminación, de información, producción, refrigeración, esparcimiento y programas de desarrollo de uso productivo. 3.5

ANÁLISIS DE CAUSAS Los involucrados han expresado diferentes causas directas e indirectas al problema central, como por ejemplo la lejanía de los centros poblados a las fuentes de suministro de energía existentes en la zona (redes eléctricas); centros poblados que presentan viviendas dispersas, la falta de carreteras y/o vías en mal estado de conservación, el desinterés de los pobladores, la mala gestión de las autoridades, la falta de presupuesto para la implementación de los proyectos

3.5.1 Causas Directas (nivel I) Las causas directas encontradas luego del análisis de la información recabada en los talleres de participación ciudadana fueron ordenadas y clasificadas e interpretadas, las cuales se analizan a continuación: a) Escasez de sistemas convencionales de generación de energía eléctrica: La manera convencional de generar energía eléctrica es a través de un generador. Ninguna de las localidades cuenta con infraestructura para generar energía eléctrica de esta manera, debido a su alto costo, que lo hace poco viable para este tipo de localidades. La alta inversión requerida para la implementación de minicentrales hidroeléctricas y el reducido ingreso tarifario hacen imposible el sostenimiento de este tipo de proyectos (no se cubren los costos de operación y mantenimiento). b) Limitada disponibilidad de la empresa concesionaria del servicio eléctrico. La ampliación a partir de redes primarias existentes en zonas cercanas a algunas localidades del proyecto no han sido ampliadas por la poca rentabilidad que ofrece a las empresas concesionarias y además una causa que dificulta esta ampliación es la proximidad de algunas localidades del proyecto a zonas arqueológicas dificultando el trazo de rutas eléctricas. c) Uso generalizado de fuentes de energía ineficientes (velas, kerosene, leña, etc.) Los pobladores usan otras fuentes de energía y luz, como son: velas y kerosene para iluminación, kerosene para refrigeración, leña para combustible en la cocina, etc. que por sus elevados costos y/o bajo rendimiento las hace muy ineficientes. Esta situación se debe principalmente al poco conocimiento de estos sistemas de generar energía eléctrica de manera no convencional, a partir de la energía solar (paneles solares), biomasa, energía eólica (molinos de viento). Así mismo, la elevada inversión inicial, ha llevado a que no se cuente con ningún tipo de infraestructura para generar energía de esta manera. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


En estas localidades, el uso de paneles solares, está orientado solo a alimentar algunos centros de salud y antenas de teléfonos comunitarios. 3.5.2 Causas Directas (nivel II) Existen causas de segundo nivel que influyen en el problema principal siendo los más representativos las siguientes causas: a) Localidades con viviendas dispersas. La característica común de los centros poblados rurales alejados de los centros poblados importantes, como son los anexos, caseríos, no presentan configuraciones de localidades con concentraciones de viviendas, muy por el contrario presentan configuraciones con viviendas dispersas, viviendas ubicadas cada 50 metros o más, sin ningún alineamiento adecuado para facilitar un diseño de las redes secundarias. Esta situación hace que los proyectos de electrificación sean demasiados costosas al emplearse mayores longitudes de redes primarias y secundarias para suministrar la energía eléctrica a las viviendas y/o cargas del proyecto; por lo tanto a veces no viables económicamente aun considerando los aspectos sociales en las evaluaciones económicas de los proyectos. b) Localidades sin vías de comunicación adecuadas Generalmente las localidades se encuentran ubicadas sin comunicación adecuada y hace que la población se encuentre aislada de las provincias, encareciendo cualquier tipo de ejecución de los estudios y obras. Esta situación hace también que los pobladores no puedan sacar sus productos en forma económica y oportuna. c) Adversas condiciones climatológicas Las condiciones climatológicas en época de invierno son bastante intensas y esto aunado a un terreno fangoso, hace que ingresar a estas localidades se hace sumamente difícil, que afectan sustancialmente el costo de transporte. d) Escasa comunicación por TV e Internet Al no contar con servicio eléctrico las poblaciones no tienen acceso a la TV e internet, por lo que se encuentran aislados y con poca posibilidad de desarrollo alguno al no acceder a la información del avance del país, agudizando la pobreza en los pobladores de las localidades. e) Bajo nivel de ingresos familiares Al tener bajos ingresos los pobladores de las localidades, no puedan poseer viviendas adecuadas y tampoco acceder de contar con diversos equipos como refrigeradoras. TV, computadoras personales, internet, dando resultado que el consumo de energía eléctrica sea bajo. 3.6

ANÁLISIS DE EFECTOS Al igual que lo indicado anteriormente los involucrados han expresado diferentes efectos directos e indirectos suscitados por no resolver el problema central, como por ejemplo el atraso cultural y económico en la población, falta de trabajo, bajo nivel de educación, restricciones al acceso de calidad a los servicios de salud y educación, aumento de la delincuencia en los centros poblados, la ausencia de generación de proyectos de desarrollo productivo y de servicio.



3.6.1 Efectos Directos (Nivel I) a) Reducida actividad productiva y turística La falta de energía eléctrica ha llevado a que estas localidades solo se dediquen a actividades tradicionales, esto es: a la agricultura y ganadería. Los pobladores no tienen posibilidad de dedicarse a nuevas actividades productivas (por ejemplo: crianza de aves) o comerciales (por ejemplo: restaurantes campestres), que les ayuden a incrementar sus ingresos económicos. b) Baja Rentabilidad en actividades productivas La actividad productiva de la zona se ve limitada a que la jornada laboral sea solo durante el día y no por la tarde o noche, afectando de esta manera su productividad. c) Restricciones en la disponibilidad de telecomunicaciones: La falta de energía eléctrica, ha limitado de manera considerable las telecomunicaciones, esto es el acceso a la información (radio, televisión, Internet), a la telefonía, etc., impidiendo su inserción en un mundo cada vez más globalizado. d) Incremento de los egresos de la canasta familiar La falta de energía eléctrica obliga a las personas a utilizar otros medios de iluminación, tales como velas y mecheros que funcionan con kerosene. El coste del combustible afecta enormemente a la economía familiar, lo cual conduce a las familias a la extrema pobreza. Los efectos a, b, c, d y e llevan a un bajo desarrollo productivo de las localidades, y a una baja calidad de vida de los pobladores. Este efecto lo encontramos reflejados en los bajos índices de desarrollo humano elaborados y publicados por PNUD / Equipo para el Desarrollo Humano, Perú – 2004. El cual está medido por: bajo índice de esperanza de vida al nacer, alta tasa de analfabetismo, Bajo número de matriculados en el nivel secundaria, el bajo logro educativo y el bajo ingreso familiar per-cápita para la zona en estudio. e) Restricciones en la calidad de los servicios de salud y educación: La falta de energía eléctrica, ha limitado los servicios de salud, orientándose solo a necesidades en las que no se requiera energía eléctrica y durante las horas de luz solar. También se ha limitado los servicios de educación, como el acceso a las personas adultas que por lo general tienen que trabajar durante el día. Debido a esto se observa que existe la migración de los pobladores a otras localidades y ciudades en las que pueden desarrollarse y acceder a otro nivel de vida. f) Imposibilidad de generar nuevos puestos de trabajo: La falta de energía eléctrica no permite la apertura de pequeñas empresas e industrias, lo cual podría ayudar en la generación de puestos de trabajo y aumento de los ingresos en la canasta familiar. Esta falta de trabajo produce desocupación y pobreza, lo que puede llevar a cometer actos delictivos. Los efectos e, f y g llevan a un aumento de los problemas y conflictos sociales (desocupación, delincuencia) y a un aumento de la migración del campo a la ciudad y a un abandono de las tierras. 3.6.2 Efectos Directos (Nivel II) •

Escasez de servicios (energía eléctrica, educación) Por la falta de energía eléctrica hay escases de servicios de energía eléctrica y una educación adecuada, dando como efecto poco desarrollo de la población al no contar



con estos servicios. Situación que también coadyuva al atraso de los habitantes de las poblaciones materia del proyecto. •

Inadecuada iluminación artificial (Vista malograda por uso de mecheros) Por la falta de energía eléctrica no se cuenta con alumbrado artificial, por lo que los estudiantes y los habitantes de estas localidades, se ven obligados a usar mecheros a kerosene o velas, cuyo nivel de iluminación no es el idóneo, razón por la cual la gran mayoría de estudiantes llega a sufrir diferentes enfermedades de los ojos, como la miopía, etc.

•

Baja calidad de vida de la población Las restricciones al acceso de servicios de energía eléctrica, salud, educación, hace que la población tenga una baja calidad de vida, lo cual reduce la esperanza de vida de la población, incrementando la pobreza en las zonas rurales del país.

3.6.3 Efecto Final La existencia del problema hace que el modo de vida este condicionado a lo que pueda realizarse durante las horas del día, así mismo la carencia de los servicios en muchas localidades limita las oportunidades de desarrollo de la población. Muchas localidades no cuentan con servicios de alcantarillado de aguas negras ni mucho menos pluvial, sus calles son afirmadas resultando contaminantes en épocas de sequía y resultando poco transitables en época de lluvias ocasionando malestar a la población. “Retraso Socioeconómico y Productivo de la Localidad de Otorongo

El efecto final es que las localidades no logran desarrollar de una manera adecuada sus actividades educacionales, de salud, productivas, comerciales y turísticas, por ende los pobladores están sumidos en la pobreza e ignorancia, siendo este un problema nacional y continental que los países desean resolver, esta postergación a las que son sometidos los pobladores de las zonas rurales son aprovechados por delincuentes y fanáticos que los convencen para delinquir o pertenecer a grupos extremistas que buscan desestabilizar al Perú, generando un problema a toda la nación. 3.7

ÁRBOL DE PROBLEMAS O ÁRBOL CAUSAS Y EFECTOS El muestra el árbol de problemas o árbol de causas – efectos, es mostrado en el Anexo B, Ítem 2.

3.8

OBJETIVO DEL PROYECTO PRINCIPAL Y ESPECÍFICO

3.8.1 Objetivo Principal OBJETIVO CENTRAL

Brindar eficiente abastecimiento de energía en de la Localidad de Otorongo

Al evaluar la zona en estudio se ha determinado que para lograr un desarrollo socio económico y productivo de las localidades, es necesario dotar de un servicio de electricidad proveniente de una fuente continua, fácilmente disponible, confiable, de menor costo,



compatible con el medio ambiente y de buena calidad. 3.8.2 Objetivo Específicos

3.9

•

Mejorar el desarrollo socio económico de las localidades A través de la provisión de la energía eléctrica se pretende mejorar las condiciones sociales y económicas actuales de los pobladores.

•

Mejorar la calidad de vida de los pobladores Otro objetivo es mejorar la calidad de vida, al ser mejor la calidad en el área los servicios de salud, educación, nuevas fuentes de trabajo, acceso a la información y al entretenimiento; y por ende la esperanza de vida de los pobladores de la zona del proyecto. ANÁLISIS DE MEDIOS DEL PROYECTO

3.9.1 Medios de Primer Nivel (Nivel I) Existen fuentes energéticas como la solar la cual es abundante en la zona de estudio y otras a partir de desechos orgánicos y la fuerza del viento las cuales requieren de profesionales con conocimientos para aprovecharlas. Uso de fuentes de energía eficientes (energía termoeléctrica, energía solar, etc.): Se puede generar energía eléctrica para las Localidades, teniendo en cuenta otras tecnologías para la Generación de Energía Eléctrica, de tal manera que cuenten con electricidad durante todo el año. 3.9.2 Medios Fundamentales De acuerdo al análisis de mejor alternativa para cada localidad involucrada en el proyecto se definirá que tipo de inversión se propondrá para cada localidad en función a sus características y ubicación geográfica. Se debe aprovechar los talleres para difundir la utilización de los sistemas no convencionales para generar energía eléctrica: La ubicación de lotes de los beneficiarios puede servir como medio para poder planificar el crecimiento de viviendas en zonas rurales. 3.10 ANÁLISIS DE FINES DEL PROYECTO 3.10.1 Fines Directos a) Aumento de la actividad productiva y turística Con la energía eléctrica las comunidades tendrán la posibilidad de dedicarse a otras actividades productivas, a parte de la agricultura y la artesanía, de tal manera que se incrementen los ingresos económicos, y se genere desarrollo en la actividad turística en la zona. Existe el incentivo debido a la disminución de costos para alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a gas). b) Incremento de la rentabilidad en actividades productivas Incrementará la rentabilidad de la actividad productiva, ya que con la energía eléctrica la jornada laboral se incrementará, al poder laborar en horas nocturnas y así originar mayores ingresos. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


c) Disminución de las Restricciones de la Disponibilidad de telecomunicaciones Con la energía eléctrica no habrá restricciones en los servicios de telecomunicaciones, esto es, el acceso a la información (radio, televisión, Internet) y a la telefonía. d) Disminución de los egresos de la canasta familiar Con la energía eléctrica las personas reducen sus egreso, debido a una disminución de los costos para alumbrado y refrigeración (refrigeradoras actualmente son a kerosene y a gas). Los efectos a, b, c, d y e llevan a un incremento del desarrollo productivo de las localidades, y a una mejor calidad de vida de los pobladores. e) Incremento de la calidad de los servicios de salud y educación Se conseguirá una mayor cobertura en los servicios de salud así como una ampliación en los horarios de atención de los centros de salud. También las personas que laboran durante el día podrán tener la posibilidad de estudiar por las noches, asimismo los pobladores podrán acceder al uso de la computadora y al Internet. f) Posibilidad de generar nuevos puestos de trabajo: Con la energía eléctrica se generará la apertura de pequeñas empresas e industrias, lo cual podría ayudar en la generación de puestos de trabajo y aumento de los ingresos en la canasta familiar. Los efectos e, f y g llevan a un aumento de la seguridad en las localidades y a una reducción de la migración del campo a la ciudad. 3.10.2 Fines Indirectos a) Mejora del desarrollo socio económico de las localidades. La energía eléctrica es una de los pilares del desarrollo socio económico de una región o localidad, por lo tanto esta fuente es uno de los principales motores del desarrollo productivo y comercial, y si a esto se le adiciona la adecuada tarifa por el uso de la energía está garantizada el incremento del desarrollo productivo de las localidades. Cabe indicar que la experiencia nos indica que no solo basta con proveerles de energía eléctrica u otros proyectos complementarios, sino estos deben ser acompañados de capacitación en gestión de proyectos, ayuda financiera para implementar sus proyectos locales y insertarlos en la cadena productiva propia y que garanticen ingresos económicos y el desarrollo sostenido a lo largo del tiempo. b) Mejora calidad de vida de la población Al contar con energía eléctrica en la cantidad y oportunidad adecuada, todas las entidades existentes en la zona del proyecto garantizarán que los servicios que brindan serán los adecuados para los pobladores de la zona, como el servicio de salud, educación, cultura, comunicación, internet, etc. Al tener más fuentes de trabajo los pobladores en edad productiva tendrán un empleo que sirve para satisfacer sus necesidades básicas de educación, alimentación, vestimenta y entretenimiento por lo tanto disminuye la delincuencia y la migración de los pobladores a las ciudades importantes (Del campo a la ciudad). 3.10.3 Fin Último Con el servicio de electricidad las mejoras que trae en los servicios hacen que el modo de vida de la población cambie positivamente interrelacionando a sus pobladores. El efecto final traerá consigo el desarrollo de las comunidades involucradas a través de las actividades productivas, comerciales y turísticas las cuales tendrán la posibilidad de incrementar y potenciar su economía y así superar la actual pobreza en que se encuentra. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


El fin último es que dichas localidades con el desarrollo de sus actividades productivas, comerciales y turísticas podrán superar su estado de atraso y pobreza. Desarrollo Socioeconómico de las localidades de la Localidad de Otorongo

3.11 ÁRBOL DE MEDIOS Y FINES El diagrama del árbol de medios y fines, se muestra en el Anexo B, Ítem 3. 3.12 ANÁLISIS Y PLANEAMIENTO DE LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN El análisis de estrategias ha sido desarrollado de la información obtenida de los talleres de participación pública y de los trabajos de campo desarrollados en el área del proyecto, con la participación de la población, y los otros grupos de interés. Del árbol de medios y fines desarrollado, se ha efectuado el análisis de medios, planteando y describiendo las estrategias de solución al problema, la metodología empleada se muestra a continuación: 3.12.1 Identificación de los Medios de Intervención Del análisis de los medios fundamentales imprescindibles o no, se ha identificado los medios en los cuales puede intervenir la unidad formuladora y ejecutora.  Plan de educación y capacitación de consumidores  Mayor inversión en infraestructura eléctrica de manera no convencional  Conocimiento de sistemas no convencionales de generación de energía Medio imprescindible: Un medio fundamental puede ser considerado como imprescindible cuando constituye el eje de la solución al problema identificado y al menos se lleve una acción destinada a alcanzarlo. A continuación se describe la clasificación de los medios fundamentales obtenidos a partir del árbol de medios y fines:  Clasificación de Medios Fundamentales Imprescindible

Imprescindible

Medio Fund. 1: Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica

Medio Fund. 2: Existencia de infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional.



 Relación de Medios Fundamentales y Planteamiento de Acciones Del análisis de medios fundamentales se plantea las acciones a realizar mostradas a continuación: Mutuamente Excluyentes

Complementario

Independiente

Imprescindible

Imprescindible

Mayor conocimiento de los sistemas no convencionales de generación de energía eléctrica.

Existencia de infraestructura adecuada para generar energía eléctrica de manera no convencional

Acción 1: Capacitación y Promoción a profesionales del sector energía, sobre fuentes de energía eléctrica no convencional

Acción 2a: Instalación de paneles fotovoltaicos

Acción 3b: Capacitación a los pobladores de la zona.

3.12.2 Identificación de la Jerarquía Decisional del Proyecto Se ha identificado dentro de la jerarquía decisional del proyecto las decisiones políticas, estratégicas y operativas que inciden en la implementación del proyecto, los cuales se muestran a continuación:  Decisiones estratégicas Son decisiones relacionas con la intervención de la unidad ejecutora, sobre las cuales se formularán las estrategias de solución. • Elaboración de Estudios de Preinversión mediante el SNIP − Estudios de Perfil − Estudios de Factibilidad − Estudios Definitivos • Intervención para superar barreras socioculturales • Mejora de la calidad de vida( Sector Educación, salud) • No afectar los parques y/o reservas nacionales  Decisiones operativas Comprende las decisiones relacionadas con las acciones requeridas para la implementación de cada uno de los medios fundamentales en los que se podrá intervenir. • Establecer los planes de capacitación referente al uso de la energía • Establecer el inicio del proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


• Construcción de una nueva infraestructura eléctrica • Establecer las fuentes de financiamiento adicionales para el proyecto • Establecer los lugares de realización de los planes de capacitación Para establecer la jerarquía decisional del proyecto se establece el criterio de lluvia de ideas para identificar y jerarquizas decisiones. Cuadro Nº 23: Jerarquía de decisiones y su identificación

Nro

Temas

Clasificación

1

Intervenciones para superar barreras socio-económicas y culturales.

Decisión Estratégica

2

Aumento de la Actividad productiva, comercial y turística

3

Aumento de la rentabilidad en actividades productivas

4

Mejora de los métodos de almacenamiento de alimentos

Resultados

5

Disminución de las restricciones de la disponibilidad de telecomunicaciones

Resultados

6

Disminución de los egresos de la canasta familiar

7

Intervención en la mejora de la calidad de los servicios de salud


8

Intervención en la mejora de la calidad de los servicios de educación


9

Posibilidad de generar nuevos puestos de trabajo

Resultados

10

Disminución de robos en las localidades

Resultados

11

Contenido del material para los talleres de participación pública

12

Fecha de inicio del proyecto

13

Incremento del Consumo de Energía

Resultados

14

Aumento del Coeficiente de Electrificación

Resultados

15

Ahorro por dejar de usar fuentes actuales de energías

Resultados

16

Lugar donde realizar los talleres de participación pública

Decisión Operativa

17

Reuniones de coordinación con las autoridades distritales

Políticas

18

Disposición de la población para asistir a los talleres

19

Construcción de nueva infraestructura

20

Reducción de la migración al campo

21

mejora de la calidad de vida de los pobladores

22

mayor desarrollo productivo

23

Programa de Uso productivo de la energía


24

Programa de Uso razonable de la energía


25

Programa de seguridad en el uso de la energía eléctrica


26

Fuente de Financiamiento Adicional para el proyecto

Decisión Operativa

Resultados Incertidumbre

Incertidumbre

Políticas Decisión Operativa

Incertidumbre Decisión Operativa Políticas Incertidumbre Resultados



Cuadro Nº 24: Jerarquía Decisional del Proyecto

Código Nacional de Electricidad Ley General de Electrificación Rural Ley de Concesiones Eléctricas Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos

Políticas

Decisiones Estratégicas

Decisiones Operativas

Intervención para mejorar la calidad de vida. Intervención en educación

Optimizar detalles. Fuente de Financiamiento. Fechas de Capacitación.



3.12.3 Construcción de la tabla de generación de estrategias Las variables de decisión se analizan para que nos permitan definir las estrategias del proyecto, para ello se trasladan a la tabla de generación de estrategias mostradas a continuación: Estrategia

Momentum

Estrategia 1

Barreras Socio culturales

Talleres de participación Pública-PIP Talleres de participación Ciudadana-EIA Campañas

Estrategia 2

Charlas Reuniones

Estrategia 3

Nada

Generación de Energía

Sistema Aislado Eléctrico Hidroeléctrico Conexión al Sistema de Generación Existente Minicentral Hidroeléctrica Sistema Fotovoltaico Sistema aislado eléctrico térmico Optimización de Recursos

Distribución de Energía

Conexión al Sistema de Distribución Existente

Población Beneficiada

Capacitación del uso productivo de la energía Capacitación del uso eficiente de la energía

Implementación de nuevas Líneas y Redes Eléctricas

Construcción Instalaciones Interiores

Implementación de Módulos Fotovoltaicos

Talleres de seguridad en instalaciones eléctricas Nada

Nada



3.12.4 Formulación de Estrategias o Alternativas de Solución  Momentun Es la situación actual que se presenta sin haberse tomado ninguna acción:

Estrategia

Momentun

Estrategia 1


Talleres de participación Pública-PIP Talleres de participación Ciudadana-EIA Campañas

Generación de Energía

Sistema Aislado Eléctrico Hidroeléctrico Conexión al Sistema de Generación Existente Minicentral Hidroeléctrica

Distribución de Energía

Conexión al Sistema de Distribución Existente

Implementación de nuevas Líneas y Redes Eléctricas

Charlas Estrategia 2 Reuniones Nada

Sistema Fotovoltaico Sistema aislado eléctrico térmico Optimización de Recursos


Capacitación del uso productivo de la energía Capacitación del uso eficiente de la energía Construcción Instalaciones Interiores


Talleres de seguridad en instalaciones eléctricas

Nada

Nada

 Estrategia 01 Estrategia

Momentum

Estrategia 1


Talleres de participación Pública-PIP Talleres de participación Ciudadana-EIA Campañas Charlas

Estrategia 2 Reuniones Nada

Fuente de Generación de Energía

Sistema Aislado Eléctrico Hidroeléctrico Conexión al Sistema de Generación Existente Minicentral Hidroeléctrica Sistema Fotovoltaico

Sistemas de Distribución de Energía

Conexión al Sistema de Distribución Existente Implementación de nuevas Líneas y Redes Eléctricas


Sistema aislado eléctrico térmico Optimización de Recursos

Nada


Capacitación del uso productivo de la energía Capacitación del uso eficiente de la energía Capacitación en Instalaciones Interiores Talleres de seguridad en instalaciones eléctricas Nada



CAPITULO IV FORMULACIÓN



4. FORMULACIÓN 4.1

HORIZONTES DE EVALUACIÓN El horizonte de evaluación del proyecto de electrificación rural es de un horizonte temporal de veinte (20) años luego de concluida la puesta en marcha y operación experimental del proyecto.

AÑO INICIAL = AI AÑO HORIZONTE (20 AÑOS): 4.2

2013 2033

ANÁLISIS DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

4.2.1 Fuentes de información Para esta parte del estudio se recopiló datos de campo, previa visita a todas las comunidades en la cual se realizó encuestas, también se recopilo información de fuentes confiables como son de carácter demográfico, económico y productivo, incluyendo las actividades: agrícola, ganadera, comercial, industrial, forestal, minera, etc.; y de cualquier otra actividad que tenga impacto en el consumo de la energía eléctrica, ya sea por su utilización como insumo o como uso final. Para la estimación de la demanda, se ha tomado en cuenta la siguiente información: Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), el cual proporciona información de los últimos censos poblacionales a nivel nacional (Censo de 1981-1993 y 2007). Guía para la Evaluación Económica de Proyectos de Electrificación de localidades Aisladas Rurales. Para efectos de garantizar la información consignada en los documentos citados, se realizó la inspección de campo, que consistieron visitar las localidades de la zona del proyecto, evaluar el nivel socioeconómico y el grado de desarrollo urbano de la población. 4.2.2 Determinación del Consumo Unitario Energético de Suministro. El servicio eléctrico proporcionado por el SFV de 80 Wp, tiene una capacidad suficiente para atender satisfactoriamente a los usuarios domésticos, conjuntamente con una batería de 150 Ah, con energía eléctrica en corriente continua - DC de 12 V. considerándose el uso de tres lámparas fluorescentes compactas de 11 W, un TV B/N ó Color de bajo consumo, una radio, un cargador de pilas y un cargador de celular, que pueden ser utilizados simultáneamente por los periodos indicados en el Cuadro Siguiente. Para este tipo de sistema, se considera cargas de uso típico con una potencia de instalación de 93 W, el consumo energético en la zona del proyecto es 257 W.h-día, considerando horas de uso de las cargas y que puedan ser abastecidas por la energía disponible de acuerdo a la radiación solar de la zona. La energía puesta a disposición es de 323,84 W.hdía.



Cuadro Nº 25: Uso Típico, Consumo Energético - Sistema Fotovoltaico de 80 Wp

Panel (Wp)

Uso Típico

Cant.

1 x 80

Lámpara fluorescente compacta DC, 12V, 11 W

1 x 80

COSTA - SIERRA SELVA

MÓDULO DE 80 Wp

TIPO

Potencia Total (W)

Consumo Energ. de Suministro W.h/día

Unitaria

Unitaria

Total

3

11

4,5

33,00

1

30

2

30,00

1

10

3

10,00

Cargador de pilas

1

15

3

15,00

45,00

Cargador de Celular Lámpara fluorescente compacta DC, 12V, 11 W Televisor B/N o color de bajo consumo

1

5

3,5

5,00

17,50

3

11

4

33,00

132,00

1

30

2

30,00

Radio

1

10

2

10,00

Cargador de pilas

1

15

2

15,00

30,00

Cargador de Celular

1

5

3

5,00

15,00

Televisor B/N o color de bajo consumo 80 Radio

80

Potencia Unitaria (W)

Horas de Uso (h/día)

148,50 93,00

93,00

60,00 30,00

60,00 20,00

4.2.3 Pérdidas de Energía Son las pérdidas de energía de la batería, pérdidas por efecto joule que se presentan en el transporte de energía del panel fotovoltaico a las cargas típicas. Las condiciones de operación de los SFV para la selección de los componentes han sido evaluadas bajos las consideraciones generales siguientes: Cuadro Nº 26: Condiciones de Operación de los SFVD Ítem

Descripción

Valor

Unidades

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Pérdidas por rendimiento de la batería Pérdidas del inversor DC/AC Pérdidas por efecto joule y otros Auto descarga diaria de la batería Número de días de autonomía Profundidad de descarga Irradiación sobre el generador fotovoltaica Costa-Sierra/HPS Irradiación sobre el generador fotovoltaica Selva/HPS Temperatura Ambiente Máxima Costa Temperatura Ambiente Máxima Sierra Temperatura Ambiente Máxima Selva Inclinación del generador fotovoltaico Voltaje de la Batería Pérdidas Sin inversor Pérdidas para inversor Coeficiente de perdidas total

10% 10% 10% 0% 2 50% 5,3 4,5 30,7 22,8 32,5 15 12 79% 69% 0,9

kb kC kv ka N Pd kW.h/m2 kW.h/m2 °C °C °C Grados V Coeficiente DC Coeficiente AC

Total

Bajo las condiciones descritas en el cuadro anterior se considera 26% de pérdidas de energía respecto al consumo energético de suministro.


301,00

257,00


Energía Puesta a Disposición – Demanda de Energía Unitaria Total Es la energía total necesaria para abastecer la demanda típica de los usuarios rurales, incluye el consumo energético de suministro y las pérdidas de energía. Cuadro Nº 27: Uso Típico, Consumo Energético y Energía Disponible Sistema Fotovoltaico de 80 Wp

Panel (Wp)

TIPO

Uso Típico

Consumo Energ. de Suministro W.h/día (A)

Cant.

1 x 80 1 x 80

COSTA - SIERRA SELVA

MÓDULO DE 80 Wp

Unitaria

80

80

Energ. Puesta a Disposición W.h/día (C=A+B)

Pérdidas de Energía (B=A*26%)

Total

W.h/día

Unitaria

Lámpara fiuorescente comPacta DC, 12V, 11 W Televisor B/N o color de bajo consumo

3

148,50

38,62

187,12

1

60,00

15,60

75,60

Radio

1

30,00

7,80

37,80

Cargador de pilas

1

45,00

11,70

56,70

Cargador de Celular Lámpara fiuorescente comPacta DC, 12V, 11 W Televisor B/N o color de bajo consumo

1

17,50

4,55

22,05

3

132,00

34,33

166,33

1

60,00

15,60

75,60

Radio

1

20,00

5,20

25,20

Cargador de pilas

1

30,00

7,80

37,80

Cargador de Celular

1

15,00

3,90

18,90

301,00

257,00

Total

379,27

323,83

4.2.4 Determinación de las Tasas de Crecimiento Poblacional De la información proporcionada por el INEI de los Censos Nacionales del año 2007, extraemos los datos de población y vivienda, estratificados por: Localidades, distritos y provincias. Con esta información como base obtenemos las tasas de crecimiento poblacional.

N°

Localidad

01 OTORONGO

Determinación de las Tasas De Crecimiento Poblacional Censo 1,981 Censo 1,993 Censo 2,005 Censo 2,007 TCP (%) TCP (%) TCP (%) Provincias Distritos TCP (%) INEI 2007 Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda 1981-1993 1993-2007 ELEGIDO

HUANCAYO

SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA

0

0

83

17

0

0

112

28

0.00%

2.20%

2.20%

2.20%

Fuente: INEI Relación de Habitantes por Viviendas

El número de viviendas para cada localidad se evalúa tomando como base la proyección de la población y la densidad familiar que se encontró en los trabajos de campo, confrontándolos con los datos de población y vivienda proporcionados por el INEI. Los valores considerados de la densidad familiar HAB/VIV para el análisis de la demanda, es independiente para cada una de las localidades manteniéndose constante para todo el período de análisis y se encuentra dentro de los valores siguientes:

[3,50 < HAB / VIV < 5,5] (Densidad Familiar) A nivel nacional el tamaño familiar promedio es de 4.7 miembros. En la selva rural se registra el mayor número de miembros con 5.5 personas por hogar. Fuente INEI (Perfiles de condición de vida de los hogares) El número de viviendas se determina en función a la siguiente relación:



N º VI =

Donde: Nº VI Nº Hab Hab/Viv

N º Hab Hab / Viv

: Número de Viviendas. : Número de habitante de cada año (resultado de la proyección). : Relación de Habitantes por viviendas.

4.2.5 Coeficiente de Electrificación El coeficiente de electrificación inicial post proyecto es de 100%, es decir se busca beneficiar con el proyecto a todos los usuarios domésticos identificados. Este coeficiente se mantendrá en todo el horizonte de evaluación, debido a que la regulación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos), permitirá la inversión por parte de la empresa distribuidora, la inserción de suministros futuros. 4.2.6 Proyección del Número de Habitantes El Análisis de la tendencia de crecimiento demográfico de la zona de proyecto se realiza en base a la información oficial de los Censos Nacionales de 1993 y 2007 proporcionados por el INEI, los datos recopilados en la visita efectuada a las localidades de la zona de proyecto. Se proyecta el número de habitantes para cada centro poblado con su respectiva tasa de crecimiento, para un horizonte de 20 años. La población base para el año 2010 es la obtenida de los datos de campo, relacionándolos con los índices de crecimiento poblacional asumidos, se determinó la proyección de la población; la cual para el horizonte de planeamiento, se ha calculado con la siguiente relación:

Pn = Po(1 + Tcrec )

n

Donde: Pn : Población al año “N” Po : Población al año inicial (2 010). Tcrec: Tasa de crecimiento de la población, constante en el periodo de análisis. n : Año a proyectarse la población. El detalle de la proyección de la población beneficiada se muestra en el Anexo Nº A.1.6 4.2.7 Proyección del Número de Viviendas Sobre la base de los resultados de la visita de campo, en donde se contabiliza la población y el número de vivienda, se determina número de viviendas tomando como base la proyección de la población y la densidad familiar que se encontró durante las encuestas realizadas en los trabajos de campo para todo el horizonte de planeamiento. Los valores asumidos de la densidad familiar para el análisis de la demanda, se mantiene constante para todo el período de análisis y se muestra por cada localidad El número de viviendas se determina en función a la siguiente relación:

Nviv =

Nhab (Hab / Viv )

Dónde: N° viv : Número de Viviendas N° hab : Número de habitante de cada año (resultado de la proyección). Hab/Viv : Relación de Habitantes por viviendas. El detalle de la relación de habitantes por vivienda por localidad se muestra en el Anexo Nº ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


A.1.6. 4.2.8 Proyección del Número de Abonados Domésticos La proyección del Número de Abonados Domésticos se ha establecido sobre la base del Coeficiente de Electrificación, durante el período de estudio y la tasa de crecimiento poblacional. El coeficiente de electrificación de la zona se halló según el grado de dispersión que presenta cada localidad incluida en el proyecto, las cuales fueron identificadas en las labores de campo. El número de abonados domésticos se obtiene de la multiplicación del número de viviendas totales y el coeficiente de electrificación.

# AbonDom.añoi = Pañoi * (# Hab / Lote) * C.E Donde: #AbonDom Año i P año i #Hab/Lotes C.E

: : : : :

Número de Abonados. Año (1 al 20). Población en el año i. Número de habitantes por lote. Coeficiente de electrificación por localidad.

Cuadro Nº 28: Proyección de Población y Abonados /Años

Años 2013 2028 N° DE HABIT. N° DE ABON.

2033

128.00

176.00

196.00

32.00

44.00

49.00

4.2.9 Proyección de la Demanda de Energía La energía total demandada por año está dada por la energía total demandada por cada módulo fotovoltaico y el número de módulos al año.

Energía Total.añoi = (Energía Neta - Suministro + Pérdidas) * N°SFVDañoi A continuación se presenta el resumen de energía que el proyecto demandará, en el horizonte de 20 años y la proyección del número de módulos fotovoltaicos. Cuadro Nº 29: Proyección de la Demanda de Energía

CONSOLIDADO DE LA ENERGIA DEMANDADA EN [kWh]

0 2013

5 2018

Años 10 2023

2,960.64

3,330.72

3,700.80

15 2028

20 2033

4,070.88

4,533.48



Cuadro Nº 30: Proyección del Número de Módulos Fotovoltaicos

AÑOS Proyección del N° de SFVD

4.3

0 2013 32

5 2018 36

10 2023 40

15 2028 44

20 2033 49

ANÁLISIS DE OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA La oferta de energía asociada a la electricidad de origen fotovoltaico está condicionada a la disponibilidad de radiación solar en el lugar de instalación. La irradiación solar diaria se calculó, considerando las fuentes de "Atlas de Energía Solar del Perú" publicación en el 2003 del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI) en convenio con la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP-MEM) y el promedio anual de irradiación solar diaria en el Perú del Ministerio de Agricultura, en el cuadro siguiente se muestra los valores promedio para selva y costa y sierra: Cuadro Nº 31: Irradiación Solar Diaria (kW.h/m2) Irradiancia Solar Diaria (kW.h/m2) Costa-Sierra

5,3

Selva

4,5

Para el proyecto se considera una irradiancia de 4,5 kW.h/m2-día. Esta cantidad de energía incidirá sobre la superficie del módulo FV que la transformará en energía eléctrica caracterizada por sus parámetros físicos de tensión (en Voltios) e intensidad (en Amperios), cumpliéndose que el producto de ambos parámetros reproduce la potencia eléctrica generada. En este marco conceptual se define la potencia del módulo FV llamada Potencia Pico, representada por Wp y calculada multiplicando el voltaje para máxima potencia (VMP) del módulo FV por la corriente para máxima potencia (IMP), valores que se reproducen cuando la potencia solar es igual a 1000W/m2 ó 1,0 kW/m2 Queda, entonces calcular la potencia eléctrica obtenida a partir de la potencia solar a través de una superficie FV o la superficie del módulo FV, de la manera como se ilustra a continuación. 4,5 kW/m2 de radiación solar equivalen a 4,5 horas continuas de potencia solar de 1 000 W/m2 y, por lo tanto, a la generación de la corriente IMP de forma sostenida durante esas 4,5 horas y almacenada van a la batería del SFV durante todo ese tiempo a la tasa de IMP Amperios. De esta forma, la batería almacenó (4,5)x(IMP) Ah de carga eléctrica potencialmente extraíble a la tensión nominal de 12 VCD, lo que en términos energéticos significa: ((4,5)x(IMP) Ah)x(12VCD) = 54,0xIMP Wh de energía potencial o de OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Esta oferta de energía varía discretamente en función de los valores de Wp de los módulos FV que se encuentre en el mercado y de la IMP correspondiente. Para el caso actual se está considerando para los efectos del cálculo de la oferta de energía un módulo FV de 80 Wp con VMP = 12 VCD y IMP = 6,66 A La oferta de potencia y energía requerida para satisfacer la demanda del Proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO está dada por la oferta unitaria de los módulos de sistemas fotovoltaicos ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


domiciliarios: Cuadro Nº 32: Oferta Disponible (1 x SFVD) Energía Puesta a Disposición (W.hdía)

Tipos de Sistema

Módulo

80

1 x 80

Costa Sierra

Selva


379,27

323,83

93,00

Voltaje (V)

Pérdidas (Efic. %)

Capacidad Bateria (Ah)



12 DC

79,36%

150,00

10,00

NO

Oferta Total (año i) = N° SFVD (año i) * Energía Puesta a Disposición (Selva)

4.4

BALANCE OFERTA DEMANDA El resumen del balance oferta – demanda de energía se presenta en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 33: Balance Oferta – Demanda de Energía- Con Proyecto BALANCE OFERTA-DEMANDA ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

AÑO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

(kWh) A

(kWh) B

(kWh) C=A+B

(kWh) D

(%) (D/C)*100


3,053 3,053 3,146 3,238 3,331 3,331 3,423 3,516 3,608 3,701 3,793 3,886 3,886 3,978 4,071 4,163 4,256 4,348 4,441 4,533

794 794 818 842 866 866 890 914 938 962 986 1,010 1,010 1,035 1,059 1,083 1,107 1,131 1,155 1,179

3,847 3,847 3,964 4,080 4,197 4,197 4,313 4,430 4,547 4,663 4,780 4,896 4,896 5,013 5,129 5,246 5,363 5,479 5,596 5,712

3,847 3,847 3,964 4,080 4,197 4,197 4,313 4,430 4,547 4,663 4,780 4,896 4,896 5,013 5,129 5,246 5,363 5,479 5,596 5,712

100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

DEMANDADA

PÉRDIDAS DEMANDA TOTAL CANTIDAD OFERTADA COBERTURA



*El análisis de balance entre oferta y demanda, permite conocer si existe un superávit o déficit. En el cuadro se muestra que no existe déficit ya que la energía ofertada cubre en la totalidad la demanda. Del cuadro y grafico anteriores se puede concluir lo siguiente:  La Demanda energía del Proyecto ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO está sujeta a la Energía Puesta a Disposición por cada Módulo. 4.5

DESCRIPCIÓN TÉCNICA RESUMIDA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS

4.5.1 Descripción de la Alternativa I “Instalación de paneles fotovoltaicos” Consiste en la implementación módulos fotovoltaicos con paneles solares en cada vivienda, que permita obtener la energía y potencia suficiente para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV). Componentes de los Sistemas Fotovoltaicos Los paneles solares serán instalados sobre postes de madera tratada pino de 12,5 pies clase 8, ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conforman cada uno de los paneles son: Cuadro Nº 34: Equipamiento del Sistema Fotovoltaico de 80 Wp Equipamiento Principal

Cant.

Panel Solar 80 Wp.

1


1

Batería Solar de 12 VDC, 150 Ah. Equipamiento Complementario

1 Cant.

Soporte de módulo.

1


1


1


3


1

salida de 12 V, para uso múltiple.

1

Cuadro Nº 35: Esquema de Utilización de la Energía Solar



SISTEMA FOTOVOLTAICO DOMICILIARIO RURAL (SFVD)

PANEL SOLAR

CONTROLADOR

LÁMPARAS

TV : B/N

RADIO

BATERÍA

Panel Solar Un panel fotovoltaico es una placa compuesta de células o celdas fotovoltaicas que tienen la propiedad de convertir la energía radiante del sol en energía eléctrica DC. Según el proceso de fabricación, las células y por lo tanto los paneles que las usan, pueden ser de tres tipos: • De silicio monocristalino. • De silicio policristalino. • De silicio amorfo. Los más recientes y confiables son los de silicio monocristalino y de silicio policristalino. Los paneles se fabrican de una amplia variedad de potencias sin embargo se ha seleccionado sistemas con paneles solares de 80 Wp debido a que son potencias representativas para los diferentes usos. Se ha seleccionado el panel con células de silicio policristalino ya que cumple con los 20 años de vida útil, y resulta más económico que el panel con células de silicio monocristalino. Cuadro Nº 36: Especificación Técnica del Panel Solar Características Físicas Dimensiones LxAxE Peso Número de células en serie Número de células en paralelo Tamaño de las células Características Eléctricas Modelo Tensión nominal (Vn) Potencia máxima (Pmax) Corriente de corto circuito (Isc) Tensión circuito abierto (Vcc)

1 224x545x39,5 9 kg 36 1 125x25 mm

12 Vcc 80 Wp ( ± 10%) 5,00 A 21,6 V

Características Constructivas Células Policristalinas Contactos Redundantes, múltiples en cada célula Laminado EVA (Etilen-Vinil Acetato) Cara frontal Vidrio Templado Cara posterior Protegida con Tedlar de varias capas Marco Aluminio Anonizado Cajas de conexión 1xIP-65 con diodo de By-Pass Toma de Tierra Sí Certificados CE, ICE-61215, ICE-61730, clase II



Intensidad punto max. potencia (Impo) 4,62 A Tensión punto max. Potencia (Vmp) 17,3 V Tensión máxima del sistema 760 V En condiciones estándar (STC) lrradiancia 1000 W/m2, Amp. 1,5, temperatura de una célula 25'C

Garantía de Potencia

10 y 25 Años (90 y 80 %)

Cada módulo cuenta con un panel de 80 Wp. Estructura Soporte El soporte para panel solar es el encargado no sólo de sostener sino el de proporcionar un mayor rendimiento. El montaje del soporte para panel solar es muy simple El montaje se hace sobre la superficie en donde se desee instalar el módulo, es necesario aclarar que este sitio elegido debe contar con la mayor cantidad de "horas-sol" posibles para obtener un máximo rendimiento y que así la inversión resulte rentable, también considerar la elevación hacía el sur de 10° a 15° con la cual debe regularse al soporte. Además se propone postes de madera tratada (12,5 pies, clase 8), que tienen una vida útil de 30 años, y que representa en costo el 72% de los postes de Fe galvanizado, en lugar de los postes de madera sin tratamiento, y tubos de Fe galvanizado, que resultan mucho más caros. Batería La batería es el elemento encargado de almacenar la energía eléctrica generada por los módulos durante los periodos de sol. Normalmente, las baterías se utilizan durante las noches o periodos nublados, el intervalo que incluye un periodo de carga y uno de descarga, recibe el nombre de ciclo. Idealmente las baterías se recargan al 100 por ciento de su capacidad, durante el periodo de carga de cada ciclo. Las baterías serán de plomo – acido de tipo abierta de ciclo profundo, de 12 V DC – 150 Ah (01 batería por módulo SFVD). Lámparas Se ha previsto el uso de tres lámparas fluorescente compactas de 11 W, por módulo SFVD. Cuadro Nº 37: Requerimiento técnico mínimo para lámparas N° Características 1 Potencia Nominal 2 Fabricante 3 Tipo de Lámpara 4 Voltaje nominal (VDC) Rango de voltaje de operación 5 (VDC) 6 Comente nominal a 12 V (mA) 7 Intensidad luminosa (1m) mínimo 8 Eficiencia luminosa mínimo 9 Temperatura de la luz (K) 10 Vida útil mínimo 11 Garantía de funcionamiento 12 Rango de Temperatura amb. (°C) 13 Tipo de socket 14 Protecciones 15 Certificación de garantía de fabrica 16 Información Técnica

Especificado Especificado Indicar Fluorescente compacta tipo ahorrador de energía para ser utilizada con sistemas foto voltaicos o baterías 12 V 10 V a 15 V menor a 950 mA 630 lm 60 lm/W 6400 (Luz Fría) 8000 horas Mínimo 2 años - 10 a + 50 E27 – bayoneta Protegido contra polandad invertida Presentar Catálogo de la Lámpara



Controlador de Carga Los controladores se incluyen en los sistemas fotovoltaicos para proteger a las baterías contra sobrecargas y descargas excesivas. La mayoría de los controladores detectan el voltaje de la batería y actúan de acuerdo con los niveles de la tensión. Los controladores no son aparatos muy simples, ya que el estado de recarga de la batería depende de muchos factores y es difícil de medir. Capacidad del controlador: El controlador debe tener suficiente capacidad para controlar la máxima corriente producida por el conjunto fotovoltaico. Multiplique la corriente de cortocircuito del conjunto fotovoltaico por 1,25 para manejar la corriente excesiva ocasional. Voltaje del controlador: El controlador se especifica de acuerdo al Voltaje nominal del conjunto fotovoltaico, sin embargo, dado que su principal función consiste en proteger a la batería de sobrecargas y descargas profundas, los voltajes de corte y reconexión representan un papel muy importante en el diseño del sistema y la vida útil de la batería. Voltaje de corte: Este puede ser superior para proteger a una batería que se encuentre en estado de carga plena. Cuando esto sucede, la corriente que proviene del conjunto fotovoltaico es interrumpida por medio de un relevador o un diodo en el controlador, así se evita que la batería se sobrecargue y dañe sus celdas. El voltaje o punto de corte superior depende del tipo de batería y los valores típicos para sistemas de 12 V oscilan de los 13,3 a los 13,8 V. Las características de carga de las baterías cambian con la temperatura. Algunos controladores de carga tienen un dispositivo para determinar la temperatura de la batería y efectuar los ajustes correspondientes. Este proceso se conoce como corrección de temperatura y es utilizado para ajustar los puntos de corte y reconexión, así como para estimar la cantidad real de energía que contiene la batería. Gabinete Metálico En el tablero de control eléctrico, se encuentran instalados ordenadamente los equipos de control y distribución (regulador FV e inversores) de la energía eléctrica producida por el panel FV también se encuentran las cajas de conexión para la salida de cables. Los gabinetes están diseñados para ser utilizados en instalaciones eléctricas que requieran que el gabinete esté a la intemperie. El cuerpo y la tapa del gabinete son construidos cada uno en una sola pieza con soldadura continua en las cuatro esquinas, logrando de esta forma características adecuadas la imprescindible estanqueidad necesaria para este tipo de uso. • Apertura puerta 180 grados. • Bisagras y cerraduras. • Puesta a tierra con resistencia de 0,5 Ohms, en cuerpo y puerta. Los gabinetes tendrán los accesorios siguientes: • Cerraduras y bandejas de soporte de accesorios. • Grampas de fijación (aseguran estanquidad). • Cables para bornes de puesta a tierra. • Kit cobertor de modulo DIN. • Separadores de altura. • Contratapas abisagradas fijadas al cuello. • Tapas de inspección, tapas acrílicas y tapas. • Triángulo de seguridad eléctrica. Cables de Conexión Calibre: 2 x 3,3 mm2, equivalente a 12 AWG (4 mm2). Tipo: Indoprene TM (TWT), cubierta exterior PVC, visible o empotrado directamente en el ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


interior de muros y paredes, o RHW-RHW-2, cubierta de PVC, retardante de la llama y resistente a los rayos solares. (30 m de cable / SFVD). Accesorios de Conexión y Montaje Los accesorios de conexión y montaje se detallan a continuación: Cuadro Nº 38: Accesorios de Conexión y Montaje Ítem

Descripción

Cantidad

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Caja octogonal plástica Regleta de conexión de 3 bornes Rondana rectangular de madera pequeña para interruptor Rondana rectangular de madera pequeña para interruptor Cintillos plásticos blancos de 20 cm Grapa para cables de calibre 10 AWG Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca Stove bolt de 1/8" x 1/2", cabeza estrella, con tuerca Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca Tornillos pax de 5/32" x 1 Clavo de cemento de 25 mm Clavo de madera de 4" Clavo de madera de 3 1/2" Tornillo de 1/4" x 3 1/2 " Armella de 1/4" x 1/2"

3 4 3 1 10 100 2 2 2 6 4 1 1 3 2 2

Función Sujeción de soquet y luminaria Conexión de cables entre luminarias e interruptores Fijación de interruptores adosables Fijación de tomacorrientes adosables Sujeción de cables Fijación de interruptores adosables Para sujeción de controlador a caja gabinete Sujeción de caja de conexiones y regleta Sujeción de conversor a gabinete Sujeción de soquet a caja octogonal Sujeción de gabinete en panel de madera Sujeción de rondanas en pared o poste Soporte de caja de baterías Soporte de caja de baterías Soporte de caja de baterías Asegurar caja de baterías

4.5.2 Descripción de la Alternativa II No se consideró la segunda alternativa por no contar con otro tipo de energía no convencional de bajo costo y libre de contaminación. A continuación se describe alternativas de generación de energía no convencional, que no son viables técnicamente en la zona del proyecto.

A) Sistemas eólicos Por ser un sistema que para su funcionamiento optimo debe estar en zonas con una velocidad de 5 m/s, donde las zonas de nuestro proyecto los distritos de Pichanaki, Perene y Rio Tambo como se muestra en la Figura N°1 presentan velocidades medias de 2 m/s.

Mapa eólico de la Región Junín Fuente: Ministerio de Energía y Minas, Dirección General De Electrificación Rural ATLAS EÓLICO DEL PERÚ



B) Sistema Hibrido • El sistema hibrido consta de sistemas individuales como son el sistema con módulos fotovoltaicos y el sistema con generadores eólicos, como se mostro anteriormente contar con el sistema eólico no es viable por el viento que no son los indicados para la regiones mencionadas. • Incremento de costo por usuario al contar con un sistema doble que son los módulos fotovoltaicos y los aerogeneradores.

Sistema hibrido de Modulo Fotovoltaico y un aerogenerador



C) Grupos electrógenos • El sistema con grupo electrógeno requiere de combustible en este caso gasolina, el cual en los sitios en mención requiere un constante abastecimiento de combustible, el cual va a necesitar de un sitio de abastecimiento de tal producto y haciendo honor a la verdad no hay un grifo legal cercano a los sitios es mención. • Deberá constar con una red de distribución, constara con postes, cableado de distribución, acometidas y demás ferretería necesaria para la instalación. Como adicional deberá mantenerse dentro de las leyes de OSINERMING el cual detalla que en sitios rurales no deberá haber una caída de tensión mayor al 7% (14 voltios). • Deberá constar de un programa medio ambiental de cuidado, manipulación y almacenamiento de los combustibles, el cual se debe llevar anualmente. • La eficiencia de dichos grupos electrógenos es de aproximadamente por cada galón da un funcionamiento de 4 horas sin carga domestica, pero con carga domestica reduce tal eficiencia. • Los generadores electrógenos no son sostenibles en el tiempo como en el caso sucedido en la comunidad de Poyeni, Rio Tambo. • El Ministerio de Energía y Minas considera que cuando se hace un proyecto con sistemas fotovoltaicos solo se considera una sola alternativa.

Generador Electrógeno



4.6

DESCRIPCIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

4.6.1 Ambiente Físico Área de Influencia Directa Serán las áreas que se verán afectadas directamente por las instalaciones de los Paneles Solares (Estructura soporte más panel solar), se considera un área de 2 m2. Área de Influencia Indirecta Vendrían a ser las áreas cuyo uso se hace necesario para la implementación del proyecto, siendo el área de influencia indirecta durante las etapas de diseño, construcción, operación y mantenimiento, se considera al área que rodea el panel solar, 5 m2. 4.6.2 Ambiente Biológico Áreas Naturales Protegidas Reconocidas por el SERNANP Los módulos fotovoltaicos no afectarán Áreas Naturales Protegidas, debido a que estos serán instalados en los predios de los beneficiarios actualmente habitados. Flora y Fauna La flora y fauna estará regida por las siguientes leyes existentes: Ley Nº 27308 Resolución Ministerial Nº 017-10-77-AG-DGFF Decreto Supremo Nº 034-2004-AG 4.6.3 Ambiente Socioeconómico Beneficiarios del Proyecto El proyecto permitirá el desarrollo socio-económico y agroindustrial de 01 localidad de la zona de proyecto, mediante el suministro de energía eléctrica a 32 abonados totales.



4.6.4 Áreas Arqueológicas Durante los trabajos de reconocimiento arqueológicos de campo del proyecto “ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO ”, no se identificaron, ni registraron Sitios Arqueológicos en el área de influencia directa, por lo tanto, se concluye que no existen evidencias arqueológicas en superficie para la instalación de los SFVD. 4.6.5 Medidas de Atenuación del Impacto Recomendaciones Generales En la etapa de construcción la empresa ejecutora del sistema eléctrico rural deberá cumplir normas mínimas de saneamiento tales como cuidado del uso y disposición de letrinas y pozos sépticos que no contaminen la capa freática y los cursos superficiales de aguas. Los residuos sólidos domésticos producto de los campamentos serán acumulados para que sean recogidos por el camión recolector municipal. Todos los residuos sólidos producto de las instalaciones eléctricas, generados durante la obra deberán ser conducidos a los campamentos al final cada día de trabajo, estos residuos deberán ser recolectados y clasificados por los trabajadores y conducidos a la zona destinada para su acumulación, el Titular del Proyecto a través del Contratista está obligado a acondicionar y almacenar en forma segura, sanitaria y ambientalmente adecuada los residuos, previo a su entrega a una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos, para continuar con su manejo hasta su destino final. Los encargados de la supervisión ambiental deberán tomar medidas mitigadoras de impacto ambiental tanto en los trabajos de Construcción y Operación del Proyecto. Medidas de Mitigación de los Impactos Detectados Las compañías constructoras deberán contratar un porcentaje de la mano de obra perteneciente al área del proyecto de acuerdo a lo establecido en el Artículo 68 - Organismo Suspervisor de las Contrataciones del Estado (OSCE). Se recomienda acortar los plazos de ejecución de la obra para evitar desbroces innecesarios de vegetación, caza indiscriminada de la fauna local. La disposición de residuos materiales sobrantes producto de la construcción de las instalaciones eléctricas y residuos domésticos se trasladarán a los lugares para luego ser dispuestos a una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos y autorizada por DIGESA. Se utilizarán los caminos de acceso existentes, no siendo necesaria la apertura de nuevos caminos de acceso, de manera que no se afectarán cursos de agua, lagos, etc. Para evitar contaminación de los ríos no se deben arrojar ningún tipo de desechos o residuos a los cursos de agua. Se realizará Talleres Informativos, con el objeto de difundir los alcances del Estudio Ambiental a las autoridades sectoriales, regionales y a la ciudadanía en general, dentro del proceso de participación ciudadana y transparencia. Todos los vehículos y equipos que se utilicen para el proyecto serán sometidos a un programa de mantenimiento adecuado. Los residuos producto del afinamiento y mantenimiento de los equipos de combustión, deberán ser recolectados y acumulados conjuntamente con los residuos de la obra. Los aceites y grasas deberán ser depositados en recipientes de plásticos para su posterior disposición. El Contratista deberá cumplir con las recomendaciones del fabricante y especificaciones técnicas de montaje del proyecto. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


4.7

CRONOGRAMA DE ACCIONES

4.7.1 Cronograma de Ejecución En los cuadros siguientes se muestran las actividades y su duración de cada proyecto alternativo. Se ha elegido un período de evaluación de 20 años para lo cual se cuenta con el sustento técnico de la unidad formuladora. Cuadro Nº 39: Actividades de Alternativa ÍTEM

Nombre de Tarea

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO I. Trabajos Preliminares 1.0 II.

Duración (Días)

Estudio De Ingeniería Definitiva Sistema Fotovoltaico

60

Mes 01 2 3

4

15 15 30

1.0

Suministro

30

2.0

Transporte

30

3.0


30

III. Otras Actividades Complementarias de Montaje

1

2.0

1


1

4.7.2 Recursos Necesarios para la Ejecución Disponibilidad de Materiales y Equipos La mayoría de los materiales a utilizarse en los SFVD, son de fabricación extranjera. Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje En el país existe un gran número de empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de obras de electrificación debidamente equipadas, que han venido trabajando, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen empresas peruanas. Asimismo en el Perú se tienen experiencia en la implementación de proyectos con sistemas fotovoltaicos por parte del Ministerio de Energía y Minas. Transporte y Montaje El transporte de materiales y equipos desde el lugar de fabricación hasta la zona del Proyecto no representará mayor problema, debido a la existencia de carreteras apropiadas y en regular y buen estado de conservación. Para el transporte de materiales nacionales e importados se tiene la carretera asfaltada. En la zona del Proyecto, no existen carreteras afirmadas paralelas a las localidades beneficiadas, sin embargo existen medios de transporte vía fluvial, lo cual no representa un problema mayor debido a que se usarán postes de madera que por su reducido peso y mayor maniobrabilidad facilitarán el transporte y debido a que los demás componentes de los SFVD no tiene mayor peso. Responsables de la Ejecución del Proyecto Las etapa de inversión y ejecución de obra estarán a cargo de la Municipalidad Distrital de Santo Domingo de Acobamba, coordinando aspectos técnicos, económicos y contractuales. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


4.8

DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE LAS ALTERNATIVAS

4.8.1 Determinación del Metrado de los Módulos Fotovoltaicos – Alternativa Seleccionada Consideraciones Generales La implementación de paneles solares fotovoltaicos en cada vivienda permitirá obtener la energía suficiente para satisfacer las demandas básicas de alumbrado e información (radio y TV) de cada usuario en las localidades que integran el presente proyecto. Cada abonado deberá contar con su propio módulo fotovoltaico. (Se electrificarán únicamente a los usuarios domésticos). Metrado de Suministros que conforma el Módulo Fotovoltaico Los paneles solares serán instalados sobre postes de madera tratada pino de 12,5 pies clase 8, ubicados en la parte exterior del predio por alimentar. Los elementos que conforman cada uno de los paneles son Cuadro Nº 40: Equipamiento del Sistema Fotovoltaico de 80 Wp Equipamiento Principal

Cant.

Panel Solar 80 Wp.

1


1

Batería Solar de 12 VDC, 150 Ah.

1

Equipamiento Complementario

Cant.

Soporte de módulo.

1


1


1


3


1


1

Número Total de Módulos Requeridos El número de módulos del proyecto está determinado por el número de beneficiarios (1 Módulo Fotovoltaico por Usuarios) Costos de Recursos Humanos y Maquinaria Los costos unitarios de recursos de humanos (h-h) y de maquinaria (h-m), han sido definidos según CAPECO, vigentes a julio de 2011. (Tipo de Cambio = 2,74 – Jul. 2011) Cuadro Nº 41: Costos Unitarios de Recursos Humanos y Maquinaria Capataz Operario Oficial Peón

Mano de Obra (U$S/h)

US$/h-h 6,82 5,24 4,60 4,16

Detalle de transporte

US$/h-m

Camión 10Tn

13,25

Camión 4Tn

10,08



Camioneta Moto Asemila Deslizador

7,25 1,64 2,64 17,86

Peque-Peque

3,69

Semi trailer 30 Tn

67,00

Motonave

43,84

Costo Unitario de Suministro de Materiales y Estructura de Costos por Módulo Fotovoltaico A continuación se presenta la estructura de los componentes y materiales que conforman cada módulo fotovoltaico, asimismo los costos de suministro. Cuadro Nº 42: Costos Unitarios de Materiales para Sistemas Fotovoltaicos de 80 Wp (componentes de un SFVD – 80 Wp) Costos Unitarios de Materiales para Sistemas Fotovoltaicos de 80 Wp (Componentes de un SFVD - 80 Wp) Unid.

Cant.

Costo Unit. US$

Costo Total US$

1.01 Panel fotovoltaico - 12 VDC, 80 Wp

Und.

1.00

205.00

205.00

1.02 Módulo s oporte para panel fotovoltaico de 80 Wp

Und.

1.00

23.55

23.55

1.03 Pos te de m adera tratada pino de 12,5 pies clas e 8

Und.

1.00

26.43

26.43

1.04 Cable CPI - TW de 6 m m 2

Mts .

10.00

0.71

7.07

1.05 1.06 1.07 1.08

Cintillo de plás tico de 40 cm . Grapa para cables de calibre 8 AWG Clavo de acero de 4" Piedra grande BATERÍA 2 2.01 Batería s olar, 150 Ah, 12 V Alam bre (indoprene) TM 2x10 AWG (conex. batería2.02 controlador)

Und. Und. Und. m3

1.00 18.00 1.00 0.13

0.09 0.02 0.07 9.71

Und.

1.00

185.00

0.09 0.35 0.07 1.26 206.53 185.00

Mts .

4.00

1.19

4.76

2.03 Caja de s eguridad para una batería s olar de 150 Ah

Und.

1.00

9.55

9.55

Und. Und. Und. m ts .

2.00 2.00 1.00 2.00

0.07 0.40 4.30 0.99

ÏTEM

1

2.04 2.05 2.06 2.07

3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7

4 4.01 4.02 4.03 4.04 4.05 4.06 4.07 4.08 4.09 4.1 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16

Descripción PANEL FOTOVOLTAICO

Arm ella de 1/4"x1/2" Term inal tipo Ojo para pernos de 3/8" Candado de 30 m m Canaleta de 1 vía, 20x20 m m TABLERO DE DISTRIBUCIÓN Controlador de carga, 12V/10A Gabinete m etálico con puerta de acrilico 352x390x200m m Caja de conexión de PVC de 150x150x70 m m Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza es trella, con tuerca Tornillos pax de 5/32" x 1" Bornera de bakelita de 25 Am perios Prens aes topas CONEXIONES DE INTERIORES Tom a en 12 VDC con adaptador tipo encendedor vehicular Lám para fluores cente com pacta, 12VDC/11W Socket ados able E27 Alam bre (indoprene) TM 2x12 AWG Caja octogonal plás tica Regleta de conexión de 3 bornes Enchufe con tom a a tierra Tom acorriente ados able s im ple con línea a tierra Tom acorriente ados able doble con línea a tierra Interruptor oval ados able s im ple Rondana rectangular de m adera pequeña para interruptores Rondana rectangular de m adera grande para tom acorrientes Cintillo de plás tico de 20 cm . Grapa para cables de calibre 10 AWG Stove bolt de 5/32" x 1.1/4", cabeza es trella, con tuerca Clavo de cem ento de 25m m

263.82

Und.

1.00

32.27

0.14 0.80 4.30 1.98 65.93 32.27

Und.

1.00

19.16

19.16

Und.

1.00

2.19

2.19

Und.

4.00

0.04

0.16

Und. Und. Und.

4.00 1.00 4.00

0.11 1.62 2.52

0.45 1.62 10.08 114.22

Und.

1.00

2.08

2.08

Und. Und. Mts . Und. Und. Und. Und. Und. Und.

3.00 3.00 35.00 3.00 3.00 3.00 1.00 1.00 3.00

12.75 2.20 0.85 0.33 0.64 3.67 2.11 2.13 1.50

38.25 6.60 29.64 0.99 1.91 11.01 2.11 2.13 4.50

Und.

3.00

0.18

0.53

Und.

3.00

0.34

1.03

Und. Und.

10.00 116.00

0.03 0.10

0.30 11.60

Und.

6.00

0.07

0.45

Und.

9.00

0.12

Costo Total de Suministro de un SFVD - 80 Wp

1.09

650.50



Montaje Electromecánico Se realizaron los costos por actividad de montaje en la cual se muestra la incidencia de la mano de obra no calificada dentro del costo total de la actividad de montaje electromecánico. (Ver Anexo Nº 4.6). Para este análisis se están empleando los precios de recursos humanos, materiales y maquinarias descritas en el ítem anterior. Transporte Se realizó un análisis de transporte, por suministro principal empleado en el proyecto, desde almacenes de proveedor hasta almacenes en obra, el cual se muestra en el Anexo Nº 4.5. Asimismo se realizó el análisis de transporte de materiales de almacén a punto de instalación. (Ver Anexo Nº 4.6.2). 4.8.2 Indicadores de Inversión Intangibles Los Indicadores de inversión han sido obtenidos teniendo como base los recursos de Mano de Obra, Equipos y Herramientas proporcionados por la DGER, los mismos que han sido actualizados con los Índices de Precios Unificados, obtenidos del INEI. Estos indicadores están determinados por los siguientes costos de inversión: Estudio de Ingeniería La Partida del Estudio de Ingeniería ha sido estructurada teniendo en las principales actividades para el desarrollo de estos estudios en base a las localidades priorizadas en la etapa de Formulación con los datos obtenidos en campo. En el siguiente cuadro se muestra el resumen de costos del Estudio de Ingeniería. Cuadro Nº 43: Costos de Estudios de Ingeniería Definitiva de Alternativa Descripción

Ítem

1.

2.

Total US$

COSTO DIRECTO

2,563,95

A. Costo de Personal B. Levantamiento Topográfico de Planos Catastrales C. Gastos Principales para el Desarrollo del Estudio

750,00 38,46 1,775,49

GASTOS GENERALES Y UTILIDADES

512,79

A. Gastos Generales B. Utilidades (8% de 1)

307,67 205,12

TOTAL ( 1 + 2 )

3077

S/. 8000

El análisis detallado se muestra en el Anexo Nº 4.4 Programa de Educación y Capacitación de Consumidores Los costos para el Plan de Educación y Capacitación de Consumidores han sido estructurados teniendo como base talleres y programas de capacitación los cuales tiene por finalidad orientar a los usuarios finales la adecuada utilización de la energía eléctrica. El análisis de Costos detallado se muestra en el Anexo Nº 4.6.1 Salvaguardas Ambiental Los costos de programa de salvaguardas ambiental han sido estructurados teniendo en cuenta los costos de los especialistas, materiales y medios de transporte a fin de realizar las capacitaciones por centro poblado. Ver Anexo Nº 4.6.1



Impuesto General a las Ventas A todos los costos se considera el impuesto general a las ventas de 18%, en cumplimiento a la Ley Nº 29666. Aranceles Para la evaluación económica social, no se consideran los factores de corrección por aranceles. Gastos Generales Se tomó un porcentaje con respecto al costo directo del total de la obra, teniendo en cuenta la magnitud del proyecto. Se consideró como Gastos generales el 12% de Costos Directo de Obra. Utilidades Se tomo un porcentaje con respecto al costo directo del total de la obra, teniendo en cuenta la magnitud del proyecto. El porcentaje considerado para el presupuesto es de 8% (C.D. de la Obra). 4.8.3 Gastos Pre operativos Los gastos pre operativos están conformados por los siguientes costos: Supervisión de Obra Considera el número de profesionales dedicados a la supervisión de las obras del proyecto. Los mismos que comprenden las siguientes partidas:  Costos de honorarios de profesionales.  Costo de camioneta, chofer, combustible, etc.  Recepción de Obra, Supervisión y/o Elaboración de la Liquidación de Contrato.  Gastos Generales y Utilidades. Para el proyecto se ha considerado los costos de supervisión de obra como el 5% de las inversiones en activos. Gastos Financieros y de Administración – Fase de Inversión. Las Partidas para los Gastos Financieros y Administrativos en la que incurre la entidad por la implementación del proyecto en su fase de Preinversión, ha tenido en cuenta los gastos determinados por la DGER en la directiva N° 005-04, en la que considera la aplicación de porcentajes sobre el costo total según estudio, de acuerdo a los niveles de contratación vigente: Menor Cuantía (8,0%), Concurso público (3,5%) y Licitación Pública (2,8%). 4.8.4 Otros Indicadores de Inversión Se tienen lo siguiente: Costos de Operación y Mantenimiento A continuación se presentan los costos operación y mantenimiento, considerando las actividades de mantenimiento correctivo y preventivo, asimismo los costos de comercialización:




50 Wp

80 Wp

160 Wp

240 Wp

320 Wp

Total

Usuarios

Unid.

2447

700

177

147

29

3500

Incidencia (%) -


US$

59,729

17,951

5,097

5,051

1,268

89,095

57%


US$

4,835

1,354

376

301

56

6,923

4%

US$

13,950

4,460

1,399

1,426

333

21,568

14%

US$

26,553

7,596

1,921

1,595

315

37,980

24%

US$ US$/unid

105,067 42.9

31,361 44.8

8,793 49.7

8,373 57.0

1,971 68.0

155,565 -

100% -

Descripción


Ver Anexo Nº 5. Nota: Los cálculos de Costos Anuales de Actividades de O&M, se han realizado tomando en cuenta lo establecido en Informe N° 2162010-GART “Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos)”

Costos de Reposición Costos de Reposición sólo es aplicable para células fotovoltaicas, debido a que la vida útil de la mayoría de sus componentes es menor a 20 años. Cuadro Nº 44: Equipamiento de Células Fotovoltaicas Descripción

Tiempo de vida útil (Años)

Panel Solar con Soporte Controlador de carga Batería

20

Accesorios

20

10 3

Cuadro Nº 45: Anualidad de Costos por Cambio de Equipos por Vida Útil para Costa-Sierra y Selva Cantidad Total - 20 Total Costos Subtotal Región Descripción de Años Anual US$ US$ Cambios US$ US$ Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC 212,86 6 1 277,16 Selva Cambio de Controlador de carga, 1 327,65 66,38 50,49 1 50,49 12V/10ª

Ver Anexo Nº 6. Tarifa o Cuota Mensual Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por Cuota Mensual por abonado, calculado a partir de la energía promedio mensual puesta a disposición para MFV de 80 Wp (Tarifa BT8-80) correspondiente a las tarifas vigentes al 4 de mayo de 2011 (Ver Anexo 8), publicadas, publicadas y aprobadas por el OSINERG sin el subsidio del FOSE, las cuales son las siguientes:



Cuadro Nº 46: Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (BT8 – 80), Vigente a partir del 01 de Noviembre de 2010

Cuota mensual = Energía Disponible – mes (SFVD-80 WP) * Cargo Fijo Equivalente (Sin FOSE)

4.9

COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS DE MERCADO

4.9.1 Costos “Con Proyecto” En el Anexo C se presenta el detalle de las inversiones, gastos preoperativos, costos de operación y mantenimiento y de las tarifas eléctricas consideradas en la evaluación. Alternativa Para la determinación de los costos de la alternativa I con el sistema fotovoltaico se han considerado los siguientes criterios: • El número de componentes del sistema fotovoltaico se ha determinado en función al consumo de energía y demanda de potencia requerida únicamente para cargas domésticas. • Para la evaluación económica, a fin de que sea comparable la alternativa del sistema fotovoltaico a la alternativa II del sistema interconectado, se considera las inversiones de nuevos sistemas fotovoltaicos en los costos incrementales para satisfacer el crecimiento vegetativo del numero de abonados. • Adicionalmente se considera las reposiciones a los largo del horizonte de la evaluación del proyecto de los siguientes equipos: − Panel Solar con Soporte : 20 años − Baterías : 3 años − Controladores de carga : 10 años − Accesorios : 20 años •

Se ha realizado un presupuesto detallado, con los costos unitarios por componente obtenidos en base a cotizaciones de los principales proveedores.

Los costos a precios de mercado para el total de módulos se muestran a continuación:



Cuadro Nº 47: Costos a Precios de Mercado A) COSTOS DE INVERSION Intangibles (*) Estudio de Ingeniería Definitiva Monitoreo Ambiental del Proyecto por Especialistas Ambientales Programa de Talleres de Capacitación COSOTO DIRECTO INTANGIBLES GASTOS GENERALES (12% C.D. INTANGIBLES) UTILIDADES (8% C.D. INTANGIBLES) SUBTOTAL INTANGIBLES Inversión en Activos Fijos (*) Sum inistro de m ateriales Panel Fotovoltaico Batería y Accesorios Tablero de Distribución Conexiones de Interiores Montaje electrom ecánico Mano de Obra Calificada Mano de Obra No Calificada Transporte Reposiciones COSOTO DIRECTO ACTIVOS FIJOS GASTOS GENERALES (12% C.D. ACTIVOS FIJOS) UTILIDADES (8% C.D. ACTIVOS FIJOS) SUBTOTAL ACTIVOS FIJOS COSTO DIRECTO ( C.D. )

TOTAL GASTOS GENERALES(12% C.D.) TOTAL UTILIDADES (8% C.D.) Gastos Preoperativos(**) Supervisión de Obras(5% SUBTOTAL DE ACTIVOS FIJOS) Gastos Financieros y Administrativos(8%SUPERVISION + 2%SUBTOTAL DE ACTIVOS FIJOS) Im puesto General a las Ventas I.G.V. Subtotal costos de inversión

6,666 0 1,013 7,680 922 614 9,215

21,846 17,184 5,485 9,503 2,135 4,981 1,809 62,943 7,553 5,035 75,531 70,622 8,475 5,650 0 0 15,254 100,001

Los costos incluyen Gastos Generales del 12% del costo directo más las utilidades del 8% del costo directo. Cuadro Nº 48: Anualidad de Costos por Cambio de Equipos por Vida Útil para Costa-Sierra y Selva Cantidad Total - 20 Total Costos Subtotal Región Descripción de Años Anual US$ US$ Cambios US$ US$ Selva Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC 241.45 7 1690.15 bajo en el 1733.84 86.692 ámbito de Cambio de Controlador de carga, 43.69 1 43.69 la ley N° 12V/10ª 27037




50 Wp

80 Wp

160 Wp

240 Wp

320 Wp

Total

Usuarios

Unid.

2447

700

177

147

29

3500

Incidencia (%) -


US$

59,729

17,951

5,097

5,051

1,268

89,095

57%


US$

4,835

1,354

376

301

56

6,923

4%

US$

13,950

4,460

1,399

1,426

333

21,568

14%

US$

26,553

7,596

1,921

1,595

315

37,980

24%

US$ US$/unid

105,067 42.9

31,361 44.8

8,793 49.7

8,373 57.0

1,971 68.0

155,565 -

100% -

Descripción


Nota: Los cálculos de Costos Anuales de Actividades de O&M, se han realizado tomando en cuenta lo establecido en Informe N° 2162010-GART “Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos)”.

4.9.2 Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. En el Formato 5-A1: pueden verse los costos privados en las situaciones “Con Proyecto” y “Sin Proyecto 4.10 COSTOS DE ALTERNATIVAS A PRECIOS SOCIALES 4.10.1 Costos “Con Proyecto” Los costos sociales se obtienen considerando modificaciones a los precios de mercado originadas a raíz que el proyecto es de interés social. En este caso las modificaciones que se puede realizar son al costo de montaje y de obras civiles, pues se considera que en este caso la mano de obra no calificada será local, por lo tanto tendrá menor precio al no requerirse transporte y significará un ingreso económico para la zona. El costo del suministro importado será igual al costo privado multiplicado por los factores de corrección indicados en la Guía General de Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Inversión Pública del Ministerio de Economía y Finanzas, de igual forma se procede con el costo del montaje electromecánico y obras civiles. Los costos sociales no consideran el impuesto general de las ventas. 4.10.2 Costos “Sin Proyecto” Los Costos “Sin Proyecto” son iguales a cero. 4.11 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS PRIVADOS DE LAS ALTERNATIVAS 4.11.1 Beneficios “Con Proyecto”. Alternativa Los Beneficios Privados en la situación “Con Proyecto” consisten en el Ingreso por Cuota Mensual por abonado, calculado a partir de la energía promedio mensual puesta a disposición para MFV de 80 Wp (Tarifa BT8-80) correspondiente a las tarifas vigentes al 4 de mayo de 2011 (Ver Anexo 8), publicadas y aprobadas por el OSINERG sin el subsidio del FOSE. El beneficio total se obtiene multiplicando la cantidad de abonados por la cuota mensual por los 12 meses del año. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


El resumen de los beneficios incrementales a precios privados se muestra a continuación: Cuadro Nº 49: Resumen de Beneficios Incrementales a Precios Privados (S/.)

0

5

10

PERIODO 15

20

1.- Situación con Proyecto Ingresos por cuotas mensuales reguladas

22,492

24,991

27,490

30,614

0

0

0

0

22,492

24,991

27,490

30,614

2.- Situación sin Proyecto Beneficios sin proyecto 3.- Beneficios Increm entales (1) - (2) Ingresos por cuotas mensuales reguladas

4.11.2 Beneficios “Sin Proyecto”. Actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico, en consecuencia se considera que los beneficios en la situación sin proyecto es cero. 4.12 DETERMINACIÓN DE LOS BENEFICIOS SOCIALES DE LAS ALTERNATIVAS 4.12.1 Beneficios “Con Proyecto”. Los beneficios a precios sociales se han determinado teniendo en cuenta los siguientes criterios:  Los beneficios a precios sociales corresponden al gasto que significa consumir fuentes alternativas de energía (velas, baterías, pilas, kerosene, etc).  De manera referencial los beneficios a precios sociales se estiman de los gastos en los insumos de las fuentes alternativas de energía obtenidas en campo mediante encuestas. Adicionalmente se realiza el análisis de sensibilidad con los precios proporcionados por el NRECA-1999 (actualizados a 2011 de acuerdo a la nueva guía de electrificación).

Cuadro Nº 50: Resumen - Capacidad De Pago Mensual (US$) Beneficio Economico

NRECA

Campo

Factor

Iluminación

35.96 20.38

31.74 23.00

0.883 1.129

Radio y TV.

Cuadro Nº 51: Resumen - Capacidad De Pago Anual (S/.) Beneficio Económico Iluminación Radio y TV.

NRECA

431.52 244.56

Campo

380.86 276.00

Nota: Los cuadros por la National Rural Electric Cooperative Association (NRCA). Los beneficios sociales del NRCA corresponden a la actualización a 2011 publicados en la Guía Simplificada para la ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Electrificación Rural, a Nivel de Perfil (DGPI) Para la evaluación social de la alternativa se ha tomado directamente los valores de Iluminación, Radio y TV, valores establecidos por NRCA.

A continuación se muestra el resultado de los beneficios incrementales de la alternativa a precios sociales: Cuadro Nº 52: Resumen de Beneficios a Precios Sociales – Alternativa (S/.)

Año 0

Año 5

Año 10

Año 15

Año 20

1.- Situación con Proyecto Beneficio económico iluminación Voluntad de pago por radio y televisión Sub total beneficios económ icos 2.- Situación sin Proyecto Beneficio económico sin proyecto 3.- Beneficios Increm entales (1) - (2) Beneficios económicos incrementales

15,535 8,804 24,339

17,261 9,782 27,043

18,987 10,761 29,748

21,144 11,983 33,128

0

0

0

0

24,339

27,043

29,748

33,128

4.12.2 Beneficios en la situación “sin proyecto” Para la alternativa, actualmente estas localidades no cuentan con servicio eléctrico, en consecuencia se considera que los beneficios en la situación sin proyecto es cero.



CAPITULO V EVALUACIÓN



5. EVALUACIÓN 5.1

EVALUACIÓN PRIVADA DE ALTERNATIVAS Para realizar la evaluación privada se tienen los beneficios incrementales que resultan de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto”. Estos pueden verse en el Formato 6-A2: Evaluación Económica. También se tiene los costos incrementales que resultan de la diferencia de los costos en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto”. Estos pueden verse en el Formato 5-A1 y 5-A2: Evaluación Económica. Luego se obtienen los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a año y se puede apreciar en el Formato 7: Evaluación Económica. Para poder apreciar mejor los resultados económicos del proyecto se muestran a través de los siguientes indicadores: El VAN (Valor Actual de Beneficios Netos), la TIR (Tasa Interna de Retorno), la relación B/C (Beneficio/costo) y el periodo de la recuperación de la inversión (años). La tasa de descuento utilizada para la evaluación privada es igual a 12%. Cuadro Nº 53: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Privados (S/.) Beneficios Netos Totales Año 5 Año 10 Año 15


Año 20

0

22,492

24,991

27,490

30,614

100,001

8,950

14,824

39,300

13,074

-100,001

13,541

10,167

-11,811

17,540

Los valores obtenidos de estos indicadores son los siguientes: Cuadro Nº 54: Indicadores del proyecto a precios privados ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1

5.2

VAN (12%)

TIR

B/C

-38,878

N.A.

0,61

Tiem po Repago 11,25

EVALUACIÓN SOCIAL DE ALTERNATIVAS Para realizar la evaluación social se tienen los beneficios incrementales que resultan de la diferencia de los beneficios en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto”. Estos pueden verse en el Formato 6-A-A2: Evaluación Económica. También se tiene los costos incrementales que resultan de la diferencia de los costos en la situación “Con Proyecto” menos los de la situación “Sin Proyecto”. Estos pueden verse en el Formato 5-A-1 y 5-A-2: Evaluación Económica.



Luego se obtienen los beneficios netos totales que resultan de la diferencia de los beneficios incrementales menos los costos incrementales, estos son obtenidos año a año y se puede apreciar en el Formato 7-A: Evaluación Económica. Al igual que la evaluación privada, para la evaluación social se utilizan los mismos indicadores. La tasa de descuento utilizada para la evaluación social es igual a 10%. Cuadro Nº 55: Resumen del Valor Actual de Beneficios Netos a Precios Sociales (S/.) Beneficios Netos Totales Año 5 Año 10 Año 15


Año 20

0

24,339

27,043

29,748

33,128

83,091

4,185

7,892

24,699

5,696

-83,091

20,154

19,151

5,049

27,432

Solo en el año cero los beneficios netos resultan negativos, año de inversión. En los años siguientes los beneficios netos dan valores positivos para ambas alternativas. Los valores obtenidos de los indicadores sociales son los siguientes: Cuadro Nº 56: Indicadores del Proyecto a precios sociales ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1

VAN (9%) 64,450

TIR

B/C


18,27%

1,54

5,03

La alternativa, presenta indicadores económicos de evaluación desde el punto de vista social aceptables: VANS positivo, TIRS mayor a 10%, B/CS mayor a 1 y periodo de recuperación de la inversión menor al periodo de evaluación; por consiguiente el proyecto es viable desde el punto de vista social. 5.3

ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DE LA ALTERNATIVA En el Formato 8: Análisis de Sostenibilidad: Evaluación Económica, se puede ver que el Proyecto ”ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO” es sostenible desde el primer año de operación; considerando como fuentes de ingreso las ventas de energía a los usuarios (Cuotas mensuales); como fuentes de egreso los costos de operación y mantenimiento. A continuación se presenta el resumen del análisis de la sostenibilidad:



Cuadro Nº 57: Análisis de la Sostenibilidad y Sensibilidad (variación del COyM ) FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - CASO BASE AÑOS COSTOS Y FUENTES 2,013 2018 2023 2028 1) Costos: Costos de operación y m antenim iento - CASO BASE 2) Beneficios: Ventas de Energía (Tarifas o Cuotas) Aportes del Estado 3) Flujo Económico (Beneficios - Costos) 4) Cobertura

2033

4,185

4,650

5,115

5,696

22,492 0 18,307 537%

24,991 0 20,341 537%

27,490 0 22,375 537%

30,614 0 24,918 537%

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y M ANTENIM IENTO - SENSIBILIDAD DE LA SOSTENIBILIDAD POR VARIACIÓN DEL COYM AÑOS Flujo Económico (Beneficios - Costos) 0 5 10 15 20 A) CASO (Beneficios Tot = Costos Tot.) COyM = 537,47% 22,492 24,991 27,490 30,614 Flujo Económico (Beneficios - Costos) 0 0 0 0 Cobertura 100% 100% 100% 100% B) CASO (110% COyM BASE) COyM = 110,00% 4,603 5,115 5,626 6,265 Flujo Económico (Beneficios - Costos) 17,888 19,876 21,864 24,348 Cobertura 489% 489% 489% 489% C) CASO (80% COyM BASE) COyM = 80,00% 3,348 3,720 4,092 4,557 Flujo Económico (Beneficios - Costos) 19,144 21,271 23,398 26,057 Cobertura 672% 672% 672% 672%

5.4

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE LAS ALTERNATIVAS Debido a que todo proyecto de inversión pública está expuesto a riesgos no necesariamente controlables por las unidades ejecutoras u operadoras del PIP que afecten su funcionamiento normal a lo largo del horizonte del proyecto, en este ítem se ejecuta un análisis de sensibilidad de las principales variables para las alternativas planteadas. A continuación se muestra la determinación de las variables y su impacto en el proyecto por cada alternativa:

5.4.1 Determinación de las variables relevantes y su rango de variación En el estudio se han considerado como variables relevantes de los indicadores de rentabilidad a los siguientes: Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía Las variables número de abonados, consumo unitario de energía e incremento equivalente de la demanda, producen similar efecto en el análisis de la sensibilidad, razón por la cual solamente se presenta los resultados de la variable tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía. El rango de variación de esta variable, será de – 30% a un +20% de la tasa de crecimiento asumida. Se asume que: la población beneficiaria de alguna manera ha estado en contacto alguna vez con servicios de energía eléctrica, es decir la necesidad esta creada; así también se asume que los ingresos de la población urbano-rural son bajos, hecho que restringe la satisfacción de esta necesidad. El beneficio económico por iluminación, comunicación, refrigeración y otros usos. El rango de variación de esta variable será de –20% a un +20% de la valorización actual, esto debido a que: el estudio fue elaborado en el año 1999 donde el escenario era diferente ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


a nuestros días; el ingreso de nuevas tecnologías más eficientes de bajo consumo de energía eléctrica, hará que el beneficio real pueda ser mayor. Precio de venta de energía o valor de la cuota Se ha tomado un rango de variación de esta variable entre -30% a un +15% del precio venta actual o del precio de la cuota establecido por el MEM. Las variaciones del precio de venta, debido a que el ingreso de nuevas fuentes de energía limpia como el gas natural, puede hacer que costo de la energía baje; por otro lado, están la presencia de fenómenos naturales como la escasez de lluvias, la crisis del petróleo entre otros pueden hacer que las tarifas suban. Las variaciones de la cuota variarán en función de la variación de la capacidad de pago de los pobladores. Costo de Inversión El rango de variación de esta variable, para la alternativa será de – 20% a un +20% de la inversión inicial, debido a que los costos suelen subir debido a la subida en el mercado mundial del precio de los minerales (Ej. el precio del cobre); así mismo, en esta alternativa hay una mayor probabilidad de tener imprevistos en cuanto a transporte, fabricación de equipos y materiales, problemas con oferta de mano de obra, entre otros. Existe la incertidumbre que la economía mundial pueda variar su tendencia lo que se reflejaría en una reducción de la inversión. Costos de Operación y Mantenimiento. El rango de variación para la alternativa, está entre –20% y 20% del valor base, debido a la presencia en el entorno del proyecto de factores ambientales y otros como: incremento de la población, sembríos, vandalismo; el sentido inverso se presenta como consecuencia de los sistemas automatizados de mantenimiento. 5.4.2 Análisis de sensibilidad de Variables La sensibilidad se efectúa para una variable dentro del rango establecido en el ítem anterior, permaneciendo las otras variables constantes o sin variación. Del análisis de los resultados se deduce las siguientes conclusiones: La sensibilidad se efectúa para una variable dentro del rango establecido en el ítem anterior, permaneciendo las otras variables constantes o sin variación. Del análisis de los resultados se deduce las siguientes conclusiones:  Tasa de crecimiento equivalente de la demanda de energía Para la alternativa, el incremento de la demanda de energía mejora los indicadores privados y disminuye los sociales; para el rango de variación analizado los indicadores privados permanecen inaceptables y los indicadores sociales aceptables. Cuadro Nº 58: Sensibilidad de la Variación en Número de Abonados Consumo Energía y Incremento de la Demanda equivalente de Demanda ALTERNATIVA 1 A) Núm ero de Abonados Variaciones porcentuales en la variable 1 20% 0% -20% -40%

VAN a precios privados (soles) -914,346 -38,878 -654,338 -524,334

VAN a precios sociales (soles) 297,690 64,450 -100,976 -300,309

TIR a precios sociales 15,75% 18,27% 9,29% 5,67%

Índice de Elasticidad VAN a precios privados VAN a precios sociales -112,59 18,09

B) Consum os de energía Variaciones porcentuales en la variable 2 20% 0% -20% -40%


VAN a precios sociales (soles) 98,357 64,450 98,357 98,357



79,15 31,22

95,87 47,94

12,83 14,15

-2,63 -1,32



 El beneficio económico por iluminación y comunicación. El incremento de los costos de los beneficiarios en la situación sin proyecto tanto de los costos por iluminación y comunicación no afecta los indicadores de evaluación económica privada pero mejoran los indicadores de evaluación económica social para las dos alternativas. Para el rango de variación analizado, la alternativa presenta indicadores sociales aceptables. En los cuadros siguientes se observa lo señalado. Cuadro Nº 59: Sensibilidad de la Variación en el beneficio Social por Iluminación y Comunicación G) Beneficios Sociales por Ilum inación Variaciones porcentuales VAN a precios en la variable 5 privados (soles) 20% -784,342 0% -38,878 -10% -784,342 -20% -784,342




H) Beneficios Sociales por Com unicación Variaciones porcentuales VAN a precios en la variable 6 privados (soles) 20% -784,342 0% -38,878 -10% -784,342 -20% -784,342

VAN a precios sociales (soles) 215,796 64,450 39,638 -19,082



191,75 95,87

191,75 95,87

14,24 16,87

3,85 6,48

 Precio de venta de energía o de la Cuota El incremento del precio de venta de la energía para la alternativa, no afecta los indicadores de evaluación económica social pero mejoran los indicadores de evaluación económica privada. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien mejoran los indicadores privados de las dos alternativas no llegan alcanzar niveles aceptables. En los cuadros siguientes se observa lo señalado. Cuadro Nº 60: Sensibilidad de la Variación del Precio de Venta de la Energía D) Cuota Mensual por abonado Variaciones porcentuales en la variable 4 15% 0% -15% -30%

VAN a precios privados (soles) -644,825 -38,878 -923,859 -1,063,375



Índice de Elasticidad VAN a precios privados VAN a precios sociales -103,91 3,51 151,75 87,84

-3,51 -1,75

 Costo de Inversión El incremento de la inversión disminuye los valores de los indicadores de evaluación económica privada y social para ambas alternativas. El incremento de la variable, para el rango de variación analizado, si bien disminuyen los valores de los indicadores, los correspondientes a la evaluación social permanecen en niveles aceptables. En los cuadros siguientes se observa lo señalado.



Cuadro Nº 61: Sensibilidad de la Variación en los Costos de Inversión C) Inversión del Proyecto Variaciones porcentuales en la variable 3 10% 0% -10% -20%

5.5

VAN a precios privados (soles) -879,967 -1,822,862 -688,717 -593,093

VAN a precios sociales (soles) 8,526 1,623,667 188,188 278,019

TIR a precios sociales 11.13% 16.43% 14.37% 16.52%

Índice de Elasticidad VAN a precios privados VAN a precios sociales 5.17 -9.95 -6.22 -3.37

8.84 4.14

ANÁLISIS DE RIESGO DE LA SENSIBILIDAD DE ALTERNATIVAS

5.5.1 Análisis De Riesgo De La Rentabilidad En este caso, como se trata de un proyecto social se evalúa cual es el riesgo mayor que pueda ocurrir al proyecto, vendría hacer la sostenibilidad en el tiempo, de acuerdo a las probabilidades de que este costo de operación y mantenimiento varíe se realizó un cuadro donde se puede apreciar hasta que valores de este costo podrá ser sostenible nuestro proyecto. Tal es así que para nuestro caso previo análisis se consideró que el costo de operación y mantenimiento es de hasta 5% del costo de inversión. 5.5.2 Análisis De Riesgo De La Sostenibilidad Financiera No es riesgoso invertir en el proyecto que se está evaluando. 5.6

PLAN DE IMPLEMENTACIÓN DE ALTERNATIVAS Cronograma de Ejecución de Obra El Cronograma de Ejecución de Obras ha sido elaborado en base a la experiencia en proyectos similares. Se plantea que la duración de la obra sea de 1 meses (30 días calendarios), período suficiente para que un Contratista la ejecute en forma satisfactoria. El resumen de las principales actividades y desembolsos son los siguientes: Cuadro Nº 62: Cronograma de Ejecución de Obra ÍTEM

Nombre de Tarea

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO I. Trabajos Preliminares 1.0 II.

Estudio De Ingeniería Definitiva Sistema Fotovoltaico

Duración (Días)

60

Mes 01 2 3

4

15 15 30

1.0

Suministro

30

2.0

Transporte

30

3.0


30


1

2.0

1


1



Disponibilidad de Materiales y Equipos La mayoría de los materiales a utilizarse en los SFVD, son de fabricación extranjera. Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje En el país existe un gran número de empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de obras de electrificación (Redes Convencionales) y debidamente equipadas, que han venido trabajando en la construcción de SER desde 1982 a la fecha, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas. Asimismo en el Perú se tienen experiencia en la implementación de proyectos con sistemas fotovoltaicos. Transporte y Montaje Para el transporte de materiales nacionales e importados se tiene la carretera asfaltada. En la zona del Proyecto, no existen carreteras afirmadas paralelas a las localidades beneficiadas, sin embargo existen medios de transporte vía fluvial, lo cual no representa un problema mayor debido a que se usarán postes de madera que por su reducido peso y mayor maniobrabilidad facilitarán el transporte y debido a que los demás componentes de los SFVD no tiene mayor peso. Responsables de la Ejecución del Proyecto Es la Municipalidad distrital de Santo Domingo de Acombaba.



CAPITULO VI SELECCIÓN TÉCNICA – ECONÓMICA DE LA ALTERNATIVA



6. ESTABLECIMIENTO DE LA ALTERNATIVA 6.1

DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA Consiste en la construcción de 32 módulos de sistemas fotovoltaicos (SFVD) para 01localidad, las características técnicas de los diferentes componentes que constituyen los SFVD son los siguientes: Diagrama de los Componentes del Sistema Fotovoltaico Domiciliario Cuadro Nº 63: Diagrama del SFVD

SISTEMA FOTOVOLTAICO DOMICILIARIO RURAL (SFVD)

PANEL SOLAR

CONTROLADOR

LÁMPARAS

TV : B/N

RADIO

BATERÍA

Cuadro Nº 64: Equipamiento del Sistema Fotovoltaico de 80 Wp Equipamiento Principal

Cant.

Panel Solar 80 Wp.

1


1

Batería Solar de 12 VDC, 150 Ah.

1

Equipamiento Complementario

Cant.

Soporte de módulo.

1


1


1


3


1


1



Panel Solar Un panel fotovoltaico es una placa compuesta de células o celdas fotovoltaicas que tienen la propiedad de convertir la energía radiante del sol en energía eléctrica DC. Según el proceso de fabricación, las células y por lo tanto los paneles que las usan, pueden ser de tres tipos: • De silicio monocristalino. • De silicio policristalino. • De silicio amorfo. Los más recientes y confiables son los de silicio monocristalino y de silicio policristalino. Los paneles se fabrican de una amplia variedad de potencias sin embargo se ha seleccionado sistemas con paneles solares de 80 Wp debido a que son potencias representativas para los diferentes usos. Se ha seleccionado el panel con células de silicio policristalino ya que cumple con los 20 años de vida útil, y resulta más económico que el panel con células de silicio monocristalino. Cuadro Nº 65: Especificación Técnica del Panel Solar Características Físicas Dimensiones LxAxE 1 224x545x39,5 Peso 9 kg Número de células en serie 36 Número de células en paralelo 1 Tamaño de las células 125x25 mm Características Eléctricas Modelo Tensión nominal (Vn) 12 Vcc Potencia máxima (Pmax) 80 Wp ( ± 10%) Corriente de corto circuito (Isc) 5,00 A Tensión circuito abierto (Vcc) 21,6 V Intensidad punto max. potencia (Impo) 4,62 A Tensión punto max. Potencia (Vmp) 17,3 V Tensión máxima del sistema 760 V En condiciones estándar (STC) lrradiancia 1000 W/m2, Amp. 1,5, temperatura de una célula 25'C

Características Constructivas Células Policristalinas Contactos Redundantes, múltiples en cada célula Laminado EVA (Etilen-Vinil Acetato) Cara frontal Vidrio Templado Cara posterior Protegida con Tedlar de varias capas Marco Aluminio Anonizado Cajas de conexión 1xIP-65 con diodo de By-Pass Toma de Tierra Sí Certificados CE, ICE-61215, ICE-61730, clase II Garantía de Potencia 10 y 25 Años (90 y 80 %)

Cada módulo cuenta con un panel de 80 Wp. Estructura Soporte El soporte para panel solar es el encargado no sólo de sostener sino el de proporcionar un mayor rendimiento. El montaje del soporte para panel solar es muy simple El montaje se hace sobre la superficie en donde se desee instalar el módulo, es necesario aclarar que este sitio elegido debe contar con la mayor cantidad de "horas-sol" posibles para obtener un máximo rendimiento y que así la inversión resulte rentable, también considerar la elevación hacía el sur de 1 0° a 15° con la cual debe regularse al soporte. Además se propone postes de madera tratada, que tienen una vida útil de 30 años, y que representa en costo el 72% de los postes de Fe galvanizado, en lugar de los postes de madera sin tratamiento, y tubos de Fe galvanizado, que resultan mucho más caros. Batería La batería es el elemento encargado de almacenar la energía eléctrica generada por los módulos durante los periodos de sol. Normalmente, las baterías se utilizan durante las noches o periodos nublados, el intervalo que incluye un periodo de carga y uno de descarga, recibe el nombre de ciclo. Idealmente las baterías se recargan al 100 por ciento de su capacidad, durante el periodo de carga de cada ciclo. ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


Las baterías serán de plomo – acido de tipo abierta de ciclo profundo, de 12 V DC – 150 Ah (01 batería por módulo SFVD). Lámparas Se ha previsto el uso de tres lámparas fluorescente compactas de 11 W, por módulo SFVD. Cuadro Nº 66: Requerimiento técnico mínimo para lámparas N° Características 1 Potencia Nominal 2 Fabricante 3 Tipo de Lámpara 4 Voltaje nominal (VDC) Rango de voltaje de operación 5 (VDC) 6 Corriente nominal a 12 V (mA) 7 Intensidad luminosa (1m) mínimo 8 Eficiencia luminosa mínimo 9 Temperatura de la luz (K) 10 Vida útil mínimo 11 Garantía de funcionamiento 12 Rango de Temperatura amb. (°C) 13 Tipo de socket 14 Protecciones 15 Certíficaci6n de garantía de fabrica 16 Información Técnica

Especificado Especificado Indicar Fluorescente compacta tipo ahorrador de energía para ser utilizada con sistemas foto voltaicos o baterías 12 V 10 V a 15 V menor a 950 mA 630 lm 60 lm/W 6400 (Luz Fría) 8000 horas Mínimo 2 años - 10 a + 50 E27 – bayoneta Protegido contra polandad invertida Presentar Catálogo de la Lámpara

Controlador de Carga Los controladores se incluyen en los sistemas fotovoltaicos para proteger a las baterías contra sobrecargas y descargas excesivas. La mayoría de los controladores detectan el voltaje de la batería y actúan de acuerdo con los niveles de la tensión. Los controladores no son aparatos muy simples, ya que el estado de recarga de la batería depende de muchos factores y es difícil de medir. Capacidad del controlador: El controlador debe tener suficiente capacidad para controlar la máxima corriente producida por el conjunto fotovoltaico. Multiplique la corriente de cortocircuito del conjunto fotovoltaico por 1,25 para manejar la corriente excesiva ocasional. Voltaje del controlador: El controlador se especifica de acuerdo al Voltaje nominal del conjunto fotovoltaico, sin embargo, dado que su principal función consiste en proteger a la batería de sobrecargas y descargas profundas, los voltajes de corte y reconexión representan un papel muy importante en el diseño del sistema y la vida útil de la batería. Voltaje de corte: Este puede ser superior para proteger a una batería que se encuentre en estado de carga plena. Cuando esto sucede, la corriente que proviene del conjunto fotovoltaico es interrumpida por medio de un relevador o un diodo en el controlador, así se evita que la batería se sobrecargue y dañe sus celdas. El voltaje o punto de corte superior depende del tipo de batería y los valores típicos para sistemas de 12 V oscilan de los 13,3 a los 13,8 V. Las características de carga de las baterías cambian con la temperatura. Algunos controladores de carga tienen un dispositivo para determinar la temperatura de la batería y efectuar los ajustes correspondientes. Este proceso se conoce como corrección de temperatura y es utilizado para ajustar los puntos de corte y reconexión, así como para estimar la cantidad real de energía que contiene la batería.



Gabinete Metálico En el tablero de control eléctrico, se encuentran instalados ordenadamente los equipos de control y distribución (regulador FV e inversores) de la energía eléctrica producida por el panel FV también se encuentran las cajas de conexión para la salida de cables. Los gabinetes están diseñados para ser utilizados en instalaciones eléctricas que requieran que el gabinete esté a la intemperie. El cuerpo y la tapa del gabinete son construidos cada uno en una sola pieza con soldadura continua en las cuatro esquinas, logrando de esta forma características adecuadas la imprescindible estanqueidad necesaria para este tipo de uso. • Apertura puerta 180 grados. • Bisagras y cerraduras. • Puesta a tierra con resistencia de 0,5 Ohms, en cuerpo y puerta. Los gabinetes tendrán los accesorios siguientes: • Cerraduras y bandejas de soporte de accesorios. • Grampas de fijación (aseguran estanquidad). • Cables para bornes de puesta a tierra. • Kit cobertor de modulo DIN. • Separadores de altura. • Contratapas abisagradas fijadas al cuello. • Tapas de inspección, tapas acrílicas y tapas. • Triángulo de seguridad eléctrica. Cables de Conexión Calibre: 2 x 3,3 mm2, equivalente a 12 AWG (4 mm2). Tipo: Indoprene TM (TWT), cubierta exterior PVC, visible o empotrado directamente en el interior de muros y paredes, o RHW-RHW-2, cubierta de PVC, retardante de la llama y resistente a los rayos solares. (30 m de cable / SFVD). Accesorios de Conexión y Montaje Los accesorios de conexión y montaje se detallan a continuación: Cuadro Nº 67: Accesorios de Conexión y Montaje Ítem

Descripción

Cantidad

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Caja octogonal plástica Regleta de conexión de 3 bornes Rondana rectangular de madera pequeña para interruptor Rondana rectangular de madera pequeña para interruptor Cintillos plásticos blancos de 20 cm Grapa para cables de calibre 10 AWG Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca Stove bolt de 1/8" x 1/2", cabeza estrella, con tuerca Stove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca Tornillos pax de 5/32" x 1 Clavo de cemento de 25 mm Clavo de madera de 4" Clavo de madera de 3 1/2" Tornillo de 1/4" x 3 1/2 "

3 4 3 1 10 100 2 2 2 6 4 1 1 3 2

Función Sujeción de soquet y luminaria Conexión de cables entre luminarias e interruptores Fijación de interruptores adosables Fijación de tomacorrientes adosables Sujeción de cables Fijación de interruptores adosables Para sujeción de controlador a caja gabinete Sujeción de caja de conexiones y regleta Sujeción de conversor a gabinete Sujeción de soquet a caja octogonal Sujeción de gabinete en panel de madera Sujeción de rondanas en pared o poste Soporte de caja de baterías Soporte de caja de baterías Soporte de caja de baterías



16

6.2

Armella de 1/4" x 1/2"

2

Asegurar caja de baterías

ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN Dentro de los roles y funciones que deberá cumplir cada uno de los actores que participan en la implementación, así como en la operación del proyecto se analiza las capacidades técnicas, administrativas y financieras se describen principalmente los siguientes aspectos:  La Organización, gestión y dirección durante la Fase de Ejecución y Puesta en Marcha estará a cargo de la Municipalidad Distrital de Santo Domingo De Acobamba.

6.3

PLAN DE EDUCACIÓN Y CAPACITACIÓN En el marco de la Ley General de Electrificación Rural se establece un plan de educación y capacitación de los consumidores de las zonas rurales en las distintas fases del proyecto, que desarrollará los siguientes programas mostrados a continuación:

6.3.1 Programa de uso Razonable de la Energía Dentro del programa del uso razonable de la energía eléctrica se muestran las siguientes:  Orientaciones sistemáticas sobre medidas para reducir el consumo de electricidad sin disminuir el uso de la misma (ejemplo: uso de focos ahorradores)  Programas de orientación y difusión de los costos y beneficios de la electricidad( comparación de la situación actual velas, lámparas de kerosene, baterías, etc.) y la energía mediante líneas y redes eléctricas  Campañas de uso eficiente de energía en los colegios de los distritos beneficiados con el proyecto, en coordinación con el Ministerio de Educación y la empresa concesionaria. 6.3.2 Programa de seguridad en el Uso de la Energía Dentro del programa de capacitación a los pobladores de las localidades en el tema de seguridad se muestran las siguientes charlas a tener en cuenta:  Prevención de accidentes en el uso del servicio eléctrico  Prevención de accidentes en el hogar 6.4

PLAN DE IMPLEMENTACIÓN

6.4.1 Cronograma de Ejecución El Cronograma de Ejecución de Obras ha sido elaborado en base a la experiencia en proyectos similares. Se plantea que la duración de la obra sea de 01mes (30 días calendarios), período suficiente para que un Contratista la ejecute en forma satisfactoria. El resumen de las principales actividades y desembolsos son los siguientes:



Cuadro Nº 68: Cronograma de Ejecución de Obra ÍTEM

Nombre de Tarea

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS

Duración (Días)

60

1

Mes 01 2 3

4

FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO I. 1.0 II.

DEL DISTRITO DE SANTO Trabajos Preliminares Estudio De Ingeniería Definitiva Sistema Fotovoltaico

15 15 30

1.0

Suministro

30

2.0

Transporte

30

3.0


30


1

2.0

1


6.4.2 Recursos Necesarios para la Ejecución Disponibilidad de Materiales y Equipos La mayoría de los materiales a utilizarse en los SFVD, son de fabricación extranjera. Disponibilidad de Contratistas y Equipos de Montaje En el país existe un gran número de empresas contratistas con amplia experiencia en la ejecución de obras de electrificación, por lo que se ha previsto que dichas labores se encarguen a firmas peruanas. Asimismo en el Perú se tienen experiencia en la implementación de proyectos con sistemas fotovoltaicos. Transporte y Montaje Para el transporte de materiales nacionales e importados se tiene la carretera asfaltada. En la zona del Proyecto, no existen carreteras afirmadas paralelas a las localidades beneficiadas, sin embargo existen medios de transporte vía fluvial, lo cual no representa un problema mayor debido a que se usarán postes de madera que por su reducido peso y mayor maniobrabilidad facilitarán el transporte y debido a que los demás componentes de los SFVD no tiene mayor peso. Responsables de la Ejecución del Proyecto La Municipalidad Distrital de Santo Domingo de Acobamba.

6.5

LÍNEA BASE PARA LA EVALUACIÓN DEL IMPACTO La evaluación de los impactos de la electrificación rural, carecen de información de una línea-base para determinar objetivamente los logros o fracasos del proyecto. En este sentido, es necesario disponer de una línea-base para evaluar las capacidades o limitaciones de los actores locales en los procesos de gestión y participación, y en qué medida éstas impactan o podrían impactar sobre el desarrollo económico y social de la población afectada. A partir de la línea-base, posteriormente, se podrán evaluar los impactos del proyecto en un horizonte temporal, a la vez que se podrán extraer algunas pistas para la formulación de políticas de desarrollo económico y social.



6.5.1 Descripción de los Objetivos e Instrumentos del Proyecto

Objetivo General:

i.

Brindar eficiente abastecimiento de energía en las localidades de los distritos de Pichanaki, Perene y Rio Tambo de la Región Junín.

ii.

Objetivos específicos:

 Recoger información relevante para conocer la situación actual del desarrollo socioeconómico de la población afectada.  Conocer las necesidades de capacitación de los usuarios y de otros actores relevantes para el proyecto.  Conocer las expectativas, recursos y limitaciones de la población afectada para la consecución del trabajo de fortalecimiento interno, comunicación e incidencia.  Conocer las opiniones y sugerencias de los diferentes miembros de la comunidad y del estado vinculados al sector de energía y participación ciudadana.  Desarrollar indicadores específicos para cada resultado según actores y áreas temáticas.

iii.

Fuentes de Información

Las fuentes de información que se utilizaron para la elaboración de la Línea de Base fueron: cualitativas y cuantitativas. Las fuentes de información cualitativa corresponden a:  Información proporcionada por encuestas aplicadas a la población afectada.  Información proporcionada por entrevistas a actores relevantes para la ejecución del proyecto.  Insumos brindados por las diferentes dinámicas de los Talleres de Participación Pública con la población afectada. Las fuentes de información cuantitativas propuestas corresponden a:  Resultado de los talleres de participación pública, en donde se ha identificado los intereses, problemas, recursos, expectativas, conflictos, etc.; de los actores relevantes al proyecto.  Resultado de las encuestas realizadas a una muestra del total de la población afectada.  El plan estratégico de desarrollo de la zona afectada.

iv.

Los instrumentos del recojo de información  Encuestas realizadas a la población afectada. Se realizaron las siguientes encuestas: - Formato de Encuesta por localidad (Población, Servicios básicos existentes, Actividades Económicas, etc). – 01 encuesta por localidad. - Formato de Encuesta por usuario (Capacidad de pago en lo que se refiere a Iluminación, Comunicación, otros). – 01 encuestas por localidad. El objetivo de la encuesta es recoger información necesaria para elaborar el estudio de mercado eléctrico y la línea de base del Proyecto con la cual se espera conocer la realidad de la población afectada. 

Sobre la organización del trabajo del campo, digitación y análisis de datos El trabajo de campo fue realizado por encuestadores capacitados y equipo técnico del proyecto.





Solicitud de información a las Municipalidades acerca del estado energético de las localidades de cada distrito. Esta información viene a ser un consolidado donde se especifica sobre aspectos energéticos como: La viabilidad de proyectos de electrificación, La ejecución de proyectos, Estudios dentro del marco SNIP, Estudios definitivos. Este instrumento fue elaborado en una secuencia de reuniones entre el equipo del consultor y las municipalidades. El responsable de aplicar y verificar la información fue el equipo técnico del consultor, se realizó un consolidado del estado energético de las localidades.



Los talleres de Participación Pública Los talleres tienen como objetivo principal identificar los intereses, problemas, recursos, expectativas, conflictos, etc.; de los actores relevantes al proyecto. La información obtenida será el resultado de una discusión, aportes, experiencias y puntos de vista de los propios participantes, varones y mujeres. La prioridad de los temas fue responsabilidad del equipo técnico del consultor, entre ellos se consideró los siguientes: Priorización de localidades, Identificación de factores que influyen en el proyecto, Alcances del proyecto, los impactos ambientales sujetos a la ejecución del proyecto.

6.5.2 Detalles operacionales relevantes para la evaluación (descripción y costo del beneficiario del proyecto, criterio de selección de beneficiarios, etc.). Considerando que se realizaron 02 talleres en la zona del estudio. En la etapa de post-inversión las unidades ejecutoras conjuntamente y en estrecha coordinación con las municipalidades se harán cargo de la evaluación de los impactos del proyecto. La selección de las localidades beneficiadas se basó en un proceso, tomando en cuenta los datos de campo. La selección de los beneficiarios en cada localidad se basó en aspectos técnicos, según la distancia optima del transformador. 6.5.3 Descripción de la Metodología de la Evaluación de la Eficacia del Proyecto. Se identificara los impactos del proyecto en los talleres que se realizaran durante la ejecución del proyecto. Además se realizara UN ESQUEMA DE ANÁLISIS POR EFICIENCIA COMPARATIVA, a cargo de las unidades ejecutoras en estrecha coordinación con las municipalidades distritales. La filosofía de la línea base es la comparación de las transformaciones que se buscan mediante la política y los programas: i) Comparación de los cambios frente a una referencia temporal



ii) Comparación de los cambios frente a estándares.

Independiente del campo y la unidad de análisis, dada la ventaja de la democratización de la información, las entidades o la gestión que estas realizan en función del crecimiento económico, el desarrollo social o la conservación del medio ambiente, por mencionar sólo algunos campos de actuación, podrán compararse entre sí con respecto a los recursos que destinan al cumplimiento de sus metas. La información de los indicadores de la línea base puede ofrecer una visión amplia de las diferencias que existen, entre grupos poblacionales o grupos de municipios con características sociales y económicas semejantes. La política puede orientarse a reducir las diferencias entre ellos. Ofrece también información en cada indicador, de la distancia a la que se encuentra una entidad, un grupo poblacional, un municipio frente a otros, con respecto a un estándar (v.gr. un promedio o un nivel óptimo alcanzado). ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


La eficiencia comparativa constituye en este caso un proceso de comparación y medición de la gestión a la que se refieren a los indicadores. DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA DE LA EVALUACIÓN DE IMPACTO. Al cerrar el ciclo de este proyecto y de retroalimentar todo este proceso se ha de realizar un seguimiento periódico de las variables que determinarán en una evaluación posterior, donde debe observarse efectivamente que el proyecto está alcanzando los objetivos que se estimaron en la evaluación de impacto. Cuadro Nº 93 Identificación y Evaluación de Impactos del Proyecto

MAGNITUD DEL EFECTO

1: LEVE 2: MODERADO 3: ALTO

-1: LEVE -2: MODERADO -3: ALTO

BENEFICIO (POSITIVO) COSTO (NEGATIVO)

Todas las unidades Ejecutoras deben de realizar evaluaciones ex post de los proyectos de inversión pública. Como se puede apreciar en el cuadro la evaluación exdurante y expost los beneficios son mayores a los costos, en la operación se manifiesta la magnitud más baja en lo que es el mantenimiento respecto al beneficio que tiene un promedio alto, de la misma manera se puede ver que el proyecto es importante para el desarrollo de la población. 6.6

ASPECTOS AMBIENTALES Y ARQUEOLÓGICOS DEL PROYECTO  El área de influencia directa del estudio abarca un área definida por la ubicación del módulo fotovoltaico (2 m2). El área de influencia indirecta estará determinada por el área geográfica donde todas poblaciones beneficiadas realizan sus actividades y relaciones sociales, económicas, así como por los límites naturales que marcan las cuencas o sub cuencas hidrográficas.  La metodología utilizada para la caracterización de zona del proyecto y por consiguiente la elaboración de la Línea Base fue mediante la recopilación de la documentación bibliográfica, fuentes estadísticas oficiales y luego la recopilación de información de campo a través del reconocimiento visual y las encuestas a los pobladores de la zona.  La electrificación puede tener, tanto a nivel de las familias como de la comunidad en su conjunto, una serie de efectos que por lo general se consideran positivos. Los efectos pueden ser, por ejemplo, la difusión del empleo de nuevos artefactos, el desarrollo de



nuevas actividades sociales, el reemplazo de otras formas más costosas de energía, etc. En general uno de los impactos de mayor importancia es el relacionado al cambio en el gasto familiar por concepto de energía, sobre todo en el caso de iluminación. Este impacto es positivo. La electrificación afecta al ingreso familiar de manera directa y positiva, en este caso los gastos de instalación y los pagos regulares por el servicio son menores a los gastos por compra de insumos no eficientes para iluminación como velas, pilas para linternas, kerosene, etc., o de manera indirecta por el desarrollo de nuevas actividades productivas en la localidad.  Con la electrificación también se espera una serie de cambios de índole cualitativa en relación con la menor contaminación, la posibilidad de disponer de mayor tiempo para la lectura, cambio en el ritmo de actividades de la vida diaria, etc.  El proyecto es factible desde el punto de vista ambiental en el sentido las instalaciones de los módulos fotovoltaicos (SFVD) no afectan sitios arqueológicos, mientras que el impacto al ecosistema es mínimo. 6.7

GESTIÓN DEL RIESGO DE DESASTRES Peligros identificados en el área del PIP:

PELIGRO

NIVEL

Descargas atmosféricas en la Zona del Bajo, debido al apantallamiento Proyecto. natural de la zona (árboles) Inundaciones en época de invierno intenso

Bajo, debido a que los centros poblados (viviendas) se asientan en las partes altas a fin de evitar las inundaciones por la crecida de río.

 Medidas de reducción de desastres: Durante el Programa de Talleres de Capacitación (Proceso constructivo), los especialistas deberán realizar capacitaciones a fin de reducir riesgos potenciales y disminuir los desastres.  Costos de inversión asociado a las medidas de reducción de riesgos de desastres: Los costos para la ejecución del Programa de Talleres de Capacitación han sido contemplados dentro de las actividades complementarias de montaje, como parte de los costos de inversión.



6.8

CRITERIOS Y PREMISAS PARA LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DEL PROYECTO En esta sección se resume los criterios y premisas técnicas y económicas principales que serán considerados durante los trabajos de campo y de gabinete para el desarrollo de los estudios definitivos de las obras civiles y electromecánicas para la electrificación de las localidades beneficiadas son:

6.8.1 Normas Aplicables Los criterios a emplear se regirán principalmente por las siguientes normas:  D. L. 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.  D. S. N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.  Ley 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales Aisladas y de Frontera del País (2005).  Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (2006).  D. S. N° 025-2007-EM, Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural.  Ley N° 27510, que crea el Fondo de la Compensación Social Eléctrica (FOSE).  Ley N° 28307, que modifica y amplía los factores de reducción tarifaria de la Ley N° 27510, FOSE.  D. S. N° 025-2003, Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Energía y Minas.  Guía de Presentación de Proyectos de Electrificación Rural- FONER (2 006)  Norma DGE: "Conexiones Eléctricas en Baja Tensión en zonas de Concesión de Distribución”  Dirección de Fondos Concursables: Criterios de presentación y evaluación de Proyectos de electrificación rural con fuentes de Energía Renovable (2 008).  Guías y Procedimientos para obtener Autorizaciones, Concesiones Definitivas y Concesiones Temporales.  D. L. 1001, D. L. que regula la Inversión en Sistemas Eléctricos Rurales (SER) ubicados en zonas de concesión de empresas de distribución eléctrica (2 008).  D. L. 1002, D. L, de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables. (2008).  R.D. N° 003-2007-EM/DGE, Reglamento Técnico Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus Componentes para Electrificación Rural.  Norma Técnica Peruana - N.T.P. 399.403.2006, Sistemas Fotovoltaicos hasta 500 Wp. Especificaciones Técnicas y método para la calificación energética de un sistema fotovoltaico.  Resolución Defensorial N° 009-20101DP "La Electrificación Rural en el Perú: Derechos y Desarrollo para todos". Asimismo se cuenta como norma internacional, la "Universal Technical Standard tor Solar Home Systems" Thermie B SuP 995-96, EC-DGXVrl, 1998, Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios, versión 2 revisado en 2001, traducido por representantes de la Secretaria de Energía de Argentina y el Instituto de Energía Solar, Universidad Politécnica de Madrid. 6.8.2 Del Estudio Definitivo Criterios, Premisas y Recomendaciones A continuación las actividades a realizar, criterios, premisas y recomendaciones para el desarrollo del estudio definitivo del proyecto de electrificación rural:  Descripción técnica del proyecto  Levantamiento topográfico de la lotización y manzaneo de las localidades  Desarrollo de la memoria descriptiva  Desarrollo de las especificaciones técnicas de suministro y montaje ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


    

Desarrollo del metrado y valor referencial del proyecto Desarrollo del análisis de costos unitarios de montaje y formula polinómica de reajuste Cronograma de ejecución de obras Realización de los planos de ubicación de usuarios. Desarrollo de los cálculos justificativos

Contenido del Estudio Definitivo Este estudio definitivo deberá contener los siguientes:  Resumen Ejecutivo del Proyecto  Módulos Fotovoltaicos  Volumen I : Memoria Descriptiva – Especificaciones Técnicas 6.9

CRITERIOS Y PARÁMETROS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA, SEGÚN EL SNIP DE LA ALTERNATIVA PROPUESTA La evaluación económica a precios sociales y de mercado, permite determinar cuál es la rentabilidad económica de llevar a cabo el proyecto. En esta etapa se define: • La evaluación económica a precios privados de las alternativas • La evaluación social de los mismos • El análisis de sensibilidad • El análisis de sostenibilidad • El marco lógico de la alternativa finalmente seleccionada. Una vez que se han estimado los costos y beneficios incrementales de las alternativas se está en condiciones de hacer la evaluación económica. En este caso, se calculará el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR) tanto a precios privados como sociales para cada alternativa, considerando una tasa de descuento social de 9 % y una tasa de descuento privada de 12%. CÁLCULO DE LOS INDICADORES ECONÓMICOS A PRECIOS PRIVADOS Y SOCIALES: El VAN y la TIR a precios privados se calculan a partir de los flujos de beneficios incrementales a precios privados para cada alternativa. Correspondientemente el VAN y la TIR sociales se calculan a partir de los flujos de beneficios incrementales a precios sociales. 1. VAN privado: para cada alternativa se consideran los flujos de beneficios netos privados a partir del año cero y se aplica una tasa de descuento de 12%. La rentabilidad privada del proyecto se mide a través de este indicador. (Proyecto Rentable si VAN>= 0). 2. TIR privada: se calcula también a partir de los beneficios netos privados de cada alternativa del proyecto durante el horizonte de evaluación. Este es un indicador de apoyo para medir la rentabilidad privada del proyecto. (Proyecto Rentable si TIR>= 12%). 3. VAN social: para cada alternativa se consideran los flujos de beneficios netos sociales a partir del año cero y se aplica una tasa de descuento de 10%. La rentabilidad social del proyecto se mide a través de este indicador. (Proyecto Socialmente Rentable si VANS>= 0) 4. TIR social: se calculan también a partir de los beneficios netos sociales de cada alternativa del proyecto durante el horizonte de evaluación. Este es un indicador de apoyo para medir la rentabilidad social del proyecto. (Proyecto Socialmente Rentable si TIRS>= 9 %) ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD: El análisis de sensibilidad se usa para determinar cuánto podría afectarse el valor actual



neto del proyecto a precios sociales y privados para la alternativa evaluada, ante cambios en variables relevantes para el proyecto, tales como: consumo, tarifas, costos, etc. Se debe tener cuidado en la selección de las variables a analizar dado que estas deben tener una significativa influencia. Es recomendable siempre analizar los cambios de los costos de inversión, consumo y de los costos de operación y mantenimiento. Al analizar las variaciones, se deben enfatizar los cambios adversos que afecten la rentabilidad social y económica del proyecto. Se recomienda simular cambios en las variables del orden del ± 9 %. ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD El análisis de sostenibilidad de la alternativa tiene como finalidad evaluar la capacidad del proyecto para cubrir sus costos de operación y mantenimiento (incluyendo compra de energía), mediante ingresos propios o con ingresos comprometidos por terceros. Esto se mide a través del índice de cobertura, el cual permite medir el grado de financiamiento que tiene el proyecto dadas las tarifas y los aportes del estado.



CAPITULO VII CONCLUSIONES



7. CONCLUSIONES En el presente estudio se concluye lo siguiente:  De acuerdo al análisis económico realizado desde el punto de vista social, considerando los beneficios obtenidos de la información de campo (encuestas), se obtiene beneficios sociales positivos, que indican la rentabilidad del proyecto a nivel social. Cuadro Nº 69: Resumen de la Evaluación Social ALTERNATIVAS

TIR

B/C


18,27%

1,54

5,03

VAN (9%)

ALTERNATIVA 1

64,450

 Del análisis de sensibilidad que da como resultado que a pesar de que las variables utilizadas en el análisis puedan sufrir cambios fuertes, el proyecto sigue siendo rentable socialmente excepto en el caso en que el beneficio económico disminuya más del 20%.  Del análisis de sostenibilidad se ha determinado que los ingresos del proyecto bastan para cubrir los egresos del mismo en lo relacionado a los costos de operación, mantenimiento y comercialización, por lo que se concluye que el proyecto presenta Sostenibilidad.  Se ha explicado también los importantes beneficios no cuantificables que traerá a la zona del proyecto, ya que se incrementará la calidad de vida y la posibilidad de mayores ingresos para la zona. Las inversiones totales del proyecto es la siguiente: Cuadro Nº 70: RESUMEN DEL VALOR REFERENCIAL – SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

RESUMEN DEL VALOR REFERENCIAL SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS PROYECTO

:

DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITOS

: : :

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINVIA DE HUANCAYO JUNIN HUANCAYO SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA Mayo,2013 DESCRIPCION

ITEM

TOTAL US$

TOTAL S/.

A

SUMINISTROS DE MATERIALES

20,776,38

54,018,59

B B1 C D

MONTAJE ELECTROMECANICO ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS DE MONTAJE TRANSPORTE DE MATERIALES COSTO DIRECTO ( C.D. )

2,736,60 2,953,67 695,68

7,115,16 7,679,54 1,808,77

27,162,33

70,622,06

3,259,48 2,172,99

8,474,65 5,649,76

E F

GASTOS GENERALES (12% C.D.) UTILIDADES (8% C.D.)

G

COSTO TOTAL (SIN I.G.V. )

32,594,80

84,746,47

H

IGV

5,867,06

15,254,36

I

COSTO TOTAL (Incluye I.G.V.)

38,461,86

100,000,83

 De los análisis efectuados se concluye que el proyecto es viable según los lineamientos del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP) debido a que se cumplen las siguientes tres ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO Informe N° 01: Estudio del Expediente VOLUMEN 1A: Identificación, Formulación y Evaluación del Proyecto


condiciones: Es sostenible administrativamente y financieramente cobertura>100%, el VANS positivo, es compatible con los lineamientos de la política del Sector Energía y Minas.



CAPITULO VIII ANEXOS



8. ANEXOS Anexo A: Estudio de Mercado Eléctrico 1.

Localidades Priorizadas y Proyección del N° de Abonados 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6.

Localidad Valores Promedio del Coeficiente de Electrificación. Consolidado del Abonados Domésticos por Localidad Resumen de Cargas Especiales, Comerciales, Industriales (Productivos) y Uso General Por Localidad Tasa De Crecimiento Poblacional Distrital Resumen de la Proyección de Población, del N° de Viviendas Domésticas

Anexo B: Inversión de Activos por Alternativas 4.

Inversión en Activos: Instalación de módulos fotovoltaicos: 4.1 4.2

4.3

4.4 4.5

4.6

Resumen General de Inversión de Activos. Metrado Y Presupuesto De Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios. 4.2.1 Suministro de Materiales. 4.2.2 Montaje Electromecánico. 4.2.3 Transporte de Materiales a almacén. Costos de Suministro Materiales y Recursos. 4.3.1 Lista de costos unitarios de materiales (US$/Unidad). 4.3.2 Sustentos de Costos de Materiales Análisis de Costos de Estudios de Ingeniería Definitiva. Análisis de Costos Unitarios de Transporte a almacén. 4.5.1 Determinación de Costos de Transporte Lima-Almacén 4.5.2 Análisis de Costos Unitarios para el Transporte de Lima a Almacén Análisis de Costos Unitarios de Montaje y Transporte a Punto de Instalación 4.6.1 Análisis de Costos Unitarios de las Actividades Complementarias de Montaje 4.6.2 Análisis de Costos Unitarios para el Transporte de Almacén a Punto de Instalación 4.6.3 Análisis de Costos Unitarios de Montaje 4.6.4 Costos de Hora-Hombre según CAPECO (vigente Julio 2011)

5.

Costos de Operación y Mantenimiento – CO&M – Alternativa (Seleccionada)

6.

Cambio de Equipos – Alternativa (Seleccionada):

7.

Tarifas de Electricidad 8.1 8.2

8. 9.

Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (04 Mayo de 2011). Cálculo de la Cuota Mensual – SFVD de 80 Wp

Densidad de Energía Solar – Incidente Diaria – Promedio Anual Cronograma de Ejecución de Obra – Alternativa Seleccionada

Anexo D: Evaluación Económica de las Alternativas 10. 11.

FORMATOS SNIP Matriz del Marco Lógico del Proyecto

Anexo E: Lineamientos de Política Sectorial Anexo F: Láminas y Planos 12. 13.

Plano de Ubicación del Proyecto. Planos de ubicación de Usuarios


D A T O S G E N E R A L E S

TITULO : PROYECTO : : PROPIETARIO :

ANÁLISIS DE LA DEMANDA ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTO MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA

CONTRATISTA:

MUNICIPALIDAD SDA

DEPARTAMENTO :

JUNIN

PROVINCIA :

HUANCAYO

DISTRITO :


TIPO DE LOCALIDADES:

I II VARIOS 0.95 TRANSFORMADOR

LOCALIDAD : FACTOR DE POTENCIA MAQUINA ELEC.: Fecha de datos de campo: AÑO INICIAL = AI AÑO HORIZONTE (20 AÑOS):

SECTOR TÍPICO

SECTOR 7

2013 2033

ESTADISTICA - IN

ITEM PROVINCIA 1

HUANCAYO

DISTRITO

NOMBRE DE LAS LOCALIDADES LOCALIDAD


OTORONGO

DENOMINACION COMUNIDAD CAMPESINA

N° LOTES

HAB/LOTE

32

4.00


ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO MUNICIPALIDAD SDA ANÁLISIS DE LA DEMANDA ANEXO N° 1.no CALCULO DE LOS CONSUMOS UNITARIOS

TOTAL DE HORAS AL AÑO Horas de Util. x Año Inicial (H/AÑO). Horas de Util. X Año Final (H/AÑO). Horas de Util. x Día Inicial (H/DIA). Horas de Util. X Dia Final (H/DIA). INCREMENTO DE H.U. POR AÑO INCREMENTO DE H.U. POR DIA

8760 0 0 0.00 0.00 0 0.000 Fc=

Hor/Año Horas Horas Horas Horas Año Año 0

TOTAL DE HORAS AL AÑO Horas de Util. x Año Inicial (H/AÑO). Horas de Util. X Año Final (H/AÑO). Horas de Util. x Día Inicial (H/DIA). Horas de Util. X Dia Final (H/DIA). INCREMENTO DE H.U. POR AÑO INCREMENTO DE H.U. POR DIA

8760 2532 2932 6.94 8.03 20 0.055 Fc=

Hor/Año Horas Horas Horas Horas Horas/Año Año 0.289

TOTAL DE HORAS AL AÑO Horas de Util. x Año Inicial (H/AÑO). Horas de Util. X Año Final (H/AÑO). Horas de Util. x Día Inicial (H/DIA). Horas de Util. X Dia Final (H/DIA). INCREMENTO DE H.U. POR AÑO INCREMENTO DE H.U.

8760 2532 2932 6.94 8.03 20 0.055 Fc=

Hor/Año Horas Horas Horas Horas Año Año 0.289

1 CONSUMO UNITARIO DOMESTICO

-

LOCALIDAD DE TIPO 4 Lámparas de 16 W C/U. Radio y Grabadora Televisor Cargas Especiales.

64 50 200 100

W W W W

TOTAL POTENCIA INSTALADA

414

W/L

Factor de Simultaneidad Factor de Carga Inicial (%) Horas Total de Utilización (h/mes). Consumo de Energía / Mes. Consumo de Energía / Mes. (*) Consumo de Energía / Año. Consumo de Energía / Año.

0.5 0.00% 0.00% 0 0.00 kWh/mes 0.00 kWh/mes 0.00 kWh/Año 0.00 kWh/Año

I


64 25 110

W W W W


199

W/L

Factor de Simultaneidad Factor de Carga Inicial (%) Horas Total de Utilización (h/mes). Consumo de Energía / Mes. Consumo de Energía / Mes. (*) Consumo de Energía / Año. Consumo de Energía / Año (*)

0.5 28.90% 28.90% 208.08 20.70 kWh/mes 19.82 kWh/mes 248.45 kWh/Año 237.84 kWh/Año

II


32 25 110

W W W W


167

W/L

Factor de Simultaneidad Factor de Carga Inicial (%) Horas Total de Utilización (h/mes). Consumo de Energía / Mes. Consumo de Energía / Mes. (*) Consumo de Energía / Año. Consumo de Energía / Año (*)

0.5 28.90% 28.90% 208.08 17.37 kWh/mes 16.94 kWh/mes 208.50 kWh/Año 203.28 kWh/Año

(*) Consumo de energía unitario mensual analizádo de los datos históricos. 2 CONSUMO UNITARIO COMERCIAL. (05 Habitaciones + 1 Tienda). INCREMENTO % = 130.00% LOCALIDAD DE TIPO 4 Lámparas de 16 W C/U. Radio y Grabadoras Televisor Cargas Especiales.

Factor de Demanda (%) Factor de Carga Inicial (%) Horas de Utilización (h/mes). Consumo de Energía / Mes. Consumo de Energía / Año. Consumo de Energía / Año.

64 100 200 100

W W W W

464

W/L

INCREMENTO % =

0.00 kWh/mes 0.00 kWh/Año 0.00 kWh/Año

I


64 25 110 0


199

Factor de Simultaneidad Factor de Carga Inicial (%) Horas de Utilización (h/mes).

0.00% 315

130.00%

0.5 37.57% 270.504

Consumo de Energía / Mes. Consumo de Energía / Año. Consumo de Energía / Año.

Factor de Demanda (%) Factor de Carga Inicial (%) Horas de Utilización (h/mes). Consumo de Energía / Mes. Consumo de Energía / Año. Consumo de Energía / Año.

128 100 300 500 200

W W W W W

1228

W/L

25.00% 0.00% 0

I

LOCALIDAD DE TIPO 6 Lámparas de 16 W C/U. Radio y Grabadora Televisor - Color. Bomba de Agua Maquina de Pintar

96 100 150 320 120

W W W W W

786

W/L

25.00% 57.80% 346.8


96 100 300 300 100 896

Factor de Demanda (%) Factor de Carga Inicial (%) Horas de Utilización (h/mes).

25.12% 0.00% 0


0.00 0.00 0.00

W W W W W W/L

kWh/mes kWh/Año kWh/Año

II 32 25 110


167


LOCALIDAD DE TIPO 3 Lámparas de 16W C/U. Radio y Grabadora. Computo. Amplificador Cargas Especiales.

110.00%

I 48 50 200 60 358


25.00% 31.79% 240


21.48 257.76 261.62

W W W W W W/L


W W W W W W/L

0.5 37.57% 270.504 22.59 kWh/mes 271.05 kWh/Año 264.26 kWh/Año

200.00% LOCALIDAD DE TIPO 4 Lámparas de 16 W C/U. Radio y Grabadora Televisor - Color. Bomba de Agua Maquina de Pintar Factor de Demanda (%) Factor de Carga Inicial (%) Horas de Utilización (h/mes).

39.39 kWh/mes 472.66 kWh/Año 476 kWh/Año

4 CONSUMO DE CARGAS DE USO GENERAL (local municipal, Iglesia, Municipio, otros) FACTOR ADICIONAL DEL CONS. GENERAL = 110.00% FACTOR ADICIONAL DEL CONS. GENERAL = LOCALIDAD DE TIPO 6 Lámparas de 16W C/U. Radio y Grabadora. Computo. Cargas Especiales. Amplificador


200.00%


0.00 kWh/mes 0.00 kWh/Año 0 kWh/Año

130.00%

Factor de Simultaneidad Factor de Carga Inicial (%) Horas de Utilización (h/mes).

26.92 kWh/mes 322.98 kWh/Año 309.19 kWh/Año

3 CONSUMO DE CARGAS INDUSTRIALES MENORES (PRODUCTIVOS). FACTORES DEL CONSUMO INDUSTRIAL= 200.00% LOCALIDAD DE TIPO 8 Lámparas de 16 W C/U. Radio y Grabadora Televisor Maquina de Soldar. Maquina de Pintar

W W W W W W/L

INCREMENTO % =


II 64 100 150 250 120

W W W W W

684

W/L

25.00% 57.80% 346.8 34.28 kWh/mes 411.32 kWh/Año 407 kWh/Año

FACTOR ADICIONAL DEL CONS. GENERAL =

110.00%

LOCALIDAD DE TIPO 3 Lámparas de 16W C/U. Radio y Grabadora. Computo. Cargas Especiales.

II 48 50 200 0 298


25.00% 31.79% 240


17.88 214.56 223.61

1 / 1

W W W W W W/L


CIPALIDAD DISTRITAL DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA MUNICIPALIDAD SDA

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO ANÁLISIS DE LA DEMANDA ANEXO N° 1.2 VALORES PROMEDIO DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION AÑO

GRAFICO N° 01 110% 108% 106% 104% 102% 100% 98% 96% 94% 92% 90% 88% 86% 84% 82% 80%

Localidad Tipo Localidad Tipo I

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 0.350 0.400 0.450 0.500 0.550 0.600 0.650 0.700 0.750 0.800 0.850 0.900 0.950 1.000

2017

0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

CURVAS DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION

2016

I

2015

-

2014

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

TIPO DE LOCALIDAD

2013

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

AÑO

COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION

N° DE

AÑOS

Valores promedio de C.E. no aplicables al cálculo final; este cuadro se implemento para fines de mostrar tendencia de crecimiento. Cada localidad presenta un C.E. inicial 0.000 0.500 (Cuadro Nº11.4.3) el cual sera aplicado en los cálculos siguientes.

1 / 1


MUNICIPALIDAD SDA

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO ANÁLISIS DE LA DEMANDA ANEXO N° 1.3 VALORES DE LOS FACTORES DE CARGA AÑO

AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

TIPO DE LOCALIDAD -

I

II

0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

0.289 0.291 0.294 0.296 0.298 0.300 0.303 0.305 0.307 0.310 0.312 0.314 0.316 0.319 0.321 0.323 0.326 0.328 0.330 0.332 0.335

0.289 0.291 0.294 0.296 0.298 0.300 0.303 0.305 0.307 0.310 0.312 0.314 0.316 0.319 0.321 0.323 0.326 0.328 0.330 0.332 0.335

FACTORES DE CARGA GRAFICO N° 02 50% 45% 40%

FACTOR DE CARGA

N° DE

35% 30% 25% 20% 15% TIPO TIPO-II TIPO-III

10% 5% 0%

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

AÑOS

1 / 1


MUNICIPAL IDAD SDA


ANÁLISIS DE LA DEMANDA

ANEXO N° 1.6 RESUMEN DE LA PROYECCION DE POBLACION, DEL N° DE VIVIENDAS DOMÉSTICAS N° 1

LOCALIDADES OTORONGO

TOTALES

TIPO

TASA CRECIM. POBLAC.

I

2.20%

AÑO CERO : 2013 N° DE N° DE HABIT. ABON. 128

128

32.00

32

N° DE HABIT.

AÑO 5 : 2018 AÑO 10 : 2023 AÑO 15 : 2028 AÑO 20 : 2033 N° DE DEMANDA N° DE N° DE DEMANDA N° DE N° DE DEMANDA N° DE N° DE HABIT. ABON. HABIT. ABON. HABIT. ABON. kW kW kW ABON.

144

144

36

36

5.04

5.04

160

160

40

5.82

40

5.82

176

176

44

44

6.68

6.68

196

196

Nota: En La columna [Nº de Abon.]: Incluye los abonados comerciales, de Uso General y Sector Productivo. EL TOTAL DE POBLACION Y VIVIENDAS BENEFICIADOS AL AÑO 2010 INCLUIDO LOS SECTORES DOMÉSTICO, COMERCIAL, USO GENERAL128

32

1 / 1

49

49

CIPALIDAD DISTRITAL DE SANTO DOMINGO DE ACOBIÓN

RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA

MUNICIPALIDAD SDA

ANÁLISIS DE LA DEMANDA ANEXO N° 1.7

CONSOLIDADO DE LA POTENCIA DE MAXIMA DEMANDA [kW] N°

LOCALIDADES

TIPO

DEMANDA DE LAS LOCALIDADES CONSIDERADAS SIN (1) 1

OTORONGO

0 2013

(1) : Factor de Simultaneidad entre localidades.= 0,95

2 2015

3 2016

4 2017

5 2018

6 2019

7 2020

8 2021

9 2022

11 2024

12 2025

13 2026

14 2027

15 2028

16 2029

17 2030

18 2031

19 2032

20 2033

4.32

4.46

4.49

4.74

4.89

5.04

5.08

5.23

5.49

5.66

5.82

6.09

6.26

6.32

6.50

6.68

6.97

7.16

7.36

7.66

7.86

4.32

4.46

4.49

4.74

4.89

5.04

5.08

5.23

5.49

5.66

5.82

6.09

6.26

6.32

6.50

6.68

6.97

7.16

7.36

7.66

7.86

I

MAXIMA DEMANDA TOTAL [kW] : (1) Y (2)

1 2014

AÑOS 10 2023

4.44

4.58

4.62

4.87

5.02

5.17

5.22

5.37

5.65

5.81

5.98

6.26

6.44

6.49

6.68

6.86

7.16

7.36

7.56

7.87

8.08

(2) : Perdidas de potencia reconocidas por OSINERG sector típico 7: MT► 8,14% BT► 10,18%

AÑO

0 = 2013

1 = 2014

2 = 2015

3 = 2016

4 = 2017

5 = 2018

6 = 2019

7 = 2020

8 = 2021

9 = 2022

FACTORES PARA EL FLUJO DE CARGA

0.55 1.00

0.57 1.03

0.57 1.04

0.60 1.10

0.62 1.13

0.64 1.17

0.65 1.17

0.67 1.21

0.70 1.27

0.72 1.31

10 = 2023 11 = 2024 12 = 2025 13 = 2026 14 = 2027 15 = 2028 16 = 2029 17 = 2030 18 = 2031 19 = 2032 20 = 2033 0.74 1.35

0.78 1.41

0.80 1.45

0.80 1.46

0.83 1.50

0.85 1.55

0.89 1.61

0.91 1.66

0.94 1.70

0.97 1.77

1.00 1.82

1 DE 1

ANÁLISIS DE LA DEMANDA MUNICIPALIDAD DISTRITAL DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA

MUNICIPALIDAD SDA

N° DE AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

POBLACION VIVIENDA HAB. VIV. 128 32 131 33 134 33 137 34 140 35 143 36 146 36 149 37 152 38 156 39 159 40 163 41 166 42 170 42 174 43 177 44 181 45 185 46 189 47 194 48 198 49

COEF. DE ELECT. 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000

ABONADOS ((N°)) DOM. COM. 32 0 33 0 33 0 34 0 35 0 36 0 36 0 37 0 38 0 39 0 40 0 41 0 42 0 42 0 43 0 44 0 45 0 46 0 47 0 48 0 49 0


DEPARTAMENTO : PROVINCIA :

JUNIN HUANCAYO

DISTRITO LOCALIDAD TIPO DE LOC.

SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA OTORONGO I

CONSUMO UNITARIO [kWh/ABON.] DOM. COM. 237.84 309.19 242.60 315.38 247.45 321.68 252.40 328.12 257.45 334.68 262.59 341.37 267.85 348.20 273.20 355.16 278.67 362.27 284.24 369.51 289.93 376.90 295.72 384.44 301.64 392.13 307.67 399.97 313.82 407.97 320.10 416.13 326.50 424.45 333.03 432.94 339.69 441.60 346.49 450.43 353.42 459.44

: : :

DOM. 7,610.88 8,005.69 8,165.81 8,581.52 9,010.60 9,453.40 9,642.47 10,108.53 10,589.36 11,085.39 11,597.03 12,124.69 12,668.82 12,922.20 13,494.47 14,084.46 14,692.65 15,319.54 15,965.62 16,631.42 17317.47

CUADRO N° 1.14/1

CONSUMO ANUAL DE ENERGIA POR SECTORES [kWh] U. GEN. COM. IND. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

PROYECCION DE LA DEMANDA ELECTRICA POR LOCALIDAD

A.P. 2,345.49 2,345.49 2,345.49 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,866.71 2,866.71 2,866.71 3,127.32 3,127.32 3,127.32 3,127.32 3,127.32 3,387.93 3,387.93 3,387.93 3,648.54 3,648.54

CONSUMO DE ENERGIA [kWh] NETA PERD. VENDIDA 9,956.37 988.67 10,945.04 10,351.18 1,027.87 11,379.06 10,511.30 1,043.77 11,555.07 11,187.62 1,110.93 12,298.55 11,616.70 1,153.54 12,770.24 12,059.50 1,197.51 13,257.01 12,248.57 1,216.28 13,464.86 12,714.63 1,262.56 13,977.19 13,456.07 1,336.19 14,792.26 13,952.10 1,385.44 15,337.55 14,463.74 1,436.25 15,899.98 15,252.01 1,514.52 16,766.53 15,796.14 1,568.56 17,364.70 16,049.52 1,593.72 17,643.24 16,621.79 1,650.54 18,272.33 17,211.78 1,709.13 18,920.91 18,080.58 1,795.40 19,875.98 18,707.47 1,857.65 20,565.12 19,353.55 1,921.81 21,275.36 20,279.96 2,013.80 22,293.76 20,966.01 2,081.92 23,047.93

F.C. TOTAL 0.289 0.291 0.294 0.296 0.298 0.300 0.303 0.305 0.307 0.310 0.312 0.314 0.316 0.319 0.321 0.323 0.326 0.328 0.330 0.332 0.335

HORAS DE UTILIZ. 2,532.00 2,552.00 2,572.00 2,592.00 2,612.00 2,632.00 2,652.00 2,672.00 2,692.00 2,712.00 2,732.00 2,752.00 2,772.00 2,792.00 2,812.00 2,832.00 2,852.00 2,872.00 2,892.00 2,912.00 2,932.000

DATOS :

A.I. = 2013 POBI= 128 TPOB= 2.20%

H/V = 4.00 AD/AC= 1.00 HUAINIC= 2532

CEI = 100% CEF= 100%

CUDOM = 237.84 TACUD= 2.00%

CUCOM = 309.19 TACUC = 2.00% TACOM = 0.00%

CAIND = TACIND=

0.0 2.00%

CAUGEN = 0 TACUGEN= 2.00% CAUESP = 0

CAAP = 260.61 HUAP = 4,380 TACAP = 2.23%

PLAMP = NLAMP =

59.5 9

DONDE : A.I. POBI TPOB H/V CEI CEF NCOM TACOM CUDOM CUCOM TACUD TACUC HUAINIC

: : : : : : : : : : : : :

AÑO INICIAL DE LA PROYECCION (AÑO CERO). POBLACION INICIAL DE PROYECCION AL AÑO CERO (DAT. CAMPO ASUM.). TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL ANUAL. DENSIDAD POBLACIONAL (RELACION HABITANTES/VIVIENDA). COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION INICIAL. COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION FINAL. NUMERO INICIAL DE ABONADOS COMERCIALES. TASA DE CRECIMIENTO DE ABONADOS COMERCIALES ANUAL. CONSUMO UNITARIO INICIAL DEL SECTOR DOMESTICO. CONSUMO UNITARIO INICIAL DEL SECTOR COMERCIAL. TASA DE CRECIMIENTO DEL CONSUMO UNITARIO DOMESTICO ANUAL. TASA DE CRECIMIENTO DEL CONSUMO UNITARIO COMERCIAL ANUAL. HORAS DE UTILIZACION EN EL AÑO INICIAL.

CAIND TACIND CAUGEN TACUGEN CACESP TACCESP CAAP TACAP HUAP PLAMP NLAMP AD/AC CAUESP

: : : : : : : : : : : : :

CONSUMO ANUAL INICIAL DEL SECTOR INDUSTRIAL. TASA DE CRECIMENTO DEL SECTOR INDUSTRIAL ANUAL. CONSUMO ANUAL INICIAL DE SECTOR DE USOS GENERALES. TASA DE CRECIMIENTO DEL SECTOR DE USOS GENERALES ANUAL. CONSUMO ANUAL INICIAL DEL SECTOR DE CARGAS ESPECIALES. TASA DE CRECIMIENTO DEL SECTOR DE CARGAS ESPECIALES ANUAL. CONSUMO ANUAL DE 01 LAMPARA DE ALUMBRADO PUBLICO. TASA DE CRECIMIENTO DEL SECTOR DE ALUMBRADO PUBLICO ANUAL. HORAS DE UTILIZACION ANUAL DEL ALUMBRADO PUBLICO. POTENCIA DE LA LAMPARA INCLUYE PERDIDAS EN WATTS. NUMERO DE LAMPARAS. N°DE ABON. DOMESTICOS / N°DE ABON. COMERCIALES CONSUMO ANUAL INICIAL DE SECTOR DE USOS ESPECIALES.

MAXIMA DEMANDA [kW] 4.32 4.46 4.49 4.74 4.89 5.04 5.08 5.23 5.49 5.66 5.82 6.09 6.26 6.32 6.50 6.68 6.97 7.16 7.36 7.66 7.86

CALIF. ELECTRICA [W/Lote] 187.89 190.15 192.44 194.78 197.15 199.57 202.02 204.52 207.06 209.64 212.27 214.94 217.66 220.42 223.23 226.09 228.99 231.95 234.95 238.00 241.11

AÑO

Población Habitantes

Familias

Abonados Residenc.

Hrs.Utiliz. Servicios

Hrs.Utiliz. Carg.Espec.

(kWh)Consumo Residencial

(kWh)Consumo Comercial

(kWh)Consumo Uso Productivo

(kWh)Consumo Uso General

(kWh) Alumb. Público

(kWh) Energía Vendida

Perdidas en Distribución

Total (kWh) Distrib. Bruto

9.93% AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Población Habitantes 128 132 132 136 140 144 144 148 152 156 160 164 168 168 172 176 180 184 188 192 196

Familias 32 33 33 34 35 36 36 37 38 39 40 41 42 42 43 44 45 46 47 48 49

Abonados Residenc. 32 33 33 34 35 36 36 37 38 39 40 41 42 42 43 44 45 46 47 48 49

Hrs.Utiliz. Servicios 2532 2552 2572 2592 2612 2632 2652 2672 2692 2712 2732 2752 2772 2792 2812 2832 2852 2872 2892 2912 2932

Hrs.Utiliz. Carg.Espec. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

(kWh)Consumo Residencial 7,610.88 8,005.69 8,165.81 8,581.52 9,010.60 9,453.40 9,642.47 10,108.53 10,589.36 11,085.39 11,597.03 12,124.69 12,668.82 12,922.20 13,494.47 14,084.46 14,692.65 15,319.54 15,965.62 16,631.42 17,317.47

(kWh)Consumo Comercial 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

(kWh)Consumo Ind. Menor 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

(kWh)Consumo Uso General 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

(kWh) Alumb. Público 2,345.49 2,345.49 2,345.49 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,866.71 2,866.71 2,866.71 3,127.32 3,127.32 3,127.32 3,127.32 3,127.32 3,387.93 3,387.93 3,387.93 3,648.54 3,648.54

Pertenece a Uso Gen. (kWh) Cargas (kWh) Energía Especiales Vendida 0.00 9956.37 0.00 10351.18 0.00 10511.30 0.00 11187.62 0.00 11616.70 0.00 12059.50 0.00 12248.57 0.00 12714.63 0.00 13456.07 0.00 13952.10 0.00 14463.74 0.00 15252.01 0.00 15796.14 0.00 16049.52 0.00 16621.79 0.00 17211.78 0.00 18080.58 0.00 18707.47 0.00 19353.55 0.00 20279.96 0.00 20966.01

Perdidas en Distribución 988.67 1027.87 1043.77 1110.93 1153.54 1197.51 1216.28 1262.56 1336.19 1385.44 1436.25 1514.52 1568.56 1593.72 1650.54 1709.13 1795.40 1857.65 1921.81 2013.80 2081.92

Total (kWh) Distrib. Bruto 10945.04 11379.06 11555.07 12298.55 12770.24 13257.01 13464.86 13977.19 14792.26 15337.55 15899.98 16766.53 17364.70 17643.24 18272.33 18920.91 19875.98 20565.12 21275.36 22293.76 23047.93

Pérdidas en Transmisión

Total (kWh) Requerido

kW Carg.Esp. Coincidente

kW Demanda Residencial

kW Demanda Comercial

kW Demanda Ind Menor

kW Demanda Uso General

kW Demanda Servicios

kW Demanda Alumbrado

Carg.Espec. Coincid.Serv.

kW Demanda Neto

3.52% Pérdidas en Transmisión 350.46 364.36 370.00 393.80 408.91 424.49 431.15 447.55 473.65 491.11 509.12 536.87 556.02 564.94 585.09 605.85 636.44 658.50 681.25 713.85 738.00

Pérdidas en Distribución

Total (kW) Distribuído

10.18% Total (kWh) Requerido 11295.50 11743.42 11925.07 12692.36 13179.14 13681.51 13896.01 14424.74 15265.92 15828.66 16409.11 17303.41 17920.72 18208.18 18857.42 19526.76 20512.42 21223.62 21956.60 23007.62 23785.94

kW Carg.Esp. kW Demanda kW Demanda kW Demanda kW Demanda kW Demanda kW Demanda Carg.Espec. kW Demanda Coincidente Residencial Comercial Ind Menor Uso General Servicios Alumbrado Coincid.Serv. Neto 0.00 3.01 0.00 0.00 0.00 3.01 0.54 0.00 3.73 0.00 3.14 0.00 0.00 0.00 3.14 0.54 0.00 3.84 0.00 3.18 0.00 0.00 0.00 3.18 0.54 0.00 3.87 0.00 3.31 0.00 0.00 0.00 3.31 0.60 0.00 4.09 0.00 3.45 0.00 0.00 0.00 3.45 0.60 0.00 4.22 0.00 3.59 0.00 0.00 0.00 3.59 0.60 0.00 4.34 0.00 3.64 0.00 0.00 0.00 3.64 0.60 0.00 4.38 0.00 3.78 0.00 0.00 0.00 3.78 0.60 0.00 4.51 0.00 3.93 0.00 0.00 0.00 3.93 0.65 0.00 4.74 0.00 4.09 0.00 0.00 0.00 4.09 0.65 0.00 4.88 0.00 4.25 0.00 0.00 0.00 4.25 0.65 0.00 5.02 0.00 4.41 0.00 0.00 0.00 4.41 0.71 0.00 5.25 0.00 4.57 0.00 0.00 0.00 4.57 0.71 0.00 5.40 0.00 4.63 0.00 0.00 0.00 4.63 0.71 0.00 5.45 0.00 4.80 0.00 0.00 0.00 4.80 0.71 0.00 5.60 0.00 4.97 0.00 0.00 0.00 4.97 0.71 0.00 5.76 0.00 5.15 0.00 0.00 0.00 5.15 0.77 0.00 6.01 0.00 5.33 0.00 0.00 0.00 5.33 0.77 0.00 6.17 0.00 5.52 0.00 0.00 0.00 5.52 0.77 0.00 6.34 0.00 0.00 6.60 5.71 0.00 0.00 5.71 0.83 0.00 0.00 0.00 6.78 5.91 0.00 0.00 5.91 0.83 0.00

Pérdidas en Distribución 0.38 0.39 0.39 0.42 0.43 0.44 0.45 0.46 0.48 0.50 0.51 0.53 0.55 0.55 0.57 0.59 0.61 0.63 0.65 0.67 0.69

Pérdidas en Transmisión

Total (kW) Requerido

Factor de Carga Total

Total (kW) Requerido 4.44 4.58 4.62 4.87 5.02 5.17 5.22 5.37 5.65 5.81 5.98 6.26 6.44 6.49 6.68 6.86 7.16 7.36 7.56 7.87 8.08

Factor de Carga Total 0.289 0.291 0.294 0.296 0.298 0.300 0.303 0.305 0.307 0.310 0.312 0.314 0.316 0.319 0.321 0.323 0.326 0.328 0.330 0.332 0.335

8.14% Total (kW) Distribuído 4.11 4.24 4.27 4.51 4.64 4.79 4.82 4.97 5.22 5.37 5.53 5.79 5.95 6.00 6.17 6.35 6.62 6.80 6.99 7.27 7.47

Pérdidas en Transmisión 0.33 0.34 0.35 0.37 0.38 0.39 0.39 0.40 0.42 0.44 0.45 0.47 0.48 0.49 0.50 0.52 0.54 0.55 0.57 0.59 0.61

N°

LOCALIDADES

TIPO

DEMANDA DE LAS LOCALIDADES CONSIDERADAS

1

OTORONGO

I

AÑO 2013 POTENCIA ENERGIA kW kWh



4.3

10,945.0

5.8

15,900.0

0.0

23,047.9

4.32

10,945.04

5.82

15,899.98

0.00

23,047.93

1 / 1

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINVIA DE HUANCAYO

Anexo 1.5:TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL DISTRITAL Censo 1,993

Censo 1,981 Localidad

N° 01

OTORONGO

Provincias

Distritos

HUANCAYO


Distritales Censo 2,005

12 Censo 2,007

Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda 0

0

83

17

0

0

Poblac. 112

Vvienda 28

TCP (%) 1981-1993 0.00%

12 2 TCP (%) TCP (%) INEI 2007 1993-2007 2.20%

2.20%

TCP (%) ELEGIDO 2.20%

LECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINVIA DE HUANCAYO

Anexo 1.5:TASA DE CRECIMIENTO POBLACIONAL DISTRITAL Censo 1,981 Localidad

Provincias

CENSOS DISTRITALES

DISTRITOS HUANCAYO LA LIBERTAD SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA LA UNION UNION MARIPOSA SAN ANTONIO DE CARRIZAL

P.1981

Distritos Población P.1993 118 90 83 40 42 37

Censo 1,993

Distritales Censo 2,005

Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda Poblac. Vvienda P.2005

P.2007 270 143 112 78 75 62

V.1981

Vivienda V.1993 V.2005 24 18 17 8 8 7

V.2007 68 36 28 20 19 16

12 Censo 2,007 Poblac. TCP (%) 1993-2005

TCP (%) 1981-1993

12 2 TCP (%) TCP (%) INEI 2007 1993-2007

Vvienda TCP (%) TCP (%) TCP (%) 1993-2007 PROMEDIO ELEGIDO 6.00% 6.00% 2.20% 3.40% 3.40% 2.20% 2.20% 2.20% 2.20% 4.90% 4.90% 2.20% 4.20% 4.20% 2.20% 3.80% 3.80% 2.20%

Promedio Global

2.20%

V.1981

TCP (%) ELEGIDO # Hab/Lote V.1993 V.2005 V.2007 3.97 3.97 4.00 3.90 3.95 3.88

Hab/Lote Promedio 3.97 3.97 4.00 3.90 3.95 3.88

Anexo 4.1

RESUMEN DEL VALOR REFERENCIAL SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS PROYECTO

:

DEPARTAMENTO PROVINCIA DISTRITOS

: : :

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINVIA DE HUANCAYO JUNIN HUANCAYO SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA Mayo,2013 DESCRIPCION

ITEM

A B B1 C D

SUMINISTROS DE MATERIALES MONTAJE ELECTROMECANICO ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS DE MONTAJE TRANSPORTE DE MATERIALES COSTO DIRECTO ( C.D. )

E F


TOTAL US$

TOTAL S/.

20,776.38 2,736.60 2,953.67 695.68

54,018.59 7,115.16 7,679.54 1,808.77

27,162.33

70,622.06

3,259.48 2,172.99

8,474.65 5,649.76

G


32,594.80

84,746.47

H

IGV

5,867.06

15,254.36

I


38,461.86

100,000.83

Anexo 4.2. METRADO Y PRESUPUESTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINVIA DE HUANCAYO (1) Otorongo

DEPARTAMENTO

: JUNIN

PROVINCIA

: HUANCAYO

DISTRITOS

: SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA

Mayo,2013

Anexo 4.2.1 A. SUMINISTRO DE MATERIALES ITEM

DESCRIPCIÓN DE PARTIDAS

A.-

NÚMERO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS

1.00

PANEL FOTOVOLTAICO

1.01 1.02 1.03

METRADO METRADO UNID.

PRECIO

PRECIO

(1)

TOTAL

UNIT.

UNIT.

TOTAL

TOTAL

CANT.

CANT.

US$

S/.

US$

S/.

32

ACPanel fotovoltaico - 12 VDC, 80 Wp Módulo soporte para panel fotovoltaico de 80 Wp ACPoste de madera tratada pino de 12,5 pies clase 8

Und.

32

32

205.00

533.00

6,560.00

17,056.00

Und.

32

32

23.55

61.24

753.71

1,959.64

Und.

32

32

26.43

68.72

845.73

2,198.91

1.04

Cable CPI - TW de 6 mm2

Mts.

320.00

320

0.71

1.84

226.31

588.40

1.05

Cintillo de plástico de 40 cm.

Und.

32

32

0.09

0.23

2.88

7.49

1.06

Grapa para cables de calibre 8 AWG

Und.

576

576

0.02

0.05

11.31

29.41

1.07

Clavo de acero de 4"

Und.

32

32

0.07

0.19

2.39

6.20

8,402.33

21,846.05

SUB-TOTAL 1: 2.00

BATERÍA

2.01

TIPBatería solar, 150 Ah, 12 V

Und.

32

32

185.00

481.00

5,920.00

15,392.00

2.02

TIPAlambre (indoprene) TM 2x10 AWG (conex. batería-controlador)

Mts.

128.00

128

1.19

3.10

152.46

396.39

2.03

RRI Caja de seguridad para una batería solar de 150 Ah

Und.

32

32

9.55

24.83

305.62

794.61

2.04

RRVArmella de 1/4"x1/2"

Und.

64

64

0.07

0.18

4.48

11.65

2.05

Terminal tipo Ojo para pernos de 3/8"

Und.

64

64

0.40

1.04

25.64

66.67

2.06

Candado de 30 mm

Und.

32

32

4.30

11.18

137.60

357.76

2.07

Canaleta de 1 vía, 20x20 mm

mts.

64.00

64

0.99

2.58

63.47

165.02

6,609.27

17,184.10

SUB-TOTAL 2: 3.00

TABLERO DE DISTRIBUCIÓN

3.01

ArmControlador de carga, 12V/10A

Und.

32

32

32.27

83.91

1,032.70

2,685.01

3.02

ArmGabinete metálico con puerta de acrilico 352x390x200mm

Und.

32

32

19.16

49.81

613.02

1,593.84

3.03

ArmCaja de conexión de PVC de 150x150x70 mm

Und.

32

32

2.19

5.70

70.10

182.27

3.04

ArmStove bolt de 5/32" x 3/4", cabeza estrella, con tuerca

Und.

128

128

0.04

0.10

5.12

13.31

3.05

ArmTornillos pax de 5/32" x 1"

Und.

128

128

0.11

0.29

14.31

37.21


DEPARTAMENTO

: JUNIN

PROVINCIA

: HUANCAYO

DISTRITOS


Mayo,2013

Anexo 4.2.1 3.06

ArmBornera de bakelita de 25 Amperios

Und.

32

32

1.62

4.21

51.85

134.80

3.07

ArmPrensaestopas

Und.

128

128

2.52

6.55

322.56

838.66

2,109.66

5,485.10

SUB-TOTAL 3: 4.00

CONEXIONES DE INTERIORES

4.01

3x16Toma en 12 VDC con adaptador tipo encendedor vehicular

Und.

32

32

2.08

5.42

66.65

173.28

4.02

2x35Lámpara fluorescente compacta, 12VDC/11W

Und.

96

96

12.75

33.15

1,223.95

3,182.28

4.03

2x25Socket adosable E27

Und.

96

96

2.20

5.72

211.20

549.12

4.04

2x16Alambre (indoprene) TM 2x12 AWG

Mts.

1120.00

1120

0.85

2.20

948.40

2,465.84

4.05

Caja octogonal plástica

Und.

96

96

0.33

0.86

31.68

82.37

4.06

Regleta de conexión de 3 bornes

Und.

96

96

0.64

1.66

61.27

159.31

4.07

Enchufe con toma a tierra

Und.

96

96

3.67

9.54

352.32

916.03

4.08

Tomacorriente adosable simple con línea a tierra

Und.

32

32

2.11

5.49

67.52

175.55

4.09

Tomacorriente adosable doble con línea a tierra

Und.

32

32

2.13

5.54

68.18

177.28

4.10

Interruptor oval adosable simple

Und.

96

96

1.50

3.90

144.00

374.40

4.11

Rondana rectangular de madera pequeña para interruptores

Und.

96

96

0.18

0.46

16.97

44.12

4.12

Rondana rectangular de madera grande para tomacorrientes

Und.

96

96

0.34

0.89

32.99

85.78

4.13

2x35Cintillo de plástico de 20 cm.

Und.

320

320

0.03

0.08

9.60

24.96

4.14

2x25Grapa para cables de calibre 10 AWG

Und.

3712

3712

0.10

0.26

371.20

965.12

4.15

2x16Stove bolt de 5/32" x 1.1/4", cabeza estrella, con tuerca

Und.

192

192

0.07

0.19

14.31

37.21

4.16

1x16Clavo de cemento de 25mm

Und.

288

288

0.12

0.31

34.88

90.70

3,655.12

9,503.35

20,776.38

54,018.60

SUB-TOTAL 4:

TOTAL SUMINISTRO DE MATERIALES (A)


DEPARTAMENTO

: JUNIN

PROVINCIA

: HUANCAYO

DISTRITOS


Mayo,2013

Anexo 4.2.1 Anexo 4.2.2 B. MONTAJE ELECTROMECÁNICO ITEM

METRADO METRADO


UNID.

PRECIO

PRECIO

(1)

TOTAL

UNIT.

UNIT.

TOTAL

TOTAL

CANT.

CANT.

US$

S/.

US$

S/.

A.-


32

1.00

ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS DE MONTAJE (OBRAS PRELIMINARES)

1.01

Estudio de Ingeniería Definitiva

Global

1

1

2,563.95

6,666.27

2,563.95

6,666.27

1.01

Monitoreo Ambiental del Proyecto por Especialistas Ambientales

Global

1

1

0.00

0.00

0.00

0.00

1.02


Global

1

1

389.72

1,013.27

389.72

1,013.27

2,953.67

7,679.54

SUB-TOTAL 1: 2.00

INSTALACIÓN DE PANEL FOTOVOLTAICO (INCLUYE EXCAVACIÓN E INSTALACIÓN DE POSTE)

2.01

ACTransporte de Postes - Zona Accesible.

Und.

19

19

8.03

20.88

152.57

396.68

2.02

Transporte de Postes - Zona Inaccesible

Und.

13

13

14.16

36.82

184.08

478.61

2.03

ACTransporte de Panel Fotovoltaico -Zona Accesible.

Und.

19

19

0.99

2.57

18.81

48.91

2.04

Transporte de Panel Fotovoltaico zona Inaccesible

Und.

13

13

1.49

3.87

19.37

50.36

2.05

Instalación de Panel Fotovoltaico (Incluye excavación e instalación de poste)

Und.

32

32

26.51

68.93

848.32

2,205.63

1,223.15

3,180.19

SUB-TOTAL 2: 3.00

INSTALACIÓN DE TABLERO DE DISTRIBUCIÓN

3.01

ACTransporte de Tablero de Distribución y A. - Zona Accesible.

Und.

19

19

1.11

2.89

21.09

54.83

3.02

Transp. de Tablero de Distribución y A. - Zona Inaccesible.

Und.

13

13

1.73

4.50

22.49

58.47

Und.

32

32

6.97

18.12

223.04

579.90

266.62

693.20

3.03

ACInstalación de Tablero de Distribución SUB-TOTAL 3:

4.00

INSTALACIÓN DE BATERÍA

4.01

ACTransporte de Batería y Accesorios - Zona Accesible.

Und.

19

19

2.77

7.20

52.63

136.84

4.02

Transporte de Batería y Accesorios -Zona Inaccesible

Und.

13

13

4.03

10.48

52.39

136.21

Und.

32

32

5.67

14.74

181.44

471.74

286.46

744.79

4.03

ACInstalación de Batería SUB-TOTAL 4:

5.00

INSTALACIÓN DE CONEXIONES INTERIORES


DEPARTAMENTO

: JUNIN

PROVINCIA

: HUANCAYO

DISTRITOS


Mayo,2013

Anexo 4.2.1 5.01 5.02 5.03

ACTransporte de Conexiones Interiores - Zona Accesible. Transporte de Conexiones Interiores - Zona Inaccesible ACInstalación de Conexiones interiores

Und.

19

19

1.19

3.09

22.61

58.79

Und.

13

13

3.04

7.90

39.52

102.75

Und.

32

32

28.07

72.98

898.24

2,335.42

960.37

2,496.96

5,690.27

14,794.68

SUB-TOTAL 5:

TOTAL MONTAJE ELECTROMECÁNICO (B)

Anexo 4.2.1 C. TRANSPORTE DE MATERIALES A ALMACEN ITEM

METRADO METRADO


UNID.

(1) CANT.

A.-


1.00

TRANSPORTE DE MATERIALES DE LIMA A ALMACEN

1.01 1.02 1.03

PRECIO

PRECIO

TOTAL CANT.

UNIT. US$

UNIT. S/.

TOTAL US$

TOTAL S/.

32

AC Transp. de Poste de Madera 12,5 pies - clase 8 (Selva) Transp. de Panel fotovoltaico, módulo soporte y accesorios (Selva) Sistema Fotovoltaico de 80 Wp AC Transp. de Batería y demás Materiales y Feretería (Selva) Sistema Fotovoltaico de 80 Wp

Und.

32

32

6.85

17.81

219.20

569.92

Global

32

32

2.61

6.79

83.52

217.15

Global

32

32

6.97

18.12

223.04

579.90

1.04

Transp. de Materiales y Feretería para Tablero de Distribución (Selva)

Global

32

32

2.47

6.42

79.04

205.50

1.05

Transp. Materiales y Feretería para Conexiones Interiores (Selva) Sistema Fotovoltaico de 80 Wp

Global

32

32

2.84

7.38

90.88

236.29

695.68

1,808.76

695.68

1,808.76

SUB-TOTAL 1:

TOTAL TRANSPORTE DE MATERIALES A ALMACEN (C)

Anexo Nº 5.3

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Costa-Sierra Item Empresa: Código de Actividad: Descripción de Actividad: Rendimiento (SFD/día):

1 DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD MPAO-CS-c1 Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede 9

Recursos - Mano de Obra Código MOOF03

Descripción

Unidad

Operario

Cantidad

Costo (US$/Unidad)

h-h 8.00 3.83 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) Mano de Obra

Subtotal (US$) 30.64 30.64 3.404

Recursos - Transporte y Equipos Código TRCA01 TRMO01

Descripción

Unidad

Camioneta Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad) (1)

h-m 1.66 4.53 h-m 1.04 2.05 h-m 1.84 3.30 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) (2) Transp. y Eq.

Total (US$) Costo Unitario (US$/SF)

Subtotal (US$) 7.52 2.13 6.07 15.72 1.747

46.364 5.152

Nota: (1) Se considera que la camioneta traslada a dos operarios, por lo que se considera el 50% del costo unitario Item Empresa: Código de Actividad: Descripción de Actividad: Rendimiento (SFD/día):

2 DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD MPTO-CS-c2 Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) 1300


Descripción

Unidad

Operario

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 58.91 58.91 0.045

Recursos - Transporte y Equipos Código TRCA01

Descripción

Unidad

Camioneta

Cantidad

Costo (US$/Unidad)

h-m 15.38 9.06 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) (2) Transp. y Eq.

Total (US$) Costo Unitario (US$/SF) Item Empresa: Código de Actividad: Descripción de Actividad: Rendimiento (SFD/día):

Subtotal (US$) 139.34 139.34 0.107

198.248 0.152

3 DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD MPTO-CS-c3 Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) 350


Descripción Operario

Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 82.50 82.50 0.236

Recursos - Transporte y Equipos Código TRCA01

Descripción Camioneta


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 195.15 195.15 0.558

277.651 0.793

Anexo Nº 5.3


4 DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD MPB-CS-5c Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 50 Wp 14

Materiales Código M-17

Descripción Agua destilada

Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)

Gln. 3.5 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) Materiales

2.81

Subtotal (US$) 9.84 9.84 0.703

Recursos - Mano de Obra Código MOOP02

Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.486

Recursos - Transporte y Equipos Código TRMO01

Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)

h-m 2.48 2.05 h-m 2.88 3.30 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) (2) Transp. y Eq.


Subtotal (US$) 5.08 9.50 14.59 1.042

45.223 3.230




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 9.13 9.13 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.600


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.13 9.47 14.60 1.123

44.529 3.425




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 7.73 7.73 0.703


Descripción Oficial

Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.891

Recursos - Transporte y Equipos Código TRMO01 TEAS01

Descripción Moto Acémila


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 5.25 9.44 14.69 1.335

43.214 3.929

Anexo Nº 5.3





Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 6.32 6.32 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.311


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.33 9.41 14.74 1.637

41.858 4.651




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.41 9.37 14.78 2.112

40.502 5.786

9 DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD MPC-CS-5c Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 50 Wp 11



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 7.73 7.73 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.891




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 5.25 9.44 14.69 1.335

43.214 3.929

Anexo Nº 5.3





Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 7.03 7.03 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.080


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.27 9.44 14.71 1.471

42.532 4.253




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 6.32 6.32 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.311


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.33 9.41 14.74 1.637

41.858 4.651




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 5.43 9.37 14.80 2.115

40.522 5.789

Anexo Nº 5.3





Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 3.51 3.51 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 4.160


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.49 9.34 14.83 2.967

39.146 7.829

14 DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD MPAL-CS-5c Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp (Oficial) 7



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.43 9.37 14.80 2.115

40.522 5.789




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 5.43 9.37 14.80 2.115

40.522 5.789

Anexo Nº 5.3





Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.22 4.22 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 3.467


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.47 9.34 14.81 2.469

39.828 6.638




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 3.51 3.51 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 4.160


Descripción

Unidad

Moto Acémila

TEAS01

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.54 8.94 14.48 2.896

38.791 7.758




Unidad

Cantidad

Gln. Subtotal (US$) C.U. (US$/SF)

Costo (US$/Unidad)

1

2.81 Materiales

Subtotal (US$) 2.81 2.81 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 5.200




Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 5.56 9.31 14.86 3.715

38.472 9.618

Anexo Nº5.1 Costos de Materiales, Mano de Obra, Transporte y equipos A) Mano de Obra: Código MOOF03 MOOP02 MOPE04 Código TRCA01 TRMO01 TEAS01 TEDE01 TEPE01 D) Materiales

Descripción Panel Solar de 50 Wp Panel Solar de 80 Wp Panel Solar de 160 Wp Panel Solar de 240 Wp Panel Solar de 320 Wp Programacion manual del Regulador y bloqueo Controlador de carga de 10 A Controlador de carga de 20 A Controlador de carga de 30 A Controlador de carga de 40 A Bateria Solar de 12 VDC, 100 Ah Bateria Solar de 12 VDC, 150 Ah Bateria Solar de 12 VDC, 200 Ah Bateria Solar de 12 VDC, 300 Ah Bateria Solar de 12 VDC, 400 Ah Fusible Agua destilada Inversor DC/AC, 12V/220V, 300 W Inversor DC/AC, 12V/220V, 400 W Inversor DC/AC, 12V/220V, 500 W Lampara fluorescente compacta DC, 12 V, 11 W Materiales para instalación de SFD por

C.U. Neto (1) (1)+25% Contratista US$/h-h US$/h-h Operario 3.06 3.83 Oficial 2.08 2.60 Peón 1.87 2.34 Detalle de C.U. Neto (2) (2)+25% Contratista transporte US$/h-m US$/h-m Camioneta 7.25 9.06 Moto 1.64 2.05 Acémila 2.64 3.30 Deslizador 17.86 22.33 Peque-Peque 3.69 4.61

Mano de Obra

Código M-1 M-2 M-3 M-4 M-5 M-6 M-7 M-8 M-9 M-10 M-11 M-12 M-13 M-14 M-15 M-16

M-17

M-18 M-19 M-20 M-21 M-22

Unidad u u u u u u u u u u u u u u u u Gln. u u u u u

US$/u. 140.00 224.00 448.00 672.00 896.00 0.00 40.00 43.00 60.00 80.00 126.38 189.93 251.33 379.86 502.66 0.20 2.81 320.00 482.50 645.00 8.03 100.00

Anexo Nº 5.2 Relación de Actividades de Mantenimiento Preventivo y Correctivo

Actividades de Mantenimiento Preventivo Componente Panel fotovoltaico Controlador de carga Batería Conexión interior Panel fotovoltaico Controlador de carga Batería Batería

Descripción de la actividad Inspección minuciosa del panel fotovoltaico Inspección minuciosa del controlador de carga Inspección minuciosa de la batería Inspección minuciosa del inversor DC/AC Limpieza e inspección visual del panel fotovoltaico Medición de parámetros eléctricos del controlador con multímetro Revisión del nivel del electrolito y rellenado de la batería con agua destilada Medición de la densidad de los vasos de la batería entre 1.20 a 1.23 g/cm3

Frecuencia Costa-Sierra

Frecuencia Selva

Cuadrilla

Anual Anual Anual Anual Bimestral Bimestral Bimestral Cuatrimestral

Anual Anual Anual Anual 2 visitas cada 3 meses 2 visitas cada 3 meses 2 visitas cada 3 meses Cuatrimestral

C-1 C-2 C-1 C-1 C-1 C-1 C-1 C-1

Definición de Actividades de Mantenimiento Preventivo según su frecuencia anual Actividad Región Mantenimiento preventivo anual (Oficial) Costa-Sierra y Selva Mantenimiento preventivo anual (Operario) Costa-Sierra y Selva Mantenimiento preventivo mensual Selva Mantenimiento preventivo bimestral Costa-Sierra Mantenimiento preventivo cuatrimestral Costa-Sierra y Selva

50 Wp 80 Wp √ √ √

√ √ √

√ √ √ √

√ √ √ √

160 Wp 240 Wp 320 Wp √ √ √ √ √ √ √ √

√ √ √ √ √ √ √ √

√ √ √ √ √ √ √ √

Cuadrilla C-1 C-2 C-1 C-1 C-1

Tipos de cuadrilla definidas para las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo Cuadrilla Integrantes C-1 Un Oficial C-2 Un Operario C-3 Un Oficial y un Operario C-4 Un Oficial, un Operario y un Peón Actividades de Mantenimiento Correctivo y tasa de fallas según región Tasa de fallas Costa- Tasa de fallas Cuadrilla encargada 50 Wp Actividad Sierra Selva Reemplazo del Panel Solar de 50 Wp , por falla o defectos de funcionamiento C-3 0.10% 0.10% √ Reemplazo del Panel Solar de 80 Wp, por falla o defectos de funcionamiento C-3 0.10% 0.10% Reemplazo del Panel Solar de 160 Wp, por falla o defectos de funcionamiento C-3 0.10% 0.10% Reemplazo del Panel Solar de 240 Wp, por falla o defectos de funcionamiento C-3 0.10% 0.10% Reemplazo del Panel Solar de 320 Wp, por falla o defectos de funcionamiento C-3 0.10% 0.10% Desbloqueo del controlador de carga C-2 0.25% 0.25% √ Reemplazo de Controlador de 10 A, por falla o defecto de funcionamiento C-2 0.20% 0.20% √ Reemplazo de Controlador de 20 A, por falla o defecto de funcionamiento C-2 0.20% 0.20% Reemplazo de Controlador de 30 A, por falla o defecto de funcionamiento C-2 0.20% 0.20% Reemplazo de Controlador de 40 A, por falla o defecto de funcionamiento C-2 0.20% 0.20% Reemplazo de Bateria de 100 Ah, por falla o defecto de funcionamiento C-3 0.86% 1.20% √ Reemplazo de Bateria de 150 Ah, por falla o defecto de funcionamiento C-3 0.86% 1.20% Reemplazo de Bateria de 200 Ah, por falla o defecto de funcionamiento C-2 0.86% 1.20% Reemplazo de Bateria de 300 Ah, por falla o defecto de funcionamiento C-4 0.86% 1.20% Reemplazo de Bateria de 400 Ah, por falla o defecto de funcionamiento C-4 0.86% 1.20% Cambio de fusibles de inversor DC/AC C-1 1.50% 1.50% √ Reactivación de batería mediante carga lenta C-1 3.00% 4.00% √ Reemplazo de inversor CD/AC de 300 W por falla o defecto de funcionamiento C-3 0.20% 0.20% Reemplazo de inversor CD/AC de 400 W por falla o defecto de funcionamiento C-3 0.20% 0.20% Reemplazo de inversor CD/AC de 500 W por falla o defecto de funcionamiento C-3 0.20% 0.20%

80 Wp 160 Wp 240 Wp 320 Wp √ √ √ √ √

√

√

√ √

√ √ √ √ √ √ √ √

√ √ √

√ √

√ √ √

√ √

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 1 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPAO-S-s1 Descripción de AcMantenimiento preventivo anual de SFV (Operario) a 50 Km. de la sede, traslado sin movilidad en la localidad Rendimiento (SFD11



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)

Subtotal (US$)


30.64 30.64 2.785

Recursos - Transporte y Equipos Código TEPE01

Descripción Peque-Peque

Unidad h-m

Cantidad

Costo (US$/Unidad) (1)

0.50

4.61

Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) (2)

Subtotal (US$) 2.31 2.31 0.210

Transp. y Eq.


32.945 2.995

Nota: (1) Se considera que la camioneta traslada a dos operarios, por lo que se considera el 50% del costo unitario Item 2 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPAO-S-s2 Descripción de AcMantenimiento preventivo anual de SFV (Operario) a 50 Km. de la sede, traslado con movilidad en la localidad Rendimiento (SFD13



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 30.64 30.64 2.357

Recursos - Transporte y Equipos Código TEPE01 TRMO01

Descripción Peque-Peque Moto

Unidad h-m h-m

Cantidad 0.50 6.00

Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) (2)


Costo (US$/Unidad) 4.61 2.05

Transp. y Eq.

Subtotal (US$) 2.31 12.30 14.61 1.123

45.245 3.480

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 3 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPTO-S-s2 Descripción de AcTraslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Rendimiento (SFD1300



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 76.60 76.60 0.059


Descripción Moto

Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 41.00 82.00 0.063

158.600 0.122

Item 4 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPTO-S-s3 Descripción de AcTraslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Rendimiento (SFD350



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 107.24 107.24 0.306


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 57.40 114.80 0.328

222.040 0.634

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 5 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPM-S-5s Descripción de AcMantenimiento preventivo de SFV de 50 Wp (2 visitas cada 3 meses) Rendimiento (SFD16


Descripción

Unidad

Agua destilada

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)

4 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF)

2.81 Materiales

Subtotal (US$) 11.24 11.24 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.300


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 5.95 5.95 0.372

37.985 2.374

Item 6 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPM-S-8s Descripción de AcMantenimiento preventivo SFV de 80 Wp (2 visitas cada 3 meses) Rendimiento (SFD15



Unidad Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)

3.75 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF) Materiales

2.81

Subtotal (US$) 10.54 10.54 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.387


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 5.99 5.99 0.399

37.324 2.488

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 7 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPM-S-16s Descripción de AcMantenimiento preventivo SFV de 160 Wp (2 visitas cada 3 meses) Rendimiento (SFD12


Descripción

Unidad

Agua destilada

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)


2.81 Materiales

Subtotal (US$) 8.43 8.43 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.733


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 6.11 6.11 0.509

35.339 2.945

Item 8 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPM-S-24s Descripción de AcMantenimiento preventivo SFV de 240 Wp (2 visitas cada 3 meses) Rendimiento (SFD10



Unidad

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)

2.5 Subtotal (US$) C.U. (US$/SF)

2.81 Materiales

Subtotal (US$) 7.03 7.03 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.080


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.17 6.17 0.617

33.996 3.400

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 9 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPM-S-32s Descripción de AcMantenimiento preventivo SFV de 320 Wp (2 visitas cada 3 meses) Rendimiento (SFD7


Descripción

Unidad

Agua destilada

Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 6.27 6.27 0.896

31.991 4.570

Item 10 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPT-S-5s Descripción de AcMantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 50 Wp Rendimiento (SFD12



Unidad

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)


2.81 Materiales

Subtotal (US$) 8.43 8.43 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.733


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.09 6.09 0.507

35.319 2.943

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 11 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPT-S-8s Descripción de AcMantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 80 Wp Rendimiento (SFD11


Descripción

Unidad

Agua destilada

Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 7.73 7.73 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 1.891


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 6.11 6.11 0.555

34.637 3.149




Unidad Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 6.32 6.32 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.311


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.19 6.19 0.688

33.314 3.702

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 13 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPT-S-24s Descripción de AcMantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 240 Wp Rendimiento (SFD7


Descripción

Unidad

Agua destilada

Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 6.29 6.29 0.899

32.011 4.573




Unidad

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)


2.81 Materiales

Subtotal (US$) 4.22 4.22 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 3.467


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.33 6.33 1.056

31.350 5.225

Anexo Nº 5.4

Costos por Actividad de Mantenimiento Preventivo - Selva Item 15 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPAL-S-5s Descripción de AcMantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp (Oficial) Rendimiento (SFD7


Descripción

Unidad

Agua destilada

Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 6.27 6.27 0.896

31.991 4.570

Item 16 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPAL-S-8s Descripción de AcMantenimiento preventivo anual de SFV de 80 Wp (Oficial) Rendimiento (SFD7



Unidad Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 4.92 4.92 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 2.971


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.29 6.29 0.899

32.011 4.573

Anexo Nº 5.4



Descripción

Unidad

Agua destilada

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)


2.81 Materiales

Subtotal (US$) 4.22 4.22 0.703


Descripción

Unidad

Oficial

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 3.467


Descripción

Unidad

Moto

Cantidad

Costo (US$/Unidad)



Subtotal (US$) 6.33 6.33 1.056

31.350 5.225

Item 18 Empresa: DIRECCION TECNICA DE ELECTRICIDAD Código de ActividMPAL-S-24s Descripción de AcMantenimiento preventivo anual de SFV de 240 Wp (Oficial) Rendimiento (SFD5



Unidad Gln.

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


2.81

Subtotal (US$) 3.51 3.51 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 4.160


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.38 6.38 1.275

30.688 6.138

Anexo Nº 5.4




Unidad

Cantidad

Gln.

Costo (US$/Unidad)


2.81 Materiales

Subtotal (US$) 2.81 2.81 0.703



Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 20.80 20.80 5.200


Descripción Moto


Unidad

Cantidad

Costo (US$/Unidad)


Subtotal (US$) 6.40 6.40 1.599

30.006 7.502

Anexo Nº 5.5 Costos de Mantenimiento Preventivo Empresa:

Región Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Costa-Sierra Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva Selva

Código MPAO-CS-c1 MPTO-CS-c2 MPTO-CS-c3 MPB-CS-5c MPB-CS-8c MPB-CS-16c MPB-CS-24c MPB-CS-32c MPC-CS-5c MPC-CS-8c MPC-CS-16c MPC-CS-24c MPC-CS-32c MPAL-CS-5c MPAL-CS-8c MPAL-CS-16c MPAL-CS-24c MPAL-CS-32c MPAO-S-s1 MPAO-S-s2 MPTO-S-s2 MPTO-S-s3 MPM-S-5s MPM-S-8s MPM-S-16s MPM-S-24s MPM-S-32s MPT-S-5s MPT-S-8s MPT-S-16s MPT-S-24s MPT-S-32s MPAL-S-5s MPAL-S-8s MPAL-S-16s MPAL-S-24s MPAL-S-32s

CONSULTORAS DEL CENTRO

Descripción de Actividad Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 50 Wp Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 80 Wp Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 160 Wp Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 240 Wp Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 320 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 50 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 80 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 160 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 240 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 320 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 80 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 160 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 240 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 320 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV (Operario) a 50 Km. de la sede, traslado sin movilidad en la localidad Mantenimiento preventivo anual de SFV (Operario) a 50 Km. de la sede, traslado con movilidad en la localidad Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo de SFV de 50 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo SFV de 80 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo SFV de 160 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo SFV de 240 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo SFV de 320 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 50 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 80 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 160 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 240 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 320 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 80 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 160 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 240 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 320 Wp (Oficial)

Costo Unitario (US$/Conexión) Recursos Recursos Materiales Mano de Transporte Total Obra y Equipos 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703

3.404 0.045 0.236 1.486 1.600 1.891 2.311 2.971 1.891 2.080 2.311 2.971 4.160 2.971 2.971 3.467 4.160 5.200 2.785 2.357 0.059 0.306 1.300 1.387 1.733 2.080 2.971 1.733 1.891 2.311 2.971 3.467 2.971 2.971 3.467 4.160 5.200

1.747 0.107 0.558 1.042 1.123 1.335 1.637 2.112 1.335 1.471 1.637 2.115 2.967 2.115 2.115 2.469 2.896 3.715 0.210 1.123 0.063 0.328 0.372 0.399 0.509 0.617 0.896 0.507 0.555 0.688 0.899 1.056 0.896 0.899 1.056 1.275 1.599

5.151 0.152 0.794 3.231 3.426 3.929 4.651 5.786 3.929 4.254 4.651 5.789 7.830 5.789 5.789 6.639 7.759 9.618 2.995 3.480 0.122 0.634 2.375 2.489 2.945 3.400 4.570 2.943 3.149 3.702 4.573 5.226 4.570 4.573 5.226 6.138 7.502

Frencuencia Costo Total Anual (US$) 1 1 1 3 3 3 3 3 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 6 6 6 6 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1

5.151 0.152 0.794 9.693 10.278 11.787 13.953 17.358 7.858 8.508 9.302 11.578 15.660 5.789 5.789 6.639 7.759 9.618 2.995 3.480 0.122 0.634 14.250 14.934 17.670 20.400 27.420 5.886 6.298 7.404 9.146 10.452 4.570 4.573 5.226 6.138 7.502

Anexo 5.6 Costo Total de Actividades de Mantenimiento Preventivo Región Costa-Sierra CAPACIDAD

50 Wp

80 Wp

160 Wp

240 Wp

320 Wp

CODIGO MPAO-CS-c1 MPTO-CS-c2 MPTO-CS-c3 MPB-CS-5c MPC-CS-5c MPAL-CS-5c MPAO-CS-c1 MPTO-CS-c2 MPTO-CS-c3 MPB-CS-8c MPC-CS-8c MPAL-CS-8c MPAO-CS-c1 MPTO-CS-c2 MPTO-CS-c3 MPB-CS-16c MPC-CS-16c MPAL-CS-16c MPAO-CS-c1 MPTO-CS-c2 MPTO-CS-c3 MPB-CS-24c MPC-CS-24c MPAL-CS-24c MPAO-CS-c1 MPTO-CS-c2 MPTO-CS-c3 MPB-CS-32c MPC-CS-32c MPAL-CS-32c

EQUIPAMIENTO PRINCIPAL Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 50 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 50 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 80 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 80 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 80 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 160 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 160 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 160 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 240 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 240 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 240 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) a 50 Km. de la sede Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo bimestral de SFV de 320 Wp Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 320 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 320 Wp (Oficial)

C.U. Materiales (US$) 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703

C.U. Recursos (US$) 5.151 0.152 0.794 2.528 3.226 5.086 5.151 0.152 0.794 2.723 3.551 5.086 5.151 0.152 0.794 3.226 3.948 5.936 5.151 0.152 0.794 3.948 5.086 7.056 5.151 0.152 0.794 5.083 7.127 8.915

Frecuencia Anual 1 1 1 3 2 1 1 1 1 3 2 1 1 1 1 3 2 1 1 1 1 3 2 1 1 1 1 3 2 1

Usuarios 2447 909 245 2447 2447 2447 700 260 70 700 700 700 177 66 18 177 177 177 147 55 15 147 147 147 29 11 3 29 29 29

Costo Anual (US$)

C.U. Anual (US$/SFV)

70050.175

28.627

20903.300

29.862

5843.907

33.016

5671.097

38.579

1389.877

47.927

C.U. Recursos (US$) 3.189 0.122 0.634 1.672 2.240 3.867 3.189 0.122 0.634 1.786 2.446 3.870 3.189 0.122 0.634 2.242 2.999 4.523 3.189 0.122 0.634 2.697 3.870 5.435 3.189 0.122 0.634 3.867 4.523 6.799

Frecuencia Anual 1 1 1 6 2 1 1 1 1 6 2 1 1 1 1 6 2 1 1 1 1 6 2 1 1 1 1 6 2 1

Usuarios 2447 909 245 2447 2447 2447 700 260 70 700 700 700 177 66 18 177 177 177 147 55 15 147 147 147 29 11 3 29 29 29

Costo Anual (US$)

C.U. Anual (US$/SFV)

68,525.293

28.004

20,371.900

29.103

5,947.017

33.599

5,730.551

38.983

1,411.571

48.675

Región Selva CAPACIDAD

50 Wp

80 Wp

160 Wp

240 Wp

320 Wp

CODIGO MPAO-S-s MPTO-S-s2 MPTO-S-s3 MPM-S-5s MPT-S-5s MPAL-S-5s MPAO-S-s MPTO-S-s2 MPTO-S-s3 MPM-S-8s MPT-S-8s MPAL-S-8s MPAO-S-s MPTO-S-s2 MPTO-S-s3 MPM-S-16s MPT-S-16s MPAL-S-16s MPAO-S-s MPTO-S-s2 MPTO-S-s3 MPM-S-24s MPT-S-24s MPAL-S-24s MPAO-S-s MPTO-S-s2 MPTO-S-s3 MPM-S-32s MPT-S-32s MPAL-S-32s

EQUIPAMIENTO PRINCIPAL Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo de SFV de 50 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 50 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo SFV de 80 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 80 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 80 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo SFV de 160 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 160 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 160 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo SFV de 240 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 240 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 240 Wp (Oficial) Mantenimiento preventivo anual de SFV de 50 Wp hasta 320 Wp (Operario) Traslado a zonas 3 y 4 (700 Km. de la sede) Traslado a zona 5 (500 Km. de la sede) Mantenimiento preventivo SFV de 320 Wp (2 visitas cada 3 meses) Mantenimiento preventivo cuatrimestral de SFV de 320 Wp Mantenimiento preventivo anual de SFV de 320 Wp (Oficial)

C.U. Materiales (US$) 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703 0.000 0.000 0.000 0.703 0.703 0.703

Anexo Nº 6.2 Resumen de Costos por Cambio de Equipos por Vida Útil Costo (US$) B C Total Recursos Recursos Código (A+B+C) Zona Descripción Unidad Materiales Mano Transporte Armado de Obra y Equipos BTCA-1 Cambio de Batería de 100 Ah, 12 VDC Und. 125.21 5.72 6.77 137.70 BTCA-2 Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC Und. 185.00 7.05 8.79 200.84 BTCA-3 Cambio de Batería de 200 Ah, 220 VAC Und. 248.90 9.93 10.79 269.62 BTCA-4 Cambio de Batería de 2x150 Ah, 220 VAC Und. 370.00 14.82 17.55 402.37 CostaBTCA-5 Cambio de Batería de 2x200 Ah, 220 VAC Und. 497.80 17.29 22.20 537.29 Sierra CCCA-1 Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Und. 32.27 2.50 1.10 35.87 CCCA-2 Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Und. 32.27 2.38 1.10 35.75 CCCA-3 Cambio de Controlador de carga, 12V/20A Und. 41.29 2.50 1.10 44.89 CCCA-4 Cambio de Controlador de carga, 12V/30A Und. 130.00 2.50 1.10 133.60 CCCA-5 Cambio de Controlador de carga, 12V/40A Und. 74.18 2.50 1.10 77.78 BTCB-1 Cambio de Batería de 100 Ah, 12 VDC Und. 125.21 5.87 10.11 141.19 BTCB-2 Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC Und. 185.00 7.58 13.45 206.03 BTCB-3 Cambio de Batería de 200 Ah, 220 VAC Und. 248.90 11.17 20.67 280.74 BTCB-4 Cambio de Batería de 2x150 Ah, 220 VAC Und. 370.00 15.88 28.38 414.26 BTCB-5 Cambio de Batería de 2x200 Ah, 220 VAC Und. 497.80 17.73 23.76 539.29 Selva CCCB-1 Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Und. 32.27 3.08 2.17 37.52 CCCB-2 Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Und. 32.27 3.08 2.17 37.52 CCCB-3 Cambio de Controlador de carga, 12V/20A Und. 41.29 3.08 2.17 46.54 CCCB-4 Cambio de Controlador de carga, 12V/30A Und. 130.00 3.08 2.17 135.25 CCCB-5 Cambio de Controlador de carga, 12V/40A Und. 74.18 3.08 2.17 79.43 BTCC-1 Cambio de Batería de 100 Ah, 12 VDC Und. 149.00 5.87 10.31 165.18 BTCC-2 Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC Und. 220.15 7.58 13.72 241.45 BTCC-3 Cambio de Batería de 200 Ah, 220 VAC Und. 296.19 11.17 21.08 328.44 Selva bajo BTCC-4 Cambio de Batería de 2x150 Ah, 220 VAC Und. 440.30 15.88 28.95 485.13 el ámbito BTCC-5 Cambio de Batería de 2x200 Ah, 220 VAC Und. 592.38 17.73 24.24 634.35 de la Ley CCCC-1 Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Und. 38.40 3.08 2.21 43.69 Und. 38.4 3.08 2.21 43.69 Nº 27037 (1) CCCC-2 Cambio de Controlador de carga, 12V/10A CCCC-3 Cambio de Controlador de carga, 12V/20A Und. 49.14 3.08 2.21 54.43 CCCC-4 Cambio de Controlador de carga, 12V/30A Und. 154.70 3.08 2.21 159.99 CCCC-5 Cambio de Controlador de carga, 12V/40A Und. 88.27 3.08 2.21 93.56 (1) Los costos de materiales fueron incrementados en 19%, mientras que los recursos de transporte y equipos en 2% (dicho porcentaje toma en cuenta la Nota: incidencia del IGV en los costos de transporte y equipos por la adquisición de vehículos y equipos). A

Anexo Nº 6.1 Anualidad de Costos por Cambio de Equipos por Vida Útil para Costa-Sierra y Selva Región

Tipo de Tarifa BT8-050 BT8-080

CostaSierra

BT8-160 BT8-240 BT8-320 BT8-050 BT8-080

Selva

BT8-160 BT8-240 BT8-320 BT8-050

Selva bajo el ámbito de la Ley Nº 27037

BT8-080 BT8-160 BT8-240 BT8-320

Descripción Cambio de Batería de 100 Ah, 12 VDC Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Cambio de Batería de 200 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/20A Cambio de Batería de 2x150 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/30A Cambio de Batería de 2x200 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/40A Cambio de Batería de 100 Ah, 12 VDC Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Cambio de Batería de 200 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/20A Cambio de Batería de 2x150 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/30A Cambio de Batería de 2x200 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/40A Cambio de Batería de 100 Ah, 12 VDC Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Cambio de Batería de 150 Ah, 12 VDC Cambio de Controlador de carga, 12V/10A Cambio de Batería de 200 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/20A Cambio de Batería de 2x150 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/30A Cambio de Batería de 2x200 Ah, 220 VAC Cambio de Controlador de carga, 12V/40A

Costos US$ 137.70 35.87 200.84 35.75 269.62 44.89 402.37 133.60 537.29 77.78 141.19 37.52 206.03 37.52 280.74 46.54 414.26 135.25 539.29 79.43 165.18 43.69 241.45 43.69 328.44 54.43 485.13 159.99 634.35 93.56

Cantidad de Subtotal Total - 20 Total Cambios US$ Años US$ Anual US$ 5 1 5 1 5 1 5 1 5 1 7 1 7 1 7 1 7 1 7 1 7 1 7 1 7 1 7 1 7 1

688.50 35.87 1,004.20 35.75 1,348.10 44.89 2,011.85 133.60 2,686.45 77.78 988.33 37.52 1,442.21 37.52 1,965.18 46.54 2,899.82 135.25 3,775.03 79.43 1,156.26 43.69 1,690.15 43.69 2,299.08 54.43 3,395.91 159.99 4,440.45 93.56

724.37

36.22

1,039.95

52.00

1,392.99

69.65

2,145.45

107.27

2,764.23

138.21

1,025.85

51.29

1,479.73

73.99

2,011.72

100.59

3,035.07

151.75

3,854.46

192.72

1,199.95

60.00

1,733.84

86.69

2,353.51

117.68

3,555.90

177.80

4,534.01

226.70

Anexo Nº 6.8 Costos por Cambio de Equipos por Vida Útil – BT8E-5s - Selva Armado : Codigo :

Cambio de Batería solar, 100 Ah, 12 V BTCB-1 Costo US$ Unitario Total

Descripción

Unid.

Cant.

1

MATERIALES BAT-1 Batería solar, 100 Ah, 12 V

Und.

1.00 125.21 SUB TOTAL US$

125.21 125.21

1 2 3 4

MANO DE OBRA Capataz Operario Oficial Peón

h-h h-h h-h h-h

0.00 7.38 0.00 6.70 0.17 5.89 0.33 5.31 SUB TOTAL US$

0.00 0.00 0.98 1.77 2.75

h-m h-m h-m h-m h-m h-m h-m

0.30

4.97 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.97

Ítem

1 2 3 4 5 6 7

TRANSPORTE Y EQUIPOS Camión 10Tn Camión 4Tn Camioneta Moto

Acémila

Deslizador Peque-Peque

Armado : Codigo :

Cambio de Controlador de carga, 12V/10A CCCB-1

Ítem

Descripción

1

MATERIALES CON-1 Controlador de carga, 12V/10A

1 2 3 4


1 2 3 4 5 6 7

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$


Acémila


Costo US$ Unitario Total

Unid.

Cant.

Und.


32.27 32.27

h-h h-h h-h h-h

0.17 7.38 0.00 6.70 0.00 5.89 0.00 5.31 SUB TOTAL US$

1.23 0.00 0.00 0.00 1.23


0.06

0.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.99

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$



Descripción

Unid.

Cant.

1


Und.

1.00 185.00 185.00 SUB TOTAL US$ 185.00

1 2 3 4


Ítem

1 2 3 4 5 6 7


Acémila


Armado : Codigo :

0.00 7.38 0.00 6.70 0.17 5.89 0.50 5.31 SUB TOTAL US$

0.00 0.00 0.98 2.66 3.64


0.38

6.21 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.21

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$


Ítem

Descripción

1


1 2 3 4


1 2 3 4 5 6 7

h-h h-h h-h h-h


Acémila



Unid.

Cant.

Und.


32.27 32.27

h-h h-h h-h h-h

0.17 7.38 0.00 6.70 0.00 5.89 0.00 5.31 SUB TOTAL US$

1.23 0.00 0.00 0.00 1.23


0.06

0.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.99

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$


Cambio de Batería solar, 200 Ah, 12 V BTCB-3

Ítem

Descripción

1


1 2 3 4


1 2 3 4 5 6 7


Acémila


Armado : Codigo :

Cant.

Und.


248.90 248.90

h-h h-h h-h h-h

0.00 7.38 0.00 6.70 0.17 5.89 0.67 5.31 SUB TOTAL US$

0.00 0.00 0.98 3.54 4.52


0.50

8.28 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8.28

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$


Ítem

Descripción

1


1 2 3 4


1 2 3 4 5 6 7


Unid.


Acémila



Unid.

Cant.

Und.


41.29 41.29

h-h h-h h-h h-h

0.17 7.38 0.00 6.70 0.00 5.89 0.00 5.31 SUB TOTAL US$

1.23 0.00 0.00 0.00 1.23


0.06

0.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.99

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$



Descripción

Unid.

Cant.

1


Und.


370.00 370.00

1 2 3 4


h-h h-h h-h h-h

0.00 7.38 0.00 6.70 0.33 5.89 1.00 5.31 SUB TOTAL US$

0.00 0.00 1.96 5.31 7.27


0.75

12.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12.42

Ítem

1 2 3 4 5 6 7


Acémila


Armado : Codigo :


Ítem

Descripción

1


1 2 3 4


1 2 3 4 5 6 7

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$


Acémila



Unid.

Cant.

Und.


130.00 130.00

h-h h-h h-h h-h

0.17 7.38 0.00 6.70 0.00 5.89 0.00 5.31 SUB TOTAL US$

1.23 0.00 0.00 0.00 1.23


0.06

0.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.99

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$



Descripción

Unid.

Cant.

1


Und.


1 2 3 4


Ítem

1 2 3 4 5 6 7


Acémila


Armado : Codigo :

h-h h-h h-h h-h

0.00

7.38 6.70 0.33 5.89 1.33 5.31 SUB TOTAL US$

0.00 0.00 1.96 7.08 9.04


1.00

16.56 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16.56

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$


Ítem

Descripción

1


1 2 3 4


1 2 3 4 5 6 7

497.80 497.80


Acémila



Unid.

Cant.

Und.


74.18 74.18

h-h h-h h-h h-h

0.17 7.38 0.00 6.70 0.00 5.89 0.00 5.31 SUB TOTAL US$

1.23 0.00 0.00 0.00 1.23


0.06

0.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.99

16.56 12.60 9.06 2.05 3.30 22.33 4.61 SUB TOTAL US$

Origen Trujillo Trujillo Trujillo Trujillo Trujillo Trujillo Trujillo Trujillo Trujillo

Destino San Felipe Caraz Carhuaz Parobamba Huancabamba Jepelacio Jerillo Moyobamba Amazonas

Anexo Nº B.2.3.1 Determinación de Costos de Transporte Lima-Almacén Empresa de Transportes Misericordia SAC Capacidad Distancia (km) Costo (US$)/Tn US$/Tn-km Observación 376.7 45.916 Carret. asfaltada 0.1219 30 TM Carret. asfaltada 625 67.527 0.108 30 TM 582 63.316 0.1088 Carret. asfaltada 30 TM 857.9 89.095 0.1039 98 km carret. sin afirmar 30 TM 126,5 de carret. Afirmada 633 69.393 0.1096 30 TM 822.3 88.778 0.108 Carret. asfaltada 30 TM 830 89.476 0.1078 Carret. asfaltada 30 TM 810 87.665 0.1082 Carret. asfaltada 30 TM 643 71.793 0.1117 114 km de carret. afirmada 30 TM

Carretera Asfaltada Asfaltada Asfaltada Asf.+Afirmada

Origen Pucallpa Pucallpa Loreto Loreto Pucallpa Lima

Destino Lima Lima Pucallpa Pucallpa Lima Pucallpa

Pucallpa

Iquitos

km. Total Traslado Región Cajamarca Lima-Lambayeque-Chamaya Chamaya-San José del Alto 1163.8 Chamaya-San Ignacio 1195.3 Chamaya-Bagua 1104.6 Traslado Región Pasco-Ayacucho Traslado Lima-Pasco 315 Traslado Lima-Ayacucho 575 Traslado Región Ucayali Lima-Pucallpa 840 Traslado Región Loreto Lima-Pucallpa 840 Pucallpa-Loreto 870 Loreto-Yavari 500

Costo US$/Tn-km promedio KM. Costo /Tn-km 820.8 0.1080 603.5 0.1084 376.7 0.1219 711.3 0.1084 Costos de transporte suministrados por Adinelsa Distancia (km) Descripción Unidades Peso (Ton.) US$/Tonelada 840 Baterias 400 12.00 58.192 840 Baterias 235 7.05 58.192 870 Baterias 235 7.05 61.754 870 Baterias 81 2.43 94.352 840 Baterias 81 2.43 61.754 Baterias y bidones 237 9.24 56.14 840 de agua destilada Baterias y bidones 123 4.79 64.561 870 de agua destilada C.U. Transporte Costa-Sierra (US$/Ton.-km.) C.U. Transporte Selva (US$/Ton.-km.)

US$/Ton-Km. 0.0693 0.0693 0.071 0.1085 0.0735 0.0668 0.0742 0.0668 0.071

Determinación de costos unitarios de transporte de sistemas fotovoltaicos para zonas de Costa-Sierra y Selva Carretera SFD existente SF Modelo Peso SF (Tn) Peso Total (Tn) Capacidad (Tn) Costo (US$/km-Tn) Costo Total (US$) US$/SF Asfaltada Afirmada Afirmada Asfaltada

141 813 596

350 1850 1300

0.165 0.165 0.165

57.75 305.25 214.5

30 30 30

0.1084 0.1084 0.0668

7285.50 39551.40 15827.37

20.82 21.38 12.17

Asfaltada Asfaltada

1124 76

3050 350

0.165 0.165

503.25 57.75

30 30

0.0668 0.0668

10589.39 2218.18

3.47 6.34

Asfaltada

1200

1300

0.165

214.5

30

0.0668

12036.02

9.26

Asfaltada Río Río

1200 1200 100

2200 2200 350

0.165 0.165 0.165

363 363 57.75

30

0.0668 20368.66 0.071 22422.51 0.071 2050.13 C.U. ponderado Transporte Costa-Sierra C.U. Transporte ponderado Selva

9.26 10.19 5.86 10.94 16.25

ANEXO Nº B.2.3.2 Análisis de Costos Unitarios para el Transporte de Lima a Almacén PARTIDA : Sistemas Fotovoltaicos: UNIDAD : RENDIMIENTO :

Transporte de Batería (Costa-Sierra) Sistema Fotovoltaico de 50 Wp und 80 und/dia

DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total

MANO DE OBRA Capataz Oficial Peón

0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.01 0.00 0.20

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.07 0.00 1.06 1.13

TRANSPORTE Y EQUIPOS Semi trailer 30 Tn

1.00

h-m

0.023

83.75 Sub-total US$/.

1.96 1.96 3.09

TOTAL PARTIDA : Sistemas Fotovoltaicos: UNIDAD : RENDIMIENTO :


DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.01 0.00 0.27

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.07 0.00 1.43 1.50


1.00

h-m

0.037


3.07 3.07 4.57



DESCRIPCION

Und.


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h


1.00

h-m

Unitario

Total

0.03 0.00 0.53

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.22 0.00 2.81 3.03

0.044


3.65 3.65 6.68


Costo US$

Cantidad


DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.03 0.00 0.64

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.22 0.00 3.40 3.62


1.00

h-m

0.073


6.08 6.08 9.70



DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.03 0.00 0.64

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.22 0.00 3.40 3.62


1.00

Tn

0.086


7.21 7.21 10.83


Transporte de Controlador de Carga (Costa-Sierra) Sistemas Fotovoltaicos de 50 Wp, 80 Wp, 160 Wp, 240 Wp y 320 Wp und 120 und/dia

ANEXO Nº B.2.3.2 Análisis de Costos Unitarios para el Transporte de Lima a Almacén DESCRIPCION

Und.


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h


1.00

h-m

Unitario

Total

0.01 0.00 0.13

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.07 0.00 0.69 0.76

0.002


0.19 0.19 0.95

TOTAL

PARTIDA : Sistemas Fotovoltaicos: UNIDAD : RENDIMIENTO :

Transporte de Armado Batería (Selva) Sistema Fotovoltaico de 50 Wp und 48 und/dia

DESCRIPCION

Und.


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

TRANSPORTE Y EQUIPOS Semi trailer 30 Tn Camioneta

1.00 1.00

h-m h-m

Costo US$

Cantidad Unitario

Total

0.02 0.00 0.33

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.15 0.00 1.75 1.90

0.020 0.138

83.75 9.06 Sub-total US$/.

1.66 1.25 2.91 4.81


Costo US$

Cantidad


DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.02 0.00 0.44

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.15 0.00 2.34 2.49


1.00 1.00

h-m h-m

0.031 0.217

83.75 9.06 Sub-total US$/.

2.60 1.96 4.56 7.05



DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.10 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.04 0.00 0.89

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.30 0.00 4.73 5.03

TRANSPORTE Y EQUIPOS Semi trailer 30 Tn Motonave

1.00 1.00

h-m h-m

0.037 0.043

83.75 54.80 Sub-total US$/.

3.09 2.33 5.42 10.45



DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.00 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.00 0.00 1.07

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.00 0.00 5.68 5.68


1.00 1.00

h-m h-m

0.061 0.071

83.75 54.80 Sub-total US$/.

5.15 3.89 9.04 14.72

TOTAL PARTIDA : Sistemas Fotovoltaicos: UNIDAD : RENDIMIENTO : DESCRIPCION

Transporte de Armado Batería (Selva) Sistema Fotovoltaico de 320 Wp und 15 und/dia Und.

Cantidad

Costo US$

ANEXO Nº B.2.3.2 Análisis de Costos Unitarios para el Transporte de Lima a Almacén MANO DE OBRA Capataz Oficial Peón

0.00 0.00 2.00

h-h h-h h-h


1.00 1.00

h-m h-m

Unitario

Total

0.00 0.00 1.07

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.00 0.00 5.68 5.68

0.073 0.084

83.75 54.80 Sub-total US$/.

6.10 4.61 10.71 16.39


Transporte de Controlador de Carga (Selva) Sistemas Fotovoltaicos de 50 Wp, 80 Wp, 160 Wp, 240 Wp y 320 Wp und 72 und/dia

DESCRIPCION

Und.

Costo US$

Cantidad Unitario

Total


0.00 0.00 2.00

h-h h-h h-h

0.00 0.00 0.22

7.38 5.89 5.31 Sub-total

0.00 0.00 1.17 1.17


1.00 1.00

h-m h-m

0.002 0.014

83.75 9.06 Sub-total US$/.

0.16 0.12 0.28 1.45

TOTAL

Anexo Nº B.2.7 Detalle por tipo de Sistema Fotovoltaico Tipo: Código:

#¡REF! A-1

Código del Tipo de Descripción Armado BTCC-2 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$): Tipo: Código:

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A

A

B

Sub-Total #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A #N/A

Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A

A

B

Costo (US$) C D Recursos Recursos Mano de Transporte Obra y Equipos #N/A #N/A #N/A #N/A


Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A

A

B



#¡REF! A-4

Código del Tipo de Descripción Armado BTCA-4 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$): Tipo: Código:

Unidad


#¡REF! A-3

Código del Descripción Tipo de Armado BTCA-3 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$): Tipo: Código:

B

#¡REF! A-2

Código del Tipo de Descripción Armado BTCA-2 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$): Tipo: Código:

A

Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A



#¡REF! A-5

Código del Tipo de Descripción Armado BTCA-5 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$):

A

B

Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A



Anexo Nº B.2.7 Detalle por tipo de Sistema Fotovoltaico Tipo: Código:

#¡REF! B-1

Código del Tipo de Descripción Armado BTCB-1 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$): Tipo: Código:

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A

A

B


Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A

A

B



Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A

A

B



#¡REF! B-4


Unidad


#¡REF! B-3

Código del Descripción Tipo de Armado BTCB-3 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$): Tipo: Código:

B

#¡REF! B-2


A

Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A



#¡REF! B-5

Código del Tipo de Descripción Armado BTCB-5 #N/A SUB TOTAL (US$) E= COSTO DE OBRA (A+B+C+D) (US$): F= INGENIERIA DEL PROYECTO Y RECEPCION (%E) (US$): G= GASTOS GENERALES (%(E+F)) (US$): H= INTERÉS INTERCALARIO (%(E+F+G)) (US$): I= COSTO INDIRECTO (F+G+H) (US$): J= COSTO TOTAL (E+I) (US$):

A

B

Unidad

Cantidad

Materiales

Stock

Und

1

#N/A #N/A

#N/A #N/A



Empresa : Descripción Rendimiento :

ítem

OSINERMIN-GART Transporte de equipos y materiales Lima - Cajamarca 640

Materiales

1 2 3

Descripción

Transporte y Equipos Camión de 10 TN

1 2 3

Cant.

Costos US$ Unitario Total 0

Mano de Obra Oficial Peón

1 2 3

Unid.

h-h h-h

SUB TOTAL US$

0

0.0125

0.00

0

SUB TOTAL US$

0

h-m

SUB TOTAL US$ TOTAL US$/Usuario Empresa : Armado : Rendimiento :

ítem 1 2 3

1 2 3

OSINERMIN-GART Transporte de equipos y materiales Lima - Pucalpa 4800

Materiales

Descripción

Unid. Mllr.

Cant. 0.001

Costos US$ Unitario Total 25

0.03 0.0000

SUB TOTAL US$

0.03

Mano de Obra

0

SUB TOTAL US$

1 2 3

0.00

0

Transporte y Equipos

SUB TOTAL US$ TOTAL US$/Usuari

0.03

Anexo 8.1 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (No incluye IGV) Vigente a partir del 04/May/2011 Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio (ctm.S/./kW.h) Energía Promedio Tipo de Inversiones Region Mensual Sin FOSE Con FOSE Módulo Disponible (kW.h) BT8-050 7.32 419.19 83.84 BT8-080 11.75 315.63 63.13 Costa BT8-160 16.73 293.36 58.67 BT8-240 24.92 269.48 53.90 BT8-320 33.14 256.39 70.71 BT8-050 7.24 434.28 86.86 BT8-080 11.54 327.93 65.59 Sierra BT8-160 16.51 301.77 60.35 BT8-240 24.51 277.59 55.52 BT8-320 32.81 261.85 70.31 100% Estado BT8-050 6.07 592.27 118.45 BT8-080 9.66 456.84 91.37 Selva BT8-160 13.11 442.83 88.57 BT8-240 21.19 379.25 75.85 BT8-320 29.65 343.13 68.63 BT8-050 6.07 649.38 129.88 BT8-080 9.66 505.95 101.19 Amazonía (1) BT8-160 13.11 494.60 98.92 BT8-240 21.19 426.27 85.25 BT8-320 29.65 387.10 77.42 BT8-050 7.32 635.85 127.17 BT8-080 11.75 484.97 96.99 BT8-160 16.73 495.92 99.18 Costa BT8-240 24.92 469.98 94.00 BT8-320 33.14 454.30 125.30 BT8-050 7.24 654.88 130.98 BT8-080 11.54 501.68 100.34 Sierra BT8-160 16.51 507.95 101.59 BT8-240 24.51 482.51 96.50 BT8-320 32.81 462.60 124.22 100% Empresa BT8-050 6.07 860.28 172.06 BT8-080 9.66 667.91 133.58 Selva BT8-160 13.11 705.78 141.16 BT8-240 21.19 619.65 123.93 BT8-320 29.65 567.95 113.59 BT8-050 6.07 949.90 189.98 BT8-080 9.66 743.16 148.63 Amazonía (1) BT8-160 13.11 791.74 158.35 BT8-240 21.19 698.06 139.61 BT8-320 29.65 641.56 128.31 (1) Aplicable en zonas de la amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037

Cargos de Corte y Reconexión - S/. (No incluye IGV) Vigente a partir del 04/May/2011 Amazonía (1) Corte 2.32 3.64 5.57 5.57 Reconexión 3.52 4.63 7.1 7.1 (1) Aplicable en zonas de la amazonía bajo el ámbito de la Ley N° 27037 Cargo

Costa

Sierra

Selva

Anexo 8.2 Cálculo de la Cuota Mensual – SFVD de 80 Wp Vigente a partir del 04/May/2011 Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (OSINERGMIN) (No incluye IGV) Inversiones/ Region

Tipo de Módulo

Energía Promedio Mensual Disponible(kW.h)

100 % Estado/Selva BT8-080 9.66 Cuota Mensual por Usuario (1x80Wp) - S/.= Cuota Mensual por Usuario (1x80Wp) - US$=

Cargo Fijo Equivalente por Energía Promedio Sin FOSE 456.84 44.130744 16.47

Con FOSE 91.37 8.826342 3.29

Anexo 9.

Anexo 10. Cronograma de Ejecución de Obras del Proyecto ÍTEM

Nombre de Tarea

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO I. Trabajos Preliminares 1.0 Estudio De Ingeniería Definitiva II. Sistema Fotovoltaico 1.0 Suministro 2.0 Transporte 3.0 Montaje Electromecánico Del Sistema III. Otras Actividades Complementarias de Montaje 2.0 Programa de Talleres de Capacitación

Duración (Días)

60

15 15 30 30 30 30 1 1

1

Mes 01 2 3

4

ANEXO 11 FORMATOS SNIP

INGRESE LOS DATOS GENERALES

,

Digite la Información de Color Azul

PROPIETARIO


CONSULTORA :

MUNICIPALIDAD

PROYECTO :


SUB PROYECTO :


DEPARTAMENTO : PROVINCIA : DISTRITO : LOCALIDADES : ZONA DEL PROYECTO : FECHA : TIPO DE CAMBIO (Asumido)

JUNIN HUANCAYO SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA VARIAS 2 may-13 2.600 S/./US$

I.G.V. ENCABEZADO : CONTENIDO :

www.sunat.gob.pe

27/02/2012

18.00%

EVALUACIÓN ECONOMICA DE PROYECTOS DE INVERSIÓN EVALUACIÓN PRIVADA y SOCIAL ANALISIS DE SENSIBILIDAD DE LA RENTABILIDAD PRIVADA y SOCIAL / SOSTENIBILIDAD FINANCIERA ANALISIS DE LA SOSTENIBILIDAD ANALISIS DE RIESGO DE LA RENTABILIDAD / SOSTENIBILIDAD FINANCIERA (METODO MONTE CARLO)

INFORMACION COMPRA / VENTA DE ENERGIA ELECTRICA PLIEGO TARIFARIO :

SECTOR DE DISTRIBUCION TIPICO : FACTOR DE POTENCIA : POTENCIA NOMINAL DE LA FUENTE 1 : POTENCIA NOMINAL DE LA FUENTE 2 : POTENCIA NOMINAL DE LA FUENTE 3 : DEMANDA ACTUAL S.E. 01 : 2013 AÑO DE INVERSIÓN : HELIOFANIA :

INFORMACION DIVERSA DEL PROYECTO

SER Típico

04/11/2010

SER

0.95 Varios

REFIRIGERACIÓN ONAN

1

2

2013 4.50

MAPA SOLAR DEL PERU - LORETO

HORAS

NUMERO DE LOCALIDADES:

1.00

FACTOR DE SIMULTANEIDAD CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA TENSIÓN DEL SISTEMA TASA DE CRECIMIENTO COMERCIAL LONGITUD DE KILOMETRO DE LP NUMERO DE USUARIOS (ABONADOS) GASTOS GENERALES UTILIDADES COSTO POR DERECHO DE CONEXIÓN

1.00

Costo de OyM SE PAMPAS 60/22,9/10 kV (7/7/2 MVA) 544.0

SE TABLACHACA 33/22,9 kV (1,5 MVA) 557.4

7000

1500

RESULTADOS: PRIVADO

VAN PRIVADO (ALTERNATIVA 01)

SOCIAL

VAN SOCIAL (ALTERNATIVA 01)

-38,878 VAN

64,450

TIR 18.27%

1 22.9 kV 1.46% 8.0 km 32 ABONADOS 12.00% 10.00% 315.00 S/. 351137.31 S/.


ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINC DATOS DEL ESTUDIO DE MERCADO AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Población Habitantes 128 132 132 136 140 144 144 148 152 156 160 164 168 168 172 176 180 184 188 192 196

Familias 32 33 33 34 35 36 36 37 38 39 40 41 42 42 43 44 45 46 47 48 49

Nro de Localidades

Abonados Residenc. 32.00 33.00 33.00 34.00 35.00 36.00 36.00 37.00 38.00 39.00 40.00 41.00 42.00 42.00 43.00 44.00 45.00 46.00 47.00 48.00 49.00

Hrs.Utiliz. Servicios 2532 2552 2572 2592 2612 2632 2652 2672 2692 2712 2732 2752 2772 2792 2812 2832 2852 2872 2892 2912 2932

1

Hrs.Utiliz. Carg.Espec. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

(kWh)Consumo Residencial 7610.88 8005.69 8165.81 8581.52 9010.60 9453.40 9642.47 10108.53 10589.36 11085.39 11597.03 12124.69 12668.82 12922.20 13494.47 14084.46 14692.65 15319.54 15965.62 16631.42 17317.47

(kWh)Consumo Comercial 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

(kWh)Consumo Uso Productivo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

(kWh)Consumo Uso General 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

(kWh) Alumb. Público 2345.49 2345.49 2,345.49 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2,606.10 2866.71 2,866.71 2,866.71 3,127.32 3127.32 3127.32 3127.32 3,127.32 3,387.93 3,387.93 3387.93 3,648.54 3,648.54


ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO DATOS DEL ESTUDIO DE MERCADO (kWh) Energía Vendida 9956.37 10351.18 10511.30 11187.62 11616.70 12059.50 12248.57 12714.63 13456.07 13952.10 14463.74 15252.01 15796.14 16049.52 16621.79 17211.78 18080.58 18707.47 19353.55 20279.96 20966.01

Perdidas en Distribución 988.67 1027.87 1043.77 1110.93 1153.54 1197.51 1216.28 1262.56 1336.19 1385.44 1436.25 1514.52 1568.56 1593.72 1650.54 1709.13 1795.40 1857.65 1921.81 2013.80 2081.92

Total (kWh) Distrib. Bruto 10945.04 11379.06 11555.07 12298.55 12770.24 13257.01 13464.86 13977.19 14792.26 15337.55 15899.98 16766.53 17364.70 17643.24 18272.33 18920.91 19875.98 20565.12 21275.36 22293.76 23047.93


Total (kWh) Requerido 11295.50 11743.42 11925.07 12692.36 13179.14 13681.51 13896.01 14424.74 15265.92 15828.66 16409.11 17303.41 17920.72 18208.18 18857.42 19526.76 20512.42 21223.62 21956.60 23007.62 23785.94

kW Carg.Esp. Coincidente 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

kW Demanda Residencial 3.01 3.14 3.18 3.31 3.45 3.59 3.64 3.78 3.93 4.09 4.25 4.41 4.57 4.63 4.80 4.97 5.15 5.33 5.52 5.71 5.91

kW Demanda Comercial 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

kW Demanda Ind Menor 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

kW Demanda Uso General 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

kW Demanda Servicios 3.01 3.14 3.18 3.31 3.45 3.59 3.64 3.78 3.93 4.09 4.25 4.41 4.57 4.63 4.80 4.97 5.15 5.33 5.52 5.71 5.91

kW Demanda Alumbrado 0.54 0.54 0.54 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 0.65 0.65 0.65 0.71 0.71 0.71 0.71 0.71 0.77 0.77 0.77 0.83 0.83


ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA P DATOS DEL ESTUDIO DE MERCADO Carg.Espec. Coincid.Serv. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

kW Demanda Neto 3.73 3.84 3.87 4.09 4.22 4.34 4.38 4.51 4.74 4.88 5.02 5.25 5.40 5.45 5.60 5.76 6.01 6.17 6.34 6.60 6.78

Pérdidas en Distribución 0.38 0.39 0.39 0.42 0.43 0.44 0.45 0.46 0.48 0.50 0.51 0.53 0.55 0.55 0.57 0.59 0.61 0.63 0.65 0.67 0.69

Total (kW) Distribuído 4.11 4.24 4.27 4.51 4.64 4.79 4.82 4.97 5.22 5.37 5.53 5.79 5.95 6.00 6.17 6.35 6.62 6.80 6.99 7.27 7.47


Total (kW) Requerido 4.44 4.58 4.62 4.87 5.02 5.17 5.22 5.37 5.65 5.81 5.98 6.26 6.44 6.49 6.68 6.86 7.16 7.36 7.56 7.87 8.08

Factor de Carga Total 0.289 0.291 0.294 0.296 0.298 0.300 0.303 0.305 0.307 0.310 0.312 0.314 0.316 0.319 0.321 0.323 0.326 0.328 0.330 0.332 0.335

Factor de Simultan. 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90 0.90

CUADRO II: REPORTE DE MERCADO PROYECTO: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Abonados Residenc. 32 33

Consumo Unitario Anual Doméstico 237.84 242.60

33 34 35

247.45 252.40 257.45

36 37 38 39

267.85 273.20 278.67 284.24

41 42 42 43

295.72 301.64 307.67 313.82

45 46 47 48 49

326.50 333.03 339.69 346.49

36

40

44

Fuente : ESTUDIO DE MERCADO Fecha: may-13

Hrs.Utiliz. Servicios 2531.64 2551.64

0 0

Mx.Dx Neta EnerVen/T.Hrs. 3.93 4.06

(kWh)Consumo Residencial 7610.88 8005.69

(kWh)Consumo Comercial 0.00 0.00

(kWh)Consumo Uso Productivo 0.00 0.00

(kWh)Consumo Uso General 0.00 0.00

(kWh) Alumb. Público 2345.49 2345.49

2572 2592 2612

0 0 0

4.09 4.32 4.45

8165.81 8581.52 9010.60

0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00

2345.49 2606.10 2606.10

2652 2672 2692 2712

0 0 0 0

4.62 4.76 5.00 5.15

9642.47 10108.53 10589.36 11085.39

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

2606.10 2606.10 2866.71 2866.71

2752 2772 2792 2812

0 0 0 0

5.54 5.70 5.75 5.91

12124.69 12668.82 12922.20 13494.47

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

3127.32 3127.32 3127.32 3127.32

Hrs.Utiliz. Carg.Espec.

262.59

2631.64

0

289.93

2731.64

320.10

2831.64

2852 2872 2892 2912

0 0 0 0

6.34 6.51 6.69 6.97

14692.65 15319.54 15965.62 16631.42

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

3387.93 3387.93 3387.93 3648.54

353.42

2931.64

0

7.15

17317.47

0.00

0.00

0.00

3648.54

0

0

4.58

5.29

6.08

9453.40

11597.03

14084.46

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

2606.10

2866.71

3127.32

......(Continuación) PROYECTO: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

(kWh) Energía Vendida 9956.37 10351.18

Perdidas en Distribución 988.67 1027.87

10511.30 11187.62 11616.70

1043.77 1110.93 1153.54

12248.57 12714.63 13456.07 13952.10

1216.28 1262.56 1336.19 1385.44

15252.01 15796.14 16049.52 16621.79

1514.52 1568.56 1593.72 1650.54

18080.58 18707.47 19353.55 20279.96

1795.40 1857.65 1921.81 2013.80

20966.01

2081.92

12059.50

14463.74

17211.78


1197.51

1436.25

1709.13

%Perdidas por Distr. Primar 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93% 9.93%

Total (kWh) Distribuido 10945.04 11379.06

Pérdidas en Transmisión 350.46 364.36

11555.07 12298.55 12770.24

370.00 393.80 408.91

13464.86 13977.19 14792.26 15337.55

431.15 447.55 473.65 491.11

16766.53 17364.70 17643.24 18272.33

536.87 556.02 564.94 585.09

19875.98 20565.12 21275.36 22293.76

636.44 658.50 681.25 713.85

23047.93

738.00

13257.01

15899.98

18920.91

424.49

509.12

605.85

%Pérdidas por Transmisión 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52% 3.52%

Total (kWh) Requerido 11295.50 11743.42

Mx Dx Bruta 4.462 4.602

11925.07 12692.36 13179.14

kW Carg.Esp. Coincidente 0 0

kW Demanda Residencial 3.01 3.14

kW Demanda Comercial 0.00 0.00

4.637 4.897 5.046

0 0 0

3.18 3.31 3.45

0.00 0.00 0.00

13896.01 14424.74 15265.92 15828.66

5.241 5.399 5.672 5.837

0 0 0 0

3.64 3.78 3.93 4.09

0.00 0.00 0.00 0.00

17303.41 17920.72 18208.18 18857.42

6.288 6.466 6.522 6.707

0 0 0 0

4.41 4.57 4.63 4.80

0.00 0.00 0.00 0.00

20512.42 21223.62 21956.60 23007.62

7.193 7.391 7.593 7.902

0 0 0 0

5.15 5.33 5.52 5.71

0.00 0.00 0.00 0.00

23785.94

8.114

0

5.91

0.00

13681.51

16409.11

19526.76

5.199

6.007

6.896

0

0

0

3.59

4.25

4.97

0.00

0.00

0.00

......(Continuación) PROYECTO: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO AÑO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

kW Demanda Uso General 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

kW Demanda Ind.Menor 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


kW Demanda Servicios 3.01 3.14

kW Demanda Alumbrado 0.54 0.54

Carg.Espec. Coincid.Serv. 0.00 0.00

kW Demanda Neto 3.73 3.84

Pérdidas en Distribución 0.38 0.39

Total (kW) Distribuído 4.11 4.24

Pérdidas en Transmisión 0.33 0.34

Total (kW) Requerido 4.44 4.58

3.18 3.31 3.45

0.54 0.60 0.60

0.00 0.00 0.00

3.87 4.09 4.22

0.39 0.42 0.43

4.27 4.51 4.64

0.35 0.37 0.38

4.62 4.87 5.02

3.64 3.78 3.93 4.09

0.60 0.60 0.65 0.65

0.00 0.00 0.00 0.00

4.38 4.51 4.74 4.88

0.45 0.46 0.48 0.50

4.82 4.97 5.22 5.37

0.39 0.40 0.42 0.44

5.22 5.37 5.65 5.81

4.41 4.57 4.63 4.80

0.71 0.71 0.71 0.71

0.00 0.00 0.00 0.00

5.25 5.40 5.45 5.60

0.53 0.55 0.55 0.57

5.79 5.95 6.00 6.17

0.47 0.48 0.49 0.50

6.26 6.44 6.49 6.68

5.15 5.33 5.52 5.71

0.77 0.77 0.77 0.83

0.00 0.00 0.00 0.00

6.01 6.17 6.34 6.60

0.61 0.63 0.65 0.67

6.62 6.80 6.99 7.27

0.54 0.55 0.57 0.59

7.16 7.36 7.56 7.87

5.91

0.83

0.00

6.78

0.69

7.47

0.61

8.08

3.59

4.25

4.97

0.60

0.65

0.71

0.00

0.00

0.00

4.34

5.02

5.76

0.44

0.51

0.59

4.79

5.53

6.35

0.39

0.45

0.52

5.17

5.98

6.86

FICHA DE INDICADORES DE INVERSION ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LOS DISTRITOS DE PICHANAKI, PERENE Y RIO TAMBO DE LA REGIÓN JUNÍN ITEM

DESCRIPCION

CANTIDAD

1

N° de conexiones totales (al año 1)

2

kWh-mes doméstico/conexión

3

% de pérdidas de energía

4

kW doméstico/conexión

0.112

5

Factor de Carga

0.289

6

Capacidad de SS.EE. (kVA)

8.50

7

km de líneas primarias

8.00

8

N° de Módulos fotovoltaicos Para el 1er Año (1)

9

Inversión del proyecto US$ (con IGV)

5,123,131

10

US$/conexión (con IGV) de ALT 1

160,097.86

11

US$/conexión (con IGV) de ALT 2

1,418.28

12

VAN Privado (US$)

-5,956,836

13

VAN Social (US$)

-4,563,904

14

Año en que empieza a cubrir O&M

(1) Cada módulo consta de 2 paneles solares. T.C. = 2,6 , IGV = 18%

32 20.22 13.45%

41

2014

Uso Típico, Consumo Energético y Energía Disponible Sistema Fotovoltaico de 80 Wp

Panel (Wp)

TIPO

Uso Típico

Cant.

Potencia Unitaria (W)

Horas de Uso (h/día)

Potencia Total (W)

COSTA - SIERRA

1 x 80

80

SELVA

1 x 80

MÓDULO DE 80 Wp

Unitaria

80

Lámpara fiuorescente comPacta DC, 12V, 11 W Televisor B/N o color de bajo consumo Radio Cargador de pilas Cargador de Celular Lámpara fiuorescente comPacta DC, 12V, 11 W Televisor B/N o color de bajo consumo Radio Cargador de pilas Cargador de Celular

F.C (Costa - Sierra) = F.C (Selva) =

3 1 1 1 1 3 1 1 1 1

13.49% 11.51%

11 30 10 15 5 11 30 10 15 5

4.5 2 3 3 3.5 4 2 2 2 3

33.00 30.00 10.00 15.00 5.00 33.00 30.00 10.00 15.00 5.00

Total

93.00

93.00

Consumo Energ. de Suministro W.h/día Unitaria 148.50 60.00 30.00 45.00 17.50 132.00 60.00 20.00 30.00 15.00

Total

301.00

257.00

Pérdidas de Energía

Energ. Puesta a Disposición W.h/día

W.h/día

Unitaria

38.62 15.60 7.80 11.70 4.55 34.33 15.60 5.20 7.80 3.90

187.12 75.60 37.80 56.70 22.05 166.33 75.60 25.20 37.80 18.90

Total

379.27

323.83

FORMATO 1 ALTERNATIVA PARA ALCANZAR EL OBJETIVO CENTRAL

DESCRIPCION DE LAS ALTERNATIVAS

1

COMPONENTES Sistema Fotovoltáico: 1.1. Equipamiento Principal - 01 Panel Solar - 80 Wp - 01 Batería Solar de 12 VDC, 150 Ah - 01 Controlador de carga - 10 A 1.2. Equipamiento Secundario - 01 Soporte de Módulo - 01 Tablero de Distribución - Materiales y Accesorios de Instalación - 03 Lámparas Fluorecentes Compactas DC, 12 V, 11 W - 01 Cables, conectores, tomacorrientes, enchufe, interuptores y accesorios - 01 Salida de 12 V, para uso múltiple

ALTERNATIVA 1

Implementación del Proyecto: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO

FORMATO 2 - Alternativa 1 ANALISIS GENERAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DEL PROYECTO: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO

a) Variables importantes Crecimiento anual de la población Crecimiento anual de la población electrificada Número de habitantes por abonado Porcentaje de abonados Sector Doméstico Porcentaje de abonados Sector Comercial Porcentaje de abonados Sector Uso General Porcentaje de abonados Sector Productivo Consumo Unitario anual Sector Domestico - Localidades TIPO I Consumo de alumbrado público (porcentaje del consumo total) Porcentaje de pérdidas de energía Factor de carga Indicador: Potencia Instalada al ingreso del sistema/ abonado(No considera el Factor de simultaniedad)

: : : : : : : : : : :

Supuestos 2.15% 2.00% 4.00 100.00% 0.00% 0.00% 0.00% 92.52 0.00% 26.00% 11.51%

:

0.093

Fuentes de Información DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD

KW/ abonado

DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD

b) Proyección AÑOS UNIDADES Año calendario

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

2,013

2,014

2,015

2,016

2,017

2,018

2,019

2,020

2,021

2,022

2,023

2,024

2,025

2,026

2,027

2,028

2,029

2,030

2,031

2,032

2,033

128

132

132

136

140

144

144

148

152

156

160

164

168

168

172

176

180

184

188

192

196

Número de lotes electrificados Número de abonados Sector doméstico Número de abonados Sector comercial Número de abonados Sector uso general Número de abonados Sector productivo

32 32 0 0 0

33 33 0 0 0

33 33 0 0 0

34 34 0 0 0

35 35 0 0 0

36 36 0 0 0

36 36 0 0 0

37 37 0 0 0

38 38 0 0 0

39 39 0 0 0

40 40 0 0 0

41 41 0 0 0

42 42 0 0 0

42 42 0 0 0

43 43 0 0 0

44 44 0 0 0

45 45 0 0 0

46 46 0 0 0

47 47 0 0 0

48 48 0 0 0

49 49 0 0 0

Consumo Unitario anual por abonado doméstico Consumo Unitario anual por abonado comercial Consumo Unitario anual por abonado uso general Consumo Unitario anual por abonado uso productivo

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

93 0 0 0

2,961 0 0 0 0 2,961

3,053 0 0 0 0 3,053

3,053 0 0 0 0 3,053

3,146 0 0 0 0 3,146

3,238 0 0 0 0 3,238

3,331 0 0 0 0 3,331

3,331 0 0 0 0 3,331

3,423 0 0 0 0 3,423

3,516 0 0 0 0 3,516

3,608 0 0 0 0 3,608

3,701 0 0 0 0 3,701

3,793 0 0 0 0 3,793

3,886 0 0 0 0 3,886

3,886 0 0 0 0 3,886

3,978 0 0 0 0 3,978

4,071 0 0 0 0 4,071

4,163 0 0 0 0 4,163

4,256 0 0 0 0 4,256

4,348 0 0 0 0 4,348

4,441 0 0 0 0 4,441

4,533 0 0 0 0 4,533

770

794

794

818

842

866

866

890

914

938

962

986

1,010

1,010

1,035

1,059

1,083

1,107

1,131

1,155

1,179

Habitantes Electrificados

Consumo Total anual Sector Domestico Consumo Total anual Sector Comercial Consumo Total anual Sector Productivo Consumo Total anual Sector Uso General Consumo Total anual de Alumbrado Público Consumo total (KWh) Pérdidas de Energías (KWh) Energía Requerida (KW- h) Factor de Carga Potencia Requerida (KW) Indicador Potencia al Ingreso del Sistema/ abonado

3,730.5

3,847.1

3,847.1

3,963.7

4,080.3

4,196.8

4,196.8

4,313.4

4,430.0

4,546.6

4,663.2

4,779.7

4,896.3

4,896.3

5,012.9

5,129.5

5,246.0

5,362.6

5,479.2

5,595.8

5,712.4

11.51% 2,976.00

11.51% 3,069.00

11.51% 3,069.00

11.51% 3,162.00

11.51% 3,255.00

11.51% 3,348.00

11.51% 3,348.00

11.51% 3,441.00

11.51% 3,534.00

11.51% 3,627.00

11.51% 3,720.00

11.51% 3,813.00

11.51% 3,906.00

11.51% 3,906.00

11.51% 3,999.00

11.51% 4,092.00

11.51% 4,185.00

11.51% 4,278.00

11.51% 4,371.00

11.51% 4,464.00

11.51% 4,557.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

93.00

FORMATO 2 - Alternativa 2 ANALISIS GENERAL DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DEL PROYECTO: ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA D

a) Variables importantes Crecimiento anual de la población Crecimiento anual de la población electrificada Número de habitantes por abonado Porcentaje de abonados Sector Doméstico Porcentaje de abonados Sector Comercial Porcentaje de abonados Sector Uso General Porcentaje de abonados Sector Productivo Consumo Unitario anual Sector Domestico - Localidades TIPO I Consumo Unitario anual Sector Domestico - Localidades TIPO II Consumo de alumbrado público (porcentaje del consumo total) Porcentaje de pérdidas de energía Factor de carga Indicador: Potencia al ingreso del sistema/ abonado(No considera el Factor de simultaniedad)

: : : : : : : : : : : :

Supuestos 2.15% 2.00% 4.00 100.00% 0.00% 0.00% 0.00% 242.60 207.55 17.40% 13.45% 29.13%

:

0.14

Fuentes de Información DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD

KW/ abonado

DIRECCIÓN TÉCNICA DE ELECTRICIDAD

b) Proyección AÑOS UNIDADES Año calendario Habitantes Electrificados Número de lotes electrificados Número de abonados Sector doméstico Número de abonados Sector comercial Número de abonados Sector uso general Número de abonados Sector productivo Consumo Unitario anual por abonado doméstico de una Localidad Tipo"I" Consumo Unitario anual por abonado doméstico de una Localidad Tipo"II" Consumo Unitario anual por abonado comercial de una Localidad Tipo "I" Consumo Unitario anual por abonado comercial de una Localidad Tipo "II" Consumo Unitario anual por abonado uso general de una Localidad Tipo "I" Consumo Unitario anual por abonado uso general de una Localidad Tipo "II" Consumo Unitario anual por abonado uso productivo de una Localidad Tipo "I" Consumo Unitario anual por abonado uso productivo de una Localidad Tipo "II"

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

2,013

2,014

2,015

2,016

2,017

2,018

2,019

2,020

2,021

2,022

2,023

2,024

2,025

2,026

128

132

132

136

140

144

144

148

152

156

160

164

168

168

32 32 0 0 0

33 33 0 0 0

33 33 0 0 0

34 34 0 0 0

35 35 0 0 0

36 36 0 0 0

36 36 0 0 0

37 37 0 0 0

38 38 0 0 0

39 39 0 0 0

40 40 0 0 0

41 41 0 0 0

42 42 0 0 0

42 42 0 0 0

238 203 309 264 #¡DIV/0! 0 476 407

243 208 315 270

247 212 322 275

252 216 328 281

263 226 341 293 #¡DIV/0! 0 525 451

268 230 348 299 #¡DIV/0! 0 536 461

273 235 355 306

279 240 362 312

284 245 370 319

290 250 377 325

296 255 384 332

302 261 392 339

308 266 400 346

0 485 415

0 495 424

0 505 433

257 221 335 287 #¡DIV/0! 0 515 442

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

#¡DIV/0!

0 546 470

0 557 480

0 568 490

0 580 500

0 591 511

0 603 522

0 615 533

Consumo Total anual Sector Domestico Consumo Total anual Sector Comercial Consumo Total anual Sector Productivo Consumo Total anual Sector Uso General Consumo Total anual de Alumbrado Público Consumo total (KWh)

7,611 0 0 0 2,345 9,956

8,006 0 0 0 2,345 10,351

8,166 0 0 0 2,345 10,511

8,582 0 0 0 2,606 11,188

9,011 0 0 0 2,606 11,617

9,453 0 0 0 2,606 12,060

9,642 0 0 0 2,606 12,249

10,109 0 0 0 2,606 12,715

10,589 0 0 0 2,867 13,456

11,085 0 0 0 2,867 13,952

11,597 0 0 0 2,867 14,464

12,125 0 0 0 3,127 15,252

12,669 0 0 0 3,127 15,796

12,922 0 0 0 3,127 16,050

Pérdidas de Energías (KWh)

1,339

1,392

1,414

1,505

1,562

1,622

1,647

1,710

1,810

1,877

1,945

2,051

2,125

2,159

Energía Requerida (KW- h) Factor de Carga

11,295.5 28.90%

11,743 29%

11,925 29%

12,692 30%

13,179 30%

13,682 30%

13,896 30%

14,425 30%

15,266 31%

15,829 31%

16,409 31%

17,303 31%

17,921 32%

18,208 32%

FORMATO 3 ANALISIS GENERAL DE LA OFERTA ELÉCTRICA DEL PROYECTO IÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA

Alternativa Considerando los niveles de radiación solar en la zona del proyecto y el tamaño de los módulos fotovoltaicos domiciliarios, la oferta mensual de energía por panel abonado es de:

Tipos de Sistema

Módulo

80

116.58

1 x 80

Energía Puesta a Disposición (W.h-día) Costa - Sierra

Selva


379.27

323.83

93.00

KWh-Año

y

Voltaje (V)

Pérdidas (%)

Capacidad Bateria (Ah)



12 DC

79.36%

150.00

10.00

NO

80 Wp

Dicha oferta de energía es suficiente para satistacer la demanda de un equipo básico de iluminación, radio y televisión.

FORMATO 4 BALANCE OFERTA-DEMANDA ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

AÑO

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

DEMANDADA

PÉRDIDAS

DEMANDA TOTAL

CANTIDAD OFERTADA

COBERTURA

(kWh) A

(kWh) B

(kWh) C=A+B

(kWh) D

(%) (D/C)*100


3,053 3,053 3,146 3,238 3,331 3,331 3,423 3,516 3,608 3,701 3,793 3,886 3,886 3,978 4,071 4,163 4,256 4,348 4,441 4,533

794 794 818 842 866 866 890 914 938 962 986 1,010 1,010 1,035 1,059 1,083 1,107 1,131 1,155 1,179

3,847 3,847 3,964 4,080 4,197 4,197 4,313 4,430 4,547 4,663 4,780 4,896 4,896 5,013 5,129 5,246 5,363 5,479 5,596 5,712

3,847 3,847 3,964 4,080 4,197 4,197 4,313 4,430 4,547 4,663 4,780 4,896 4,896 5,013 5,129 5,246 5,363 5,479 5,596 5,712

100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

FORMATO 5 COSTOS INCREMENTALES PARA LA ALTERNATIVA A precios privados RUBRO CONCEPTO A) COSTOS DE INVERSION Intangibles (*) Estudio de Ingeniería Definitiva Monitoreo Ambiental del Proyecto por Especialistas Ambientales Programa de Talleres de Capacitación COSOTO DIRECTO INTANGIBLES GASTOS GENERALES (12% C.D. INTANGIBLES) UTILIDADES (8% C.D. INTANGIBLES) SUBTOTAL INTANGIBLES Inversión en Activos Fijos (*) Suministro de materiales Panel Fotovoltaico Batería y Accesorios Tablero de Distribución Conexiones de Interiores Montaje electromecánico Mano de Obra Calificada Mano de Obra No Calificada Transporte Reposiciones COSOTO DIRECTO ACTIVOS FIJOS GASTOS GENERALES (12% C.D. ACTIVOS FIJOS) UTILIDADES (8% C.D. ACTIVOS FIJOS) SUBTOTAL ACTIVOS FIJOS COSTO DIRECTO ( C.D. )

TOTAL GASTOS GENERALES(12% C.D.) TOTAL UTILIDADES (8% C.D.) Gastos Preoperativos(**) Supervisión de Obras(5% SUBTOTAL DE ACTIVOS FIJOS) Gastos Financieros y Administrativos(8%SUPERVISION + 2%SUBTOTAL DE ACTIVOS FIJOS) Impuesto General a las Ventas I.G.V. Subtotal costos de inversión B) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1. Costos de operación y mantenimiento 2. Impuesto a la renta (***) 3. I.G.V. C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO (A + B) D) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SIN PROYECTO E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES (C - D)

0

1

6,666 0 1,013 7,680 922 614 9,215

2

3

4

5

7

8

PERIODO 10

9

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

0

21,846 17,184 5,485 9,503 2,135 4,981 1,809 62,943 7,553 5,035 75,531 70,622 8,475 5,650

18,213

19,284

20,891

3,902

22,498

23,570

25,177

0 0 15,254 100,001

0 0

0 0

3,278 21,491

0 0

0 0

3,471 22,756

0 0

0 0

3,760 24,652

702 4,604

0 0

4,050 26,548

0 0

0 0

4,243 27,812

0 0

0 0

4,532 29,709

0 0

0 0

100,001

3,836 2,943 1,220 7,999

3,836 2,943 1,220 7,999

3,952 3,095 1,269 29,808

4,069 3,248 1,317 8,633

4,185 3,400 1,365 8,950

4,185 3,400 1,365 31,706

4,301 3,553 1,414 9,268

4,417 3,706 1,462 9,585

4,533 3,858 1,510 34,554

4,650 4,011 1,559 14,824

4,766 4,163 1,607 10,536

4,882 4,316 1,656 37,402

4,882 4,316 1,656 10,854

4,998 4,468 1,704 11,171

5,115 4,621 1,752 39,300

5,231 4,773 1,801 11,805

5,347 4,926 1,849 12,122

5,463 5,079 1,898 42,148

5,580 5,231 1,946 12,757

5,696 5,384 1,994 13,074

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

100,001

7,999

7,999

29,808

8,633

8,950

31,706

9,268

9,585

34,554

14,824

10,536

10,854

11,171

39,300

11,805

12,122

42,148

12,757

13,074

OBSERVACIONES: (*) Incluye el porcentaje del contratista (Utilidades + Gastos Generales) (**) Costos de Supervisión de Obras = 5%*Costo de Obra (***) Gastos Finacieros y adm. = 2% Costo de Obra + 8% Costo de Supervisión de Obras CONSIDERACIONES: Intangibles: estudios complementarios de ingeniería y expedientes técnicos. Inversión en Activos Fijos: Suministros de materiales, montaje electromécanico y transporte. NOTA: Se deberán programar las reposiciones que sean necesarias en el horizonte del proyecto. Variables importantes: Costos de operación y mantenimiento: Impuesto General a las Ventas I.G.V.

6

Valoración 44.71 US$/Usuario - Año 18%

Fuente de información: OSINERGMIN

FORMATO 5-A COSTOS INCREMENTALES PARA LA ALTERNATIVA A precios sociales RUBRO A) COSTOS DE INVERSION Intangibles Estudio de Ingeniería Definitiva Salvaguardas Ambiental Programa de Talleres de Capacitación Inversión en Activos Fijos Suministro de materiales Panel Fotovoltaico Batería y Accesorios Tablero de Distribución Conexiones de Interiores Montaje electromecánico Mano de Obra Calificada Mano de Obra No Calificada Transporte Reposiciones TOTAL GASTOS GENERALES(12% C.D.) TOTAL UTILIDADES (8% C.D.) Gastos Preoperativos Supervisión de Obras Gastos Financieros y Administrativos Impuesto General a las Ventas I.G.V. Subtotal costos de inversión B) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO CON PROYECTO 1. Costos de operación y mantenimiento

Factor de Corrección*

0

1

0.8309 0.8309 0.8309

5,539 0 842

0.8309 0.8309 0.8309 0.8309

18,152 14,278 4,558 7,896

0.8309 0.8309 0.8309 0.8309 0.8309 0.8309

1,774 4,138 1,503

0.8309 0.8309 0.8309

0 0 12,675 83,091

D) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SIN PROYECTO E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES (C - D)

6

7

8

PERIODO 10

9

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

15,133

0

0

16,023

0

0

17,359

3,242

0

18,694

0

0

19,584

0

0

20,919

0

0

0 0

0 0

0 15,133

0 0

0 0

0 16,023

0 0

0 0

0 17,359

0 3,242

0 0

0 18,694

0 0

0 0

0 19,584

0 0

0 0

0 20,919

0 0

0 0

3,836

3,836

3,952

4,069

4,185

4,185

4,301

4,417

4,533

4,650

4,766

4,882

4,882

4,998

5,115

5,231

5,347

5,463

5,580

5,696

83,091

3,836

3,836

19,085

4,069

4,185

20,208

4,301

4,417

21,892

7,892

4,766

23,576

4,882

4,998

24,699

5,231

5,347

26,383

5,580

5,696

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

83,091

3,836

3,836

19,085

4,069

4,185

20,208

4,301

4,417

21,892

7,892

4,766

23,576

4,882

4,998

24,699

5,231

5,347

26,383

5,580

5,696

143,966 55,372 63 879 (US$/conexión) 0.83

5

0

Nota: El factor 1 corresponde a la no apliación del I.G.V. (1 = 1/(1+18% ))

Costos sociales/Costos privados

4

0

OBSERVACION: (*) Efecto de aranceles, impuesto a la renta e I.G.V.

Indicador de valor actual neto de costos: VAN de costos (Soles) VAN de costos (US$) Número de conexiones: VAN de costos/ conexión

3

7,042 4,694

1.00

C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO (A + B)

2

FORMATO 5 COSTOS INCREMENTALES PARA CADA ALTERNATIVA - ALTERNATIVA 2 A precios privados RUBRO 0 A) COSTOS DE INVERSION (*) 1. Intangibles Estudios Definitivos Informe de Gestión de Servidumbre Programa de Talleres de Información y de Medidas Preventivas y/o Correctivas. Monitoreo Arqueológico Monitoreo Ambiental Programa de Manejo de Residuos Pagos por Suspensión Temporal de Suministro Eléctrico 2. Inversión en Activos: Linea Primaria Suministro de Materiales Nacionales Suministro de Materiales Importados Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calificada) Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calificada) Transporte Gastos Generales Utilidades 3. Inversión en Activos Fijos: Red Primaria Suministro de Materiales Nacionales Suministro de Materiales Importados Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calificada) Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calificada) Transporte Gastos Generales Utilidades 4. Inversión en Activos Fijos: Red Secundaria Suministro de Materiales Locales Suministro de Materiales Importados

1

5

6

7

8

9

PERIODO 10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

711,594 2,846,375 3,191,299 872,714 580,136 984,254 820,212 2,061 4,810 2,925 881 398 1,329 1,107 17,464 7,037

Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calificada) Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calificada) Transporte Gastos Generales Utilidades 6. Gastos Preoperativos Supervisión de Obras (**) Compensación por servidumbre Gastos Financieros y Administrativos(***) 7. Capital de Trabajo inicial 8. Valor Residual (-) 9. Impuesto General a las Ventas I.G.V. Subtotal costos de inversión

3,770 322 460 1,178 982

E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES (C - D)

4

122 40,297 44,774 33,581 427

14,326 7,763 3,228 5,978 4,982

D) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SIN PROYECTO

3

247,928 78,355

Montaje Electromecanico (Mano de Obra Calificada) Montaje Electromecanico (Mano de Obra No Calificada) Transporte Gastos Generales Utilidades 5. Inversión en Activos Fijos: Conexiones Domiciliarias Suministro de Materiales Locales Suministro de Materiales Importados

B) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1. Compra de energía 2. Costos de operación y mantenimiento 3. Impuesto a la renta 4. I.G.V. C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO (A + B)

2

3,373 1,893

504,643 3,050 242,228 0 -4,145,078 2,031,886 13,320,142

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-4,145,078

3,382 297,574 0 54,172 355,128

3,591 297,574

3,720 297,574

3,853 297,574

3,905 297,574

4,045 297,574

4,271 297,574

4,419 297,574

4,572 297,574

4,811 297,574

4,972 297,574

5,041 297,574

5,211 297,574

5,385 297,574

5,645 297,574

5,830 297,574

6,019 297,574

6,296 297,574

6,496 297,574

13,320,142

3,338 297,574 0 54,164 355,077

54,210 355,375

54,233 355,527

54,257 355,684

54,266 355,745

54,291 355,910

54,332 356,177

54,359 356,352

54,386 356,532

54,429 356,814

54,458 357,004

54,471 357,086

54,501 357,286

54,533 357,491

54,579 357,799

54,613 358,016

54,647 358,240

54,697 358,566

54,733 -3,786,275

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

13,320,142

355,077

355,128

355,375

355,527

355,684

355,745

355,910

356,177

356,352

356,532

356,814

357,004

357,086

357,286

357,491

357,799

358,016

358,240

358,566

-3,786,275

OBSERVACIONES: (*) Incluye Gastos Generales y Utilidades (**) Costos de Supervisión de Obras = 5%*Costo de Obra (***) Gastos Finacieros y adm. = 2% Costo de Obra + 8% Costo de Supervisión de Obras CONSIDERACIONES: Intangibles: Estudios de Prefactibilidad, de Ingenieria, Elaboración del Expediente para Gestion de Servidumbre, Supervisión de Estudios, Plan de Educación y Capacitación, y Gastos Financieros y Administrativo - Fase Preinversión. Inversión en Activos Fijos: Construcción de Redes Eléctricas Convencionales normalizadas por la DGER/MEM. Variables importantes:

PERIODO 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

1. Tarifa de compra de energía Energia Ponderada en MT en barra equivalente (ctm S/./kWh)

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

19.820

- Energia Punta (ctm S/./kWh)

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

- Energia F. Punta (ctm S/./kWh)

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

19.817

Potencia (S/./kW-mes) 18.388 18.388 18.388 2. Tipo de cambio (S/.US$) 2.60 2.60 2.60 3. Impuesto General a las Ventas I.G.V. 18% 18% 18% 4. Porcentaje de costos de OYM** 2.80% 2.80% Observación: * Considera el Precio ponderado de la energía en barra equivalente de media tensión del Sistema SER Típico según OSINERG-MIN. ** Estimado a partir de información provista por Empresas Distribuidoras.

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

18.388 2.60 18% 2.80%

FORMATO 6 BENEFICIOS INCREMENTALES PARA LA ALTERNATIVA (A precios privados)

0

PERIODO 11

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

14

15

16

17

18

19

20

20,617

20,617

21,242

21,867

22,492

22,492

23,116

23,741

24,366

24,991

25,615

26,240

26,240

26,865

27,490

28,115

28,739

29,364

29,989

30,614

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

20,617

20,617

21,242

21,867

22,492

22,492

23,116

23,741

24,366

24,991

25,615

26,240

26,240

26,865

27,490

28,115

28,739

29,364

29,989

30,614

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

1.- Situación con Proyecto Ingresos por cuotas mensuales reguladas 2.- Situación sin Proyecto Beneficios sin proyecto 3.- Beneficios Incrementales (1) - (2) Ingresos por cuotas mensuales reguladas

Variables importantes: Cuota mensual por abonado (sin IGV): Período de reposición activos generales: Período de reposición de baterías: Período de reposición de controladores: Período de Conexiones de Interiores:

Valoración 16.97 20 6 10 20

Impuesto General a las Ventas I.G.V. Tasa de impuesto a la renta Tipo de cambio (S/.US$)

Fuente de información: Regulador de servicios fotovoltaicos. OSINERG (Tarifa BT8-080). Fabricante. Fabricante. Fabricante. Fabricante.

US$ años años años años

18% 30% 2.600 S/. US$ PERIODO 10

Estado de pérdidas y ganancias: 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1. Total cuotas de servicio

20,617

20,617

21,242

21,867

22,492

22,492

23,116

23,741

24,366

24,991

25,615

26,240

26,240

26,865

27,490

28,115

28,739

29,364

29,989

30,614

2. Costos de operación y mantenimiento 3. Depreciación activos generales 4. Depreciación de Baterias 5. Depreciación de Controladores 6. Depreciación de Conexiones de Interiores

-3,836 -2,307 -3,437 -658 -570

-3,836 -2,307 -3,437 -658 -570

-3,952 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,069 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,185 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,185 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,301 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,417 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,533 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,650 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,766 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,882 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,882 -2,307 -3,437 -658 -570

-4,998 -2,307 -3,437 -658 -570

-5,115 -2,307 -3,437 -658 -570

-5,231 -2,307 -3,437 -658 -570

-5,347 -2,307 -3,437 -658 -570

-5,463 -2,307 -3,437 -658 -570

-5,580 -2,307 -3,437 -658 -570

-5,696 -2,307 -3,437 -658 -570

9,809

9,809

10,318

10,826

11,335

11,335

11,843

12,352

12,860

13,369

13,877

14,386

14,386

14,894

15,403

15,911

16,420

16,928

17,437

17,945

-2,943 6,866

-2,943 6,866

-3,095 7,222

-3,248 7,578

-3,400 7,934

-3,400 7,934

-3,553 8,290

-3,706 8,646

-3,858 9,002

-4,011 9,358

-4,163 9,714

-4,316 10,070

-4,316 10,070

-4,468 10,426

-4,621 10,782

-4,773 11,138

-4,926 11,494

-5,079 11,850

-5,231 12,206

-5,384 12,562

3.49

3.61

3.52

3.49

3.46

3.42

3.39

3.30

3.28

3.25

3.17

3.14

3.09

3.06

3.03

2.96

2.93

2.90

2.84

2.80

4. Utilidad antes de impuestos 5. Impuesto a la renta 6. Utilidad después de Impuestos

Indicador: Cuota de servicio paneles/ cuota de servicio del SER

FORMATO 6-A BENEFICIOS INCREMENTALES PARA LA ALTERNATIVA (A precios sociales)

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Beneficios Totales Año 10 Año 11

Año 9

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

1.- Situación con Proyecto Beneficio económico iluminación Voluntad de pago por radio y televisión Sub total beneficios económicos 2.- Situación sin Proyecto Beneficio económico sin proyecto 3.- Beneficios Incrementales (1) - (2) Beneficios económicos incrementales

Variables importantes:

Beneficio Beneficio anual por iluminación: Beneficio anual por radio y televisión: Beneficio anual por refrigeración: Tasa de IGV: Factor de Correción:

14,240 8,070 22,311

14,240 8,070 22,311

14,672 8,315 22,987

15,103 8,560 23,663

15,535 8,804 24,339

15,535 8,804 24,339

15,966 9,049 25,015

16,398 9,293 25,691

16,829 9,538 26,367

17,261 9,782 27,043

17,692 10,027 27,719

18,124 10,272 28,395

18,124 10,272 28,395

18,555 10,516 29,071

18,987 10,761 29,748

19,418 11,005 30,424

19,850 11,250 31,100

20,281 11,494 31,776

20,713 11,739 32,452

21,144 11,983 33,128

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

22,311

22,311

22,987

23,663

24,339

24,339

25,015

25,691

26,367

27,043

27,719

28,395

28,395

29,071

29,748

30,424

31,100

31,776

32,452

33,128

Valor

Fuente de información

NRECA (') 431.52 US$/ abonado 244.56 US$/ abonado 0.00 US$/ abonado 18% 1.00

NRECA (') :

SUNAT

NRECA Ltd . - SETA; “Estrategia Integral de Electrificación Rural”, Lima, Set. 1999 Se han tomado los Valores de Selva Actualizado a 2010, "Guía Simplificada para la Identificación, Formulación y Evaluación Social de Proyectos de Electrificación Rural, a Nivel de Perfil"

FORMATO 7 VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS PARA LA ALTERNATIVA (A precios privados)

Año 0 1.- Beneficios Incrementales ALTERNATIVA 1 2.- Costos Incrementales ALTERNATIVA 1 3.- Beneficios Netos Totales ALTERNATIVA 1

ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Beneficios Netos Totales Año 9 Año 10 Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

0

20,617

20,617

21,242

21,867

22,492

22,492

23,116

23,741

24,366

24,991

25,615

26,240

26,240

26,865

27,490

28,115

28,739

29,364

29,989

30,614

100,001

7,999

7,999

29,808

8,633

8,950

31,706

9,268

9,585

34,554

14,824

10,536

0

10,854

11,171

39,300

11,805

12,122

42,148

12,757

13,074

-100,001

12,618

12,618

-8,565

13,234

13,541

-9,214

13,849

14,156

-10,188

10,167

15,079

26,240

15,387

15,694

-11,811

16,309

16,617

-12,784

17,232

17,540

VAN (12%)

TIR

B/C

Tiempo Repago

-38,878

N.A.

0.61

11.25

FORMATO 7-A VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS PARA LA ALTERNATIVA (A precios sociales)

Año 0 1.- Beneficios Incrementales ALTERNATIVA 1 2.- Costos Incrementales ALTERNATIVA 1 3.- Beneficios Netos Totales ALTERNATIVA 1

ALTERNATIVAS ALTERNATIVA 1

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Beneficios Netos Totales Año 9 Año 10 Año 11

Año 12

Año 13

Año 14

Año 15

Año 16

Año 17

Año 18

Año 19

Año 20

0

22,311

22,311

22,987

23,663

24,339

24,339

25,015

25,691

26,367

27,043

27,719

28,395

28,395

29,071

29,748

30,424

31,100

31,776

32,452

33,128

83,091

3,836

3,836

19,085

4,069

4,185

20,208

4,301

4,417

21,892

7,892

4,766

23,576

4,882

4,998

24,699

5,231

5,347

26,383

5,580

5,696

-83,091

18,475

18,475

3,901

19,594

20,154

4,131

20,714

21,274

4,475

19,151

22,953

4,819

23,513

24,073

5,049

25,193

25,753

5,393

26,872

27,432

VAN (10%) 64,450

TIR

B/C

18.27%

1.54

Tiempo Repago (Años) 5.03

ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD DEL PROYECTO :

FORMATO 8 ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO

1. Institución o entidad se hará cargo de la operación y mantenimiento del proyecto: La sostenibilidad del Proyecto en su operación y mantenimiento se basa en la capacidad y modelo de gestión de LA EMPRESA, que operará estas instalaciones a través de sus Centros Autorizados de Servicios Eléctricos (CASE) ubicados en los distritos de SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA de la privincia de HUANCAYO del departamento de JUNIN

2. Capacidad técnica y logística de los encargados de la operación y mantenimiento. Necesidad de arreglos institucionales y administrativos. Como se puede apreciar en el numeral anterior, las empresas concesionarias de distribución las que se encarguen de la administración del servicio de las obras, por ser los entes que administran el servicio de distribución eléctrica del país y cuentan con el respaldo técnico, administrativo, logístico y financiero. 3. Fuentes para financiar los costos de operación y cómo se distribuiría este financiamiento en cada período: Los costos de operación y mantenimiento serán cubiertos por La Empresa, con los ingresos que genere el proyecto por concepto de tarifas. El proyecto no requiere de aportes del Estado para cubrir sus costos de operación y mantenimiento.

COSTOS Y FUENTES

2,013

1) Costos: Costos de operación y mantenimiento - CASO BASE 2) Beneficios: Ventas de Energía (Tarifas o Cuotas) Aportes del Estado 3) Flujo Económico (Beneficios - Costos) 4) Cobertura

Flujo Económico (Beneficios - Costos) A) CASO (Beneficios Tot = Costos Tot.) COyM = 537.47% Flujo Económico (Beneficios - Costos) Cobertura B) CASO (110% COyM BASE) COyM = 110.00% Flujo Económico (Beneficios - Costos) Cobertura C) CASO (80% COyM BASE) COyM = 80.00% Flujo Económico (Beneficios - Costos) Cobertura

0

2014

2015

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - CASO BASE AÑOS 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

3,836

3,836

3,952

4,069

4,185

4,185

4,301

4,417

4,533

4,650

4,766

4,882

4,882

4,998

5,115

5,231

5,347

5,463

5,580

5,696

20,617 0 16,781 537%

20,617 0 16,781 537%

21,242 0 17,290 537%

21,867 0 17,798 537%

22,492 0 18,307 537%

22,492 0 18,307 537%

23,116 0 18,815 537%

23,741 0 19,324 537%

24,366 0 19,832 537%

24,991 0 20,341 537%

25,615 0 20,850 537%

26,240 0 21,358 537%

26,240 0 21,358 537%

26,865 0 21,867 537%

27,490 0 22,375 537%

28,115 0 22,884 537%

28,739 0 23,392 537%

29,364 0 23,901 537%

29,989 0 24,409 537%

30,614 0 24,918 537%

15

16

17

18

19

20

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

FLUJO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SENSIBILIDAD DE LA SOSTENIBILIDAD POR VARIACIÓN DEL COYM AÑOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 20,617 0 100%

20,617 0 100%

21,242 0 100%

21,867 0 100%

22,492 0 100%

22,492 0 100%

23,116 0 100%

23,741 0 100%

24,366 0 100%

24,991 0 100%

25,615 0 100%

26,240 0 100%

26,240 0 100%

26,865 0 100%

27,490 0 100%

28,115 0 100%

28,739 0 100%

29,364 0 100%

29,989 0 100%

30,614 0 100%

4,220 16,398 489%

4,220 16,398 489%

4,347 16,895 489%

4,475 17,392 489%

4,603 17,888 489%

4,603 17,888 489%

4,731 18,385 489%

4,859 18,882 489%

4,987 19,379 489%

5,115 19,876 489%

5,243 20,373 489%

5,370 20,870 489%

5,370 20,870 489%

5,498 21,367 489%

5,626 21,864 489%

5,754 22,361 489%

5,882 22,857 489%

6,010 23,354 489%

6,138 23,851 489%

6,265 24,348 489%

3,069 17,549 672%

3,069 17,549 672%

3,162 18,080 672%

3,255 18,612 672%

3,348 19,144 672%

3,348 19,144 672%

3,441 19,676 672%

3,534 20,207 672%

3,627 20,739 672%

3,720 21,271 672%

3,813 21,803 672%

3,906 22,334 672%

3,906 22,334 672%

3,999 22,866 672%

4,092 23,398 672%

4,185 23,930 672%

4,278 24,462 672%

4,371 24,993 672%

4,464 25,525 672%

4,557 26,057 672%

PARTICIPACION DE LOS BENEFICIARIOS DIRECTOS DEL PROYECTO

NOTA 1: El COyM para el caso base es calculado de acuerdo a la metodología del OSINERMIN, "Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales (Sistemas Fotovoltaicos)-2010" NOTA 2: PARA QUE EL PROYECTO SEA AUTOSOSTENIBLE, ES NECESARIO UN APORTE TOTAL DEL ESTADO DE: S/. 0.00 4.

Participación de Población en el proyecto:

La ejecución de este proyecto se dá en base a la prioridad establecida en el Plan de Electrificación Rural (PER) y también a la gestión de los propios pobladores a través de sus constantes pedidos y coordinaciones efectuadas con la DGER y los compromisos asumidos, como sucede en algunos casos , su iniciativa, en la participación de la elaboración de los estudios respectivos. No existe aportes de pobladores en forma de cuota inicial o mano de obra para el financiamiento del proyecto.

FORMATO 9 ANALISIS DE SENSIBILIDAD PRELIMINAR

1. Variables Críticas Alternativa 1 A) Número de Abonados B) Consumos de Energía C) Inversión del Proyecto D) Costos de compra / generación de energía E) Precio de venta de energía F) Costos de operación y mantenimiento G) Beneficios Sociales por Iluminación H) Beneficios Sociales por Comunicación I) Voluntad de pago 2. Simulaciones de las variables críticas, señaladas en el punto anterior. ALTERNATIVA 1 A) Número de Abonados Variaciones porcentuales en la variable 1 20% 0% -20% -40%




Índice de Elasticidad VAN a precios privados VAN a precios sociales -112.59 18.09

B) Consumos de energía Variaciones porcentuales en la variable 2 20% 0% -20% -40%





C) Inversión del Proyecto Variaciones porcentuales en la variable 3 10% 0% -10% -20%




Índice de Elasticidad VAN a precios privados VAN a precios sociales -216.34 -8.68

D) Cuota Mensual por abonado Variaciones porcentuales en la variable 4 15% 0% -15% -30%

VAN a precios privados (soles) -644,825 -38,878 -923,859 -1,063,375




E) Costos de operación y mantenimiento Variaciones porcentuales VAN a precios en la variable 5 privados (soles) 20% -838,860 0% -38,878 -20% -729,824 -40% -675,306



Índice de Elasticidad VAN a precios privados VAN a precios sociales -102.88 -3.02

F) Voluntad de pago. Variaciones porcentuales en la variable 6 20% 0% -20% -40%





G) Beneficios Sociales por Iluminación Variaciones porcentuales en la variable 5 20% 0% -10% -20%





H) Beneficios Sociales por Comunicación VAN a precios Variaciones porcentuales en la variable 6 privados (soles) 20% -784,342 0% -38,878 -10% -784,342 -20% -784,342

VAN a precios sociales (soles) 215,796 64,450 39,638 -19,082



79.15 31.22

95.87 47.94

167.15 71.28

151.75 87.84

88.86 40.93

95.87 47.94

191.75 95.87

191.75 95.87

12.83 14.15

-2.63 -1.32

-19.20 -16.57

-3.51 -1.75

-8.28 -6.96

-2.63 -1.32

14.24 16.87

3.85 6.48

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO RESUMEN DE ENCUESTAS OBTENIDAS EN CAMPO - CAPACIDAD DE PAGO ANEXO 17

Nº

LOCALIDAD

1

OTORONGO

COSTO POR ILUMINACION (MENSUAL S/.)

COSTO RADIO Y TV (MENSUAL S/.)

50.00

70.00

40.00

70.00

REFRIGERACIÓN (MENSUAL S/.)

OTROS USOS (MENSUALS/.)

NOMBRE DEL ENTREVISTADO

ROBERTO ALMONACID SANCHEZ ESPIRITU ALMONACID ARROYO

RESUMEN DEL VALOR REFERENCIAL SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMICILIARIOS

PROYECTO

:

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTA PICHANAKI, PERENE Y RIO TAMBO DE LA REGIÓN JUNÍ

DEPARTAMENTO

:

JUNIN

PROVINCIA

:

HUANCAYO

DISTRITOS

:

SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA Mayo,2013 TOTAL US$

ITEM

DESCRIPCION

A B B1 C

SUMINISTROS DE MATERIALES MONTAJE ELECTROMECANICO ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS DE MONTAJE TRANSPORTE DE MATERIALES

20,776.38 2,736.60 2,953.67 695.68

D

COSTO DIRECTO ( C.D. )

27,162.33

E F


3,259.48 2,172.99

G


32,594.80

H

IGV

6,193.01

I


38,787.81

ITEM A

A.1 A.2 A.3 A.4

DESCRIPCION SUMINISTROS DE MATERIALES PANEL FOTOVOLTAICO BATERÍA TABLERO DE DISTRIBUCIÓN CONEXIONES DE INTERIORES

Total= Porcentaje (%)= ITEM B

DESCRIPCION MONTAJE ELECTROMENCANICO

TOTAL US$

8,402.33 6,609.27 2,109.66 3,655.12 20,776.38 TOTAL US$

2,736.60

Porcentaje (%)= ITEM

DESCRIPCION

B1

ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS DE MONTAJE Estudio de Ingeniería Definitiva Monitoreo Ambiental del Proyecto por Especialistas Ambientales Programa de Talleres de Capacitación

B1.1 B1.2 B1.3

Total= ITEM C

DESCRIPCION TRANSPORTE DE MATERIALES

TOTAL US$

2,563.95 0.00 389.72 2,953.67 TOTAL US$

695.68

1

DECRETO SUPREMO N° 074-2001-PCM REGLAMENTO DE ESTANDARES NACIONALES DE CALIDAD AMBIENTAL DEL AIRE EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA CONSIDERANDO: Que, el Artículo 2° inciso 22) de la Constitución Política del Perú establece que es deber primordial del Estado garantizar el derecho de toda persona a gozar de un ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de su vida; Que, el Artículo 67° de la Constitución Política del Perú señala que el Estado determina la política nacional del ambiente y promueve el uso sostenible de los recursos naturales; Que la Ley N° 26821, Ley Orgánica para el Aprovechamiento Sostenible de los Recursos Naturales, establece la responsabilidad del Estado de promover el aprovechamiento sostenible de la atmósfera y su manejo racional, teniendo en cuenta su capacidad de renovación; Que, el Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales, en su Título Preliminar, Artículo 1° establece que es obligación de todos la conservación del ambiente y consagra la obligación del Estado de prevenir y controlar cualquier proceso de deterioro o depredación de los recursos naturales que puedan interferir con el normal desarrollo de toda forma de vida y de la sociedad; Que, siendo los Estándares de Calidad Ambiental del Aire, un instrumento de gestión ambiental prioritario para prevenir y planificar el control de la contaminación del aire sobre la base de una estrategia destinada a proteger la salud, mejorar la competitividad del país y promover el desarrollo sostenible, Que, de conformidad con el Reglamento Nacional para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles, Decreto Supremo N° 044-98-PCM, se aprobó el Programa Anual 1999, para Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles, conformándose el Grupo de Estudio Técnico Ambiental “Estándares de Calidad del Aire” - GESTA AIRE, con la participación de 20 instituciones públicas y privadas que ha cumplido con proponer los Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire bajo la coordinación del Consejo Nacional del Ambiente; Que, con fecha 8 de diciembre de 1999, fue publicada en El Peruano la Resolución Presidencial N° 078-99-CONAM-PCD, conteniendo la propuesta de Estándares nacionales de calidad ambiental del aire acompañada de la justificación correspondiente, habiéndose recibido observaciones y sugerencias

2

las que se han incorporado dentro del proyecto definitivo, el que fue remitido a la Presidencia de Consejo de Ministros; Que, el presente Reglamento ha sido consultado con el sector privado y la sociedad civil por más de dos años, desde su formulación técnica hasta su aprobación político-institucional con el objeto de lograr el consenso de los sectores empresariales pesqueros, mineros e industriales, incluyendo a las organizaciones no gubernamentales especializadas en medio ambiente, así como las instituciones públicas vinculadas a la calidad del aire, lográndose así el equilibrio entre los objetivos de protección de la salud como el de tener reglas claras para la inversión privada en el mediano y largo plazo; Que, la Comisión Ambiental Transectorial ha analizado a profundidad el contenido del presente reglamento en sus aspectos técnico-ambientales, competencias institucionales y estrategia de aplicación, habiendo aprobado por consenso su contenido y recomienda que el Consejo de Ministros apruebe la presente norma; De conformidad con lo dispuesto en el inciso 8) del Artículo 118° de la Constitución Política del Perú y el inciso 2) del Artículo 3° Decreto Legislativo N° 560, Ley del Poder Ejecutivo; y, Con el voto aprobatorio del Consejo de Ministros; SE DECRETA: Artículo 1°.- Apruébese el "Reglamento de estándares nacionales de calidad ambiental del aire” el cual consta de 5 títulos, 28 artículos, nueve disposiciones complementarias, tres disposiciones transitorias y 5 anexos, los cuales forman parte del presente Decreto Supremo. Artículo 2°.- Quedan derogadas todas las normas que se opongan al presente Decreto Supremo. Artículo 3°.- El presente Decreto Supremo será refrendado por el Presidente del Consejo de Ministros. Dado en la Casa de Gobierno en Lima, a los veintidós días del mes de junio del año dos mil uno. VALENTIN PANIAGUA CORAZAO Presidente Constitucional de La Republica JUAN INCHAUSTEGUI VARGAS Ministro de Industria, Turismo, Integración y Negociaciones Comerciales Internacionales Encargado de la Presidencia del Consejo De Ministros

3

REGLAMENTO DE ESTÁNDARES NACIONALES DE CALIDAD AMBIENTAL DEL AIRE TITULO I Objetivo, Principios y Definiciones Artículo 1.- Objetivo.- Para proteger la salud, la presente norma establece los estándares nacionales de calidad ambiental del aire y los lineamientos de estrategia para alcanzarlos progresivamente. Artículo 2.- Principios.- Con el propósito de promover que las políticas públicas e inversiones públicas y privadas contribuyan al mejoramiento de la calidad del aire se tomarán en cuenta las disposiciones del Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales, así como los siguientes principios generales: a) La protección de la calidad del aire es obligación de todos b) Las medidas de mejoramiento de la calidad del aire se basan en análisis costo - beneficio c) La información y educación a la población respecto de las prácticas que mejoran o deterioran la calidad del aire serán constantes, confiables y oportunas. Artículo 3.considera:

Definiciones.- Para los efectos de la presente norma se

a) Análisis costo – beneficio.- Estudio que establece los beneficios y costos de la implementación de las medidas que integrarían los Planes de Acción. Dicho estudio considerará los aspectos de salud, socioeconómicos y ambientales. b) Contaminante del aire.- Sustancia o elemento que en determinados niveles de concentración en el aire genera riesgos a la salud y al bienestar humanos. c) Estándares de Calidad del Aire.- Aquellos que consideran los niveles de concentración máxima de contaminantes del aire que en su condición de cuerpo receptor es recomendable no exceder para evitar riesgo a la salud humana, los que deberán alcanzarse a través de mecanismos y plazos detallados en la presente norma. Como estos Estándares protegen la salud, son considerados estándares primarios. d) Forma del Estándar.- Descripción de la manera como se formulan los valores medidos mediante la metodología de monitoreo aprobada durante los períodos de medición establecidos. e) Gesta Zonal de Aire.- Grupo de Estudio Técnico Ambiental de la Calidad del Aire encargado de formular y evaluar los planes de acción para el mejoramiento de la calidad del aire en una Zona de Atención Prioritaria

4

f) Valores Referenciales.- Nivel de concentración de un contaminante del aire que debe ser monitoreado obligatoriamente, para el establecimiento de los estándares nacionales de calidad ambiental del aire. Los contaminantes con valores referenciales podrán ser incorporados al Anexo 1 antes del plazo establecido en el artículo 22° del presente reglamento, debiendo cumplirse con el procedimiento establecido en el Decreto Supremo N° 044-98-PCM. g) Valores de Tránsito.- Niveles de concentración de contaminantes en el aire establecidos temporalmente como parte del proceso progresivo de implementación de los estándares de calidad del aire. Se aplicarán a las ciudades o zonas que luego de realizado el monitoreo previsto en el Artículo 12 de este reglamento, presenten valores mayores a los contenidos en el Anexo 2. h) Zonas de Atención Prioritaria.- Son aquellas que cuenten con centros poblados o poblaciones mayores a 250,000 habitantes o una densidad poblacional por hectárea que justifiquen su atención prioritaria o con presencia de actividades socioeconómicas con influencia significativa sobre la calidad del aire. TITULO II De los Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire Capítulo 1 Estándares Primarios de Calidad del Aire Artículo 4.- Estándares Primarios de Calidad del Aire.- Los estándares primarios de calidad del aire consideran los niveles de concentración máxima de los siguientes contaminantes del aire: a) Dióxido de Azufre (SO2) b) Material Particulado con diámetro menor o igual a 10 micrómetros (PM-10) c) Monóxido de Carbono (CO) d) Dióxido de Nitrógeno (N02) e) Ozono (03) f) Plomo (Pb) g) Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Deberá realizarse el monitoreo periódico del Material Particulado con diámetro menor o igual a 2.5 micrómetros (PM-2.5) con el objeto de establecer su correlación con el PM10. Asimismo, deberán realizarse estudios semestrales de especiación del PM10 para determinar su composición química, enfocando el estudio en partículas de carbono, nitratos, sulfatos y metales pesados. Para tal efecto se considerarán las variaciones estacionales. Al menos cada dos años se realizará una evaluación de las redes de monitoreo.

5

Artículo 5.- Determinación de estándares.Los estándares nacionales de calidad ambiental del aire son los establecidos por el Anexo 1 del presente Reglamento. El valor del estándar nacional de calidad de aire para plomo (promedio anual), así como para sulfuro de hidrógeno ( 24 horas) serán establecidos en el período de 15 meses de publicada la presente norma, en base a estudios epidemiológicos y monitoreos continuos, conforme a los términos de referencia propuestos por el GESTA y aprobados por la Comisión Ambiental Transectorial, de acuerdo a lo establecido por el D.S. 044-98-PCM. Artículo 6.- Instrumentos y Medidas.- Sin perjuicio de los instrumentos de gestión ambiental establecidos por las autoridades con competencias ambientales para alcanzar los estándares primarios de calidad del aire, se aplicarán los siguientes instrumentos y medidas: a) Límites Máximos Permisibles de emisiones gaseosas y material particulado b) Planes de acción de mejoramiento de la calidad del aire c) El uso del régimen tributario y otros instrumentos económicos, para promocionar el desarrollo sostenible d) Monitoreo de la calidad del aire e) Evaluación de Impacto Ambiental. Estos instrumentos y medidas, una vez aprobados son legalmente exigibles. Artículo 7.- Plazos.- Los planes de acción de mejoramiento de la calidad del aire considerando la situación de salud, ambiental y socio-económica de cada zona, podrán definir en plazos distintos la manera de alcanzar gradualmente los estándares primarios de calidad del aire, salvo lo establecido en la sétima disposición complementaria de la presente norma. Artículo 8.- Exigibilidad.- Los estándares nacionales de calidad ambiental del aire son referencia obligatoria en el diseño y aplicación de las políticas ambientales y de las políticas, planes y programas públicos en general. Las autoridades competentes deben aplicar las medidas contenidas en la legislación vigente, considerando los instrumentos señalados en el artículo 6º del presente reglamento, con el fin de que se alcancen o se mantengan los Estándares Nacionales de Calidad de Aire, bajo responsabilidad. El CONAM velará por la efectiva aplicación de estas disposiciones. Ninguna autoridad judicial o administrativa podrá hacer uso de los estándares nacionales de calidad ambiental del aire, con el objeto de sancionar bajo forma alguna a personas jurídicas o naturales.

6

TITULO III Del Proceso de Aplicación de los Estándares Nacionales de Calidad del Aire Capítulo 1 Planes de Acción para el Mejoramiento de la Calidad del Aire Artículo 9.- Planes de Acción.- Los planes de acción para el mejoramiento de la calidad del aire tienen por objeto establecer la estrategia, las políticas y medidas necesarias para que una zona de atención prioritaria alcance los estándares primarios de calidad del aire en un plazo determinado. Para tal efecto el plan deberá tomar en cuenta el desarrollo de nuevas actividades de manera conjunta con las actividades en curso. Artículo 10.- Lineamientos Generales.- Los planes de acción se elaborarán sobre la base de los principios establecidos en el artículo 2°, los resultados de los estudios de diagnóstico de línea de base, así como los siguientes lineamientos generales: a) Mejora continua de la calidad de los combustibles b) Promoción de la mejor tecnología disponible para una industria y vehículos limpios c) Racionalización del transporte, incluyendo la promoción de transporte alternativo d) Planificación urbana y rural e) Promoción de compromisos voluntarios para la reducción de contaminantes del aire f) Desarrollo del entorno ecológico y áreas verdes g) Disposición y gestión adecuada de los residuos. Artículo 11.- Diagnóstico de Línea Base.- El diagnóstico de línea base tiene por objeto evaluar de manera integral la calidad del aire en una zona y sus impactos sobre la salud y el ambiente. Este diagnóstico servirá para la toma de decisiones correspondientes a la elaboración de los Planes de Acción y de manejo de la calidad del aire. Los diagnósticos de línea de base serán elaborados por el Ministerio de Salud, a través de la Dirección General de Salud Ambiental - DIGESA, en coordinación con otras entidades públicas sectoriales, regionales y locales así como las entidades privadas correspondientes, sobre la base de los siguientes estudios, que serán elaborados de conformidad con lo dispuesto en artículos 12, 13 , 14 y 15 de esta norma: a) a) Monitoreo b) b) Inventario de emisiones c) c) Estudios epidemiológicos Artículo 12.- Del monitoreo.El monitoreo de la calidad del aire y la evaluación de los resultados en el ámbito nacional es una actividad de carácter permanente, a cargo del Ministerio de Salud a través de la Dirección General de Salud Ambiental

7

(DIGESA), quien podrá encargar a instituciones públicas o privadas dichas labores. Los resultados del monitoreo de la calidad del aire forman parte del Diagnóstico de Línea Base, y deberán estar a disposición del público. Adicionalmente a los contaminantes del aire indicados en el artículo 4, con el propósito de recoger información para elaborar los estándares de calidad de aire correspondientes, se realizarán mediciones y monitoreos respecto al material particulado con diámetro menor o igual a 2.5 micrómetros (PM-2.5) Para tal fin se considerarán los valores de referencia mencionados en el Anexo 3 de la presente norma. Artículo 13.- Del inventario de emisiones.- El inventario de emisiones es responsabilidad del Ministerio de Salud a través de la Dirección General de Salud Ambiental (DIGESA), el que se realizará en coordinación con las autoridades sectoriales, regionales y locales correspondientes. El inventario podrá encargarse a una institución pública o privada especializada. Artículo 14.- De los estudios epidemiológicos.- Los estudios epidemiológicos serán realizados por el Ministerio de Salud, quien podrá encargar a terceros, debidamente calificados, la realización de dichos estudios debiendo supervisarlos permanentemente. Articulo 15.- Programas de Vigilancia Epidemiológica y Ambiental.Complementariamente a lo señalado en los artículos 11 al 14 del presente Reglamento, la DIGESA establecerá, en aquellas zonas donde la diferencia entre los estándares nacionales de calidad ambiental del aire y los valores encontrados así lo justifique, programas de vigilancia epidemiológica y ambiental, a fin de evitar riesgos a la población, contando para ello con la participación de las entidades públicas y privadas correspondientes. Artículo 16.- Del proceso de elaboración de los planes de acción.- La elaboración de los planes de acción de mejoramiento de la calidad del aire se basará en los resultados del estudio de Diagnóstico de Línea de Base y se sujetará al siguiente proceso: a) elaboración de una estrategia preliminar de reducción de emisiones, prevención del deterioro de la calidad del aire y protección de población vulnerable b) análisis costo-beneficio de la estrategia y de los instrumentos de gestión necesarios para su aplicación c) diálogo político para exponer resultados del diagnóstico y medidas posibles d) propuesta de plan de acción y consulta pública e) aprobación del plan de acción Artículo 17.- Aprobación de los planes de acción.- Los planes de acción de mejoramiento de la calidad del aire serán aprobados por el Consejo Nacional del Ambiente a propuesta del GESTA Zonal de Aire respectivo. Los GESTA Zonales de Aire privilegian el consenso como mecanismo para elaborar la propuesta del plan de acción. Los planes serán aprobados según las

8

directrices que al efecto dictará el CONAM. Dichas directrices serán publicadas dentro del plazo de 90 días de aprobada la presente norma. Artículo 18 .- Plazo de cumplimiento El Plan de Acción de Mejoramiento de la Calidad del Aire considerará expresamente el plazo que la zona requerirá para alcanzar los estándares primarios de calidad del aire contenidos en el Anexo 1, o de ser el caso los valores contenidos en el Anexo 2, así como las acciones y estrategias que permitan cumplir con dicho plazo. Artículo 19.- Plazos para la aprobación de los planes de acción.- El Plan de acción deberá aprobarse en un plazo no mayor de 30 meses de instalado el GESTA Zonal de Aire correspondiente. El Plan podrá seguir el cronograma de preparación contenido en el Anexo 5 del presente Reglamento. Capítulo 2 De las Zonas de Atención Prioritaria Artículo 20.- Zonas de Atención Prioritaria.- Son Zonas de Atención Prioritaria aquellas que por su concentración o densidad poblacional o por sus características particulares, como la concentración o desarrollo intensivo de actividades socioeconómicas, presentan impactos negativos sobre la calidad del aire. Adicionalmente a las señaladas en el anexo 4, el Consejo Directivo del CONAM podrá determinar, por propia iniciativa o a solicitud de autoridades sectoriales, regionales o locales, la calificación de nuevas Zonas de Atención Prioritaria. En toda Zona de Atención Prioritaria se establecerá un Gesta Zonal de Aire encargado de la elaboración del Plan de Acción para el mejoramiento de la Calidad del Aire, sin perjuicio de las medidas y los otros instrumentos de gestión ambiental que puedan aplicarse en las otras zonas del país no declaradas como de atención prioritaria. Artículo 21.- Ámbito del plan de acción en Zonas ambientales de atención prioritaria.- Los planes de acción que se elaboren para el mejoramiento de la calidad del aire en las zonas señaladas en el artículo anterior, definirán el ámbito geográfico de la cuenca atmosférica y, por tanto, su ámbito de aplicación. Capítulo 3 Revisión de los Estándares Nacionales de Calidad del Aire Artículo 22°.- La revisión de los estándares nacionales de calidad ambiental del aire se realizará de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 6 y Primera Disposición Complementaria del Decreto Supremo N° 044-98-PCM.

9

TÍTULO IV De los Estados de Alerta Artículo 23°.- Estados de alerta.- La declaración de los estados de alerta tiene por objeto activar en forma inmediata un conjunto de medidas destinadas a prevenir el riesgo a la salud y evitar la exposición excesiva de la población a los contaminantes del aire que pudieran generar daños a la salud humana. El Ministerio de Salud es la autoridad competente para declarar los estados de alerta, cuando se exceda o se pronostique exceder severamente la concentración de contaminantes del aire, así como para establecer y verificar el cumplimiento de las medidas inmediatas que deberán aplicarse, de conformidad con la legislación vigente y el inciso c) del Art. 25 del presente reglamento. Producido un estado de alerta, se hará de conocimiento público y se activarán las medidas previstas con el propósito de disminuir el riesgo a la salud. El Ministerio de Salud propone a la Presidencia del Consejo de Ministros los Niveles de Estado de Alerta Nacionales, los que serán aprobados mediante Decreto Supremo. TITULO V De las Competencias Administrativas Artículo 24.- Del Consejo Nacional del Ambiente.- El CONAM sin perjuicio de las funciones legalmente asignadas, tiene a su cargo las siguientes: a) Promover y supervisar el cumplimiento de políticas ambientales sectoriales orientadas a alcanzar y mantener los estándares primarios de calidad del aire, coordinando para tal fin, con los sectores competentes la fijación, revisión y adecuación de los Límites Máximos Permisibles; b) Promover y aprobar los GESTAS Zonales de Aire, así como supervisar su funcionamiento; c) Aprobar las directrices para la elaboración de los planes de acción de mejoramiento de la calidad del aire; d) Aprobar los planes de acción y las medidas de alerta a través de las Comisiones Ambientales Regionales. Para ello, deberán considerar las consultas locales necesarias que se realizarán en coordinación con la Municipalidad Provincial respectiva; e) Supervisar la ejecución de los planes mencionados en el inciso anterior. Artículo 25.- Del Ministerio de Salud.- El Ministerio de Salud sin perjuicio de las funciones legalmente asignadas, tiene las siguientes: a) elaborar los estudios de diagnóstico de línea de base b) proponer los niveles de estado de alerta nacionales a que se refiere el artículo 23 del presente reglamento c) declarar los estados de alerta a que se refiere el artículo 23 del presente reglamento d) establecer o validar criterios y metodologías para la realización de las actividades contenidas en el artículo 11 del presente reglamento.

10

Articulo 26.- Del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología. El SENAMHI generará y suministrará los informes meteorológicos necesarios para la elaboración de los diagnósticos de línea de base que se requieran en aplicación de la presente norma. Artículo 27.- De las funciones del GESTA Zonal de Aire.- A efectos de la presente norma, son funciones del GESTA Zonal de Aire, las cuales se ejecutarán buscándose el consenso: a) Supervisar los diagnósticos de línea base; b) Formular los planes de acción para el mejoramiento de la calidad del aire y someterlo a la aprobación del CONAM, y c) Proponer las medidas inmediatas que deban realizarse en los estados de alerta, considerando los lineamientos que al respecto dicte el CONAM. Artículo 28. - Composición del GESTA Zonal de Aire.- El Consejo Directivo del CONAM, a propuesta de las Municipalidades Provinciales de la cuenca atmosférica correspondiente, designará a las instituciones integrantes del GESTA Zonal de Aire. Para garantizar el funcionamiento eficiente del GESTA Zonal del Aire este se constituirá con no menos de 11 ni más de 20 representantes de las instituciones señaladas a continuación: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k)

Consejo Nacional del Ambiente Ministerio de Salud Cada Municipalidad Provincial involucrada Organizaciones no gubernamentales Organizaciones sociales de base Comunidad universitaria Sector empresarial privado por cada actividad económica Ministerio de Educación Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología (SENAMHI) Sector público por cada actividad económica Consejo Regional respectivo del Colegio Médico del Perú

Cada Gesta Zonal del Aire tendrá un Presidente, cuyo rol será el de convocar a las sesiones y presidirlas, y una Secretaría Técnica que tendrá la función de facilitar y sistematizar las propuestas del GESTA. Actuará como Presidente en forma rotativa aquel representante elegido entre los miembros del GESTA Zonal del Aire. La Secretaría Técnica será ejercida por un representante del CONAM. En calidad de observadores o asesores podrán participar los especialistas que el GESTA Zonal de Aire juzgue conveniente.

11

En caso no exista en la zona un representante regional de alguna de las instituciones antes señaladas, la sede central de la misma deberá nominar a un representante antes de la fecha designada para la primera reunión del GESTA. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS PRIMERA.Para el caso de Lima-Callao, el Comité de Gestión de la Iniciativa del Aire Limpio creado por R.S. N° 768-98-PCM, asumirá las funciones que en la presente norma se otorga al GESTA Zonal de Aire. SEGUNDA.- Las autoridades ambientales sectoriales propondrán los Límites Máximos Permisibles, o la propuesta de adecuación de los Límites Máximos Permisibles existentes, para alcanzar los Estándares Nacionales de Calidad de Aire; los que se aprobarán en concordancia con lo previsto en el D.S. N° 04498-PCM, Reglamento Nacional para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles. Las actividades existentes a la fecha de entrada en vigencia de los Límites Máximos Permisibles se adecuarán a los mismos, de acuerdo con lo previsto por el D.S. N° 044-98-PCM, Reglamento Nacional para la Aprobación de Estándares de Calidad Ambiental y Límites Máximos Permisibles. TERCERA.- La elaboración e implementación de los planes para el mejoramiento de la Calidad del Aire, así como la aplicación de los nuevos Límites Máximos Permisibles deben respetar los compromisos y responsabilidades vigentes asumidos por las diferentes autoridades ambientales sectoriales y las empresas, ya sea mediante los Contratos de Estabilidad Ambiental, Programas de Adecuación Ambiental (PAMAs), Evaluaciones de Impacto Ambiental, u otros instrumentos de gestión ambiental, según corresponda. CUARTA.- El Ministerio de Educación coordinará y ejecutará acciones en materia de educación ambiental con el CONAM y con la Dirección General de Salud Ambiental, que resulten en mejoras de la calidad del aire, sin perjuicio de las iniciativas que cualquier institución pública o privada pueda desarrollar sobre esta materia. QUINTA.- Las ciudades o zonas que luego de realizado el monitoreo previsto en el artículo 12° del presente reglamento, presenten valores por debajo de los contenidos en el Anexo 1, establecerán en sus Planes de Acción, medidas destinadas que no excedan los valores contenidos en dicho Anexo. SEXTA.- Las ciudades o zonas que luego de realizado el monitoreo previsto en el artículo 12° del presente reglamento, presenten valores por encima de los contenidos en el Anexo 1 y debajo de los valores establecidos en el Anexo 2, establecerán en sus Planes de Acción medidas destinadas a no exceder los valores establecidos en el Anexo 1 en el plazo definido por el GESTA zonal.

12

SETIMA.- Las ciudades o zonas que luego de realizado el monitoreo previsto en el artículo 12° del presente reglamento, presenten valores por encima de los establecidos en el Anexo 2, establecerán en sus Planes de Acción medidas destinadas a no exceder los valores establecidos en el Anexo 2 en un plazo no mayor de 5 años de aprobado el Plan de Acción, y alcanzarán los valores contenidos en el Anexo 1 en los plazos definidos por el GESTA Zonal. OCTAVA.Una vez publicado el estándar nacional de calidad ambiental del aire para el sulfuro de hidrógeno, el Ministerio de Pesquería propondrá los límites máximos permisibles para dicho contaminante, de acuerdo con lo previsto en el Reglamento para la aprobación de ECAs y LMPs según lo dispuesto por el Decreto Supremo 044-98-PCM. Para tal efecto, y a partir de la publicación del presente reglamento, los titulares de las actividades que puedan ser fuentes generadoras de este contaminante deberán iniciar la medición de sus emisiones de sulfuro de hidrógeno a fin de generar la información necesaria para formular los valores de los límites máximos permisibles correspondientes. Dicha información será sistematizada por el Sector Pesquería. NOVENA.Las autoridades competentes deben tomar las medidas necesarias para asegurar la obtención de los recursos que garanticen la ejecución de las actividades, planes y programas previstos por el presente Reglamento. DISPOSICIONES TRANSITORIAS PRIMERA.- En tanto el Ministerio de Salud no emita las directivas y normas que regulen el monitoreo, se utilizará la versión que oficialice el CONAM en idioma castellano de las directrices vigentes de “Garantía de la Calidad para los Sistemas de Medición de la Contaminación del Aire” publicadas por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de los Estados Unidos de Norteamérica. Asimismo, para el Sulfuro de Hidrógeno se utilizarán las directrices del Consejo de Recursos de Aire del Estado de California - Estados Unidos de Norteamérica. SEGUNDA.- El valor del estándar nacional de calidad ambiental del aire de dióxido de azufre (24 horas) y plomo (promedio mensual) establecidos en la presente norma serán revisados, en el período que se requiera, de detectarse que tienen un impacto negativo sobre la salud en base a estudios y evaluaciones continuas TERCERA.- El CONAM dictará las normas de creación de los GESTA Zonal de Aire para las zonas incluidas en el Anexo 4 en un plazo no mayor de 90 días de publicado el presente reglamento.

13

Anexo 1- Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire

(Todos los valores son concentraciones en microgramos por metro cúbico. NE significa no exceder)

CONTAMINANTES

PERIODO Anual

Dióxido de Azufre 24 horas Anual PM-10 24 horas 8 horas Monóxido de Carbono

Dióxido de Nitrógeno

1 hora Anual 1 hora

Ozono

8 horas

FORMA DEL ESTANDAR VALOR FORMATO 80 Media aritmética anual NE más de 1 vez al 365 año Media aritmética 50 anual NE más de 3 150 veces/año 10000 Promedio móvil NE más de 1 30000 vez/año Promedio aritmético 100 anual NE más de 24 200 veces/año NE más de 24 120 veces/año

Anual 2[2] Plomo Sulfuro de Hidrógeno

1[1] 2[2]

Mensual

1.5

NE más de 4 veces/año

24 horas 2

O método equivalente aprobado A determinarse según lo establecido en el Artículo 5 del presente reglamento

METODO DE ANALISIS1[1] Fluorescencia UV (método automático) Separación inercial/ filtración (Gravimetría) Infrarrojo no dispersivo (NDIR) (Método automático) Quimiluminiscencia (Método automático) Fotometría UV (Método automático) Método para PM10 (Espectrofotometría de absorción atómica) Fluorescencia UV (método automático)

14

Anexo 2 Valores de tránsito CONTAMINANTE

PERIODO

Dióxido de Azufre

Anual

PM-10

Anual 24 horas

Dióxido de Nitrógeno

1 hora

Ozono

8 horas

FORMA DEL ESTÁNDAR VALOR FORMATO Media 100 aritmética anual Media aritmética 80 anual NE más de 3 200 veces/año NE más de 24 250 veces/año NE más de 24 160 veces/año

METODO DE ANÁLISIS Fluorescencia UV (método automático) Separación inercial/ filtración (Gravimetría) Quimiluminiscencia (Método automático) Fotometría UV (Método automático)

Anexo 3 Valores Referenciales CONTAMINANTE

PERIODO

PM-2.5

Anual

FORMA DEL ESTÁNDAR VALOR 15

24 horas

65

Anexo 4 Zonas de Atención Prioritaria 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.

Arequipa Chiclayo Chimbote Cusco Huancayo Ilo Iquitos La Oroya Lima-Callao Pisco Piura Trujillo Pasco

METODO DE ANÁLISIS Separación inercial/ filtración (gravimetría)

15

Anexo 5 Cronograma de preparación de Planes de Acción 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29.

Conformar Gestas Zonales de aire en cada zona de atención prioritaria: Términos de referencia para la capacitación en el uso del equipo de monitoreo del aire, estudios epidemiológicos y la elaboración de inventarios de emisiones: Selección de los contratistas para el monitoreo, capacitación en equipos e inventarios: Empezar identificando las áreas potenciales para desarrollar las estrategias de control: Selección de entidad para estudios epidemiológicos: Llevar a cabo la capacitación en equipos e inventarios de emisiones: Participar en capacitación para la elaboración de inventarios de emisiones: Contribuir a establecer la red local de monitoreo del aire: Supervisar el trabajo de elaboración del inventario de emisiones en el área: Monitoreo de la operatividad de las redes, en todas las áreas: Seleccionar las categorías prioritarias para las medidas de control: Inicio de los estudios epidemiológicos y de los inventarios de emisiones, en todas las áreas: Términos de referencia para el análisis costo-beneficio: Selección entidad especializada para el análisis costo-beneficio: Revisar los resultados de los inventarios de emisiones y los datos de la calidad del aire: Finalización de los inventarios de emisiones: Datos preliminares sobre la calidad del aire: Inicio del estudio costo-beneficio: Aplicar los datos locales a las estrategias potenciales para determinar la efectividad en la reducción de las emisiones: Términos de referencia para la elaboración del modelo de dispersión: Selección de entidad especializada para ejecutar el modelo de dispersión: Iniciar la ejecución del modelo de dispersión (dependiente de la identificación de estrategias de los Gestas Zonales de los Planes de Acción): Finalización de toda la recopilación de datos de monitoreo del aire: Probar varias opciones de control con un modelo simple de dispersión de entidad especializada Finalización del estudio costo-beneficio: Aplicar los resultados de los análisis costo-beneficio a las estrategias de control que resulten posibles: Mesa redonda o conversatorio sobre posibles estrategias con las partes interesadas: Finalización del modelo de dispersión: Propuesta preliminar de Plan de Acción (incluyendo las fechas Recomendadas para el logro de los ECA por contaminante)

Meses 1-3 Mes 2 Mes 3 Meses 4-7 Mes 4 Mes 5 Mes 5 Mes 6 Meses 6-14 Mes 7 Meses 7-11 Mes 7 Mes 9 Mes 11 Meses 13-15 Mes 13 Mes 13 Mes 13 Meses 15-19 Mes 15 Mes 17 Mes 19 Mes 19 Meses 19-21 Mes 22 Meses 22-23 Mes 24 Mes 24 Mes 25

16

30. 31. 32. 33. 34.

Taller Público sobre el Plan de Acción propuesto: Revisión de todos los comentarios al plan propuesto y demás aspectos que así lo requieran: Finalización de estudios epidemiológicos: Adopción del Plan de Acción: Revisión y aprobación:

Mes 26 Meses 27-28 Mes 29 Mes 29 Mes 30

El Peruano Lima, jueves 22 de febrero de 2007

Pág. 340171

NORMAS LEGALES

AÑO DEL DEBER CIUDADANO

FUNDADO EN 1825 POR EL LIBERTADOR SIMÓN BOLÍVAR

jueves 22 de febrero de 2007

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD

REGLAMENTO TÉCNICO ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y PROCEDIMIENTOS DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Y SUS COMPONENTES PARA ELECTRIFICACIÓN RURAL

Enero, 2007

NORMAS LEGALES SEPARATA ESPECIAL

Pág. 340172

NORMAS LEGALES


RESOLUCIÓN DIRECTORAL Nº 003-2007-EM/DGE Lima, 12 de febrero de 2007 CONSIDERANDO: Que, en el Artículo 1º de la Ley 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales Aisladas y de Frontera del País, publicada el 16 de junio de 2005, establece que dicha Ley tiene por objeto promover el uso de las energías renovables no convencionales para fines de electrificación, con el fin de contribuir al desarrollo integral de las zonas rurales, aisladas y de frontera del país, así como mejorar la calidad de vida de la población rural y proteger el medio ambiente; Que, en el Artículo 9º de la Ley N° 28546, establece que los sistemas eléctricos a partir de la energía renovable no convencional deberán contar con normas estándares de diseño y construcción que se adecuen a las zonas rurales aisladas y de frontera del país; Que, en el Artículo 2° de la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural, publicada el 1 de junio de 2006, se declara de necesidad nacional y utilidad pública la electrificación de las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país; Que, la Primera Disposición Final de la Ley N° 28749, establece que se debe dar prioridad al aprovechamiento y desarrollo de los recursos energéticos renovables de origen solar, eólico, geotérmico, hidráulico y biomasa existentes en el territorio nacional, así como su empleo para el desarrollo sostenible en las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del país; Que, en el literal i) del Artículo 37° del Decreto Supremo N° 025-2003, Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Energía y Minas, establece que es función de la Dirección General de Electricidad fomentar el aprovechamiento y desarrollo sostenible de los recursos energéticos renovables y no renovables, el uso racional y eficiente de la energía y el desarrollo de nuevas tecnologías para su utilización en los proyectos de electrificación; Que, es necesario mejorar y ampliar el alcance del Reglamento Técnico “Especificaciones Técnicas y Ensayos de los Componentes de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos hasta 500 Wp”, aprobado mediante Resolución Directoral N° 030-2005-EM/DGE y publicada el 20 de mayo de 2005 en el Diario Oficial “El Peruano”; Que, la Dirección Ejecutiva de Proyectos ha propuesto la sustitución del Reglamento Técnico mencionado anteriormente por el Reglamento Técnico “Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus Componentes”; Que, en aplicación de lo dispuesto en la Resolución Ministerial N° 162-2001-EM/SG, el proyecto de la presente Resolución Directoral fue prepublicado en la página Web del Ministerio de Energía y Minas; De conformidad con lo establecido en el Artículo 37º del Reglamento de Organización y Funciones del Ministerio de Energía y Minas, aprobado por el Decreto Supremo Nº 025-2003-EM; SE RESUELVE: Artículo 1°.- Sustitúyase el Reglamento Técnico Especificaciones Técnicas y Ensayos de los Componentes de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos hasta 500 Wp, por el Reglamento Técnico Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus Componentes para Electrificación Rural, cuyo texto forma parte integrante de la presente Resolución. Artículo 2°.- La presente Resolución deberá ser publicada en el Diario Oficial “El Peruano” y en la página web del Ministerio de Energía y Minas: www.minem.gob.pe. Artículo 3°.- La presente Resolución entrará en vigencia a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial El Peruano. Regístrese, comuníquese y publíquese. JORGE AGUINAGA DÍAZ Director General Dirección General de Electricidad

Pág. 340174


NORMAS LEGALES MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD

REGLAMENTO TÉCNICO

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y PROCEDIMIENTOS DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Y SUS COMPONENTES PARA ELECTRIFICACIÓN RURAL Enero, 2007

ÍNDICE I.-

OBJETIVO

II.-

ALCANCES

3. Características eléctricas 4. Funcionamiento en condiciones operación 5. Protecciones

extremas

de

III.- APLICACIONES G. REQUISITOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO IV.- NORMAS Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA V.-

1. 2. 3. 4.

COMPONENTES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICO

VI.- INFORMACIÓN GENERAL VII.- ESPECIFICACIONES COMPONENTES

TÉCNICAS

DEL

SFV

Y

SUS

Características generales Características físicas Proteccionez Características eléctricas

Características generales Características físicas Características eléctricas Funcionamiento en condiciones operación 5. Protecciones

1. 2. 3. 4.

de

4.2.1. Medición de la corriente de cortocircuito 4.2.1.1. Configuración del ensayo 4.2.1.2. Procedimiento

D. REQUISITOS DEL CONVERTIDOR CC/CC

Características generales Características físicas Características eléctricas Características luminosas Funcionamiento en condiciones funcionamiento 6. Protecciones F. REQUISITOS DEL INVERSOR CC/CA 1. Características generales 2. Características físicas

banco

de

4.2.2. Medición de la tensión de circuito abierto extremas

de

4.2.2.1. Configuración del ensayo 4.2.2.2. Procedimiento

banco

de

4.2.3. Evaluación de la potencia máxima

E. REQUISITOS DE LA LUMINARIA EN CC 1. 2. 3. 4. 5.

4.1.1. Instrumentos de medición 4.1.2. Dispositivos auxiliares 4.1.3. Condiciones generales de medición 4.2. Parámetros eléctricos

1. Características generales 2. Características físicas 3. Características eléctricas


Nomenclatura y definiciones Evaluaciones generales Evaluaciones físicas Evaluaciones eléctricas 4.1. Banco de ensayo

extremas

C. REQUISITOS DE LA BATERÍA

1. 2. 3. 4.

de

A. PROCEDIMIENTOS DE EVALUACIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

B. REQUISITOS DEL CONTROLADOR DE CARGA 1. 2. 3. 4.

extremas

VIII. PROCEDIMIENTOS DE ENSAYO DEL SFV Y SUS COMPONENTES

A. REQUISITOS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO 1. 2. 3. 4.


4.2.3.1. Configuración del ensayo 4.2.3.2. Procedimiento extremas

de

B. PROCEDIMIENTOS DE CONTROLADOR DE CARGA 1. Evaluaciones generales 2. Evaluaciones físicas 3. Evaluaciones eléctricas 3.1. Banco de ensayo

banco

EVALUACIÓN

de

DEL


3.1.1. 3.1.2. 3.1.3. 3.1.4.

Pág. 340175

NORMAS LEGALES

Instrumentos de medición Dispositivos auxiliares Condiciones generales de medición Configuración del banco de ensayo

3.4.1. Banco de ensayo 3.4.1.1. Instrumentos de medición 3.4.1.2. Dispositivos auxiliares 3.4.1.3. Configuración del banco ensayo

3.2. Parámetros eléctricos 3.2.1. Medición de las tensiones de desconexión y reposición de carga del generador fotovoltaico 3.2.2. Medición de las tensiones de desconexión y reposición del consumo 3.2.3. Medición de la profundidad de descarga 3.2.4. Medición de la caída de tensión 3.2.5. Medición del autoconsumo 3.2.6. Evaluaciones de las interferencias 3.3. Evaluación del funcionamiento en condiciones extremas de operación 3.4. Evaluaciones de las protecciones C. PROCEDIMIENTOS DE EVALUACIÓN DE LA BATERÍA 1. Evaluaciones generales 2. Evaluaciones físicas 3. Evaluaciones eléctricas

F. PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DEL INVERSOR CC/CA 1. Evaluaciones generales 2. Evaluaciones físicas 3. Evaluaciones eléctricas 3.1. Banco de ensayo 3.1.1. 3.1.2. 3.1.3. 3.1.4.


3.2.1. Medición de la eficiencia, distorsión armónica total, variación de la frecuencia y tensión de salida CA, tensiones de desconexión y reposición de las cargas y autoconsumo 3.2.2. Evaluación de la compatibilidad de las cargas 3.2.3. Evaluación de la sobrecorriente 3.2.4. Evaluación de las interferencias


3.2. Parámetros eléctricos 3.2.1. Medición de la carga inicial 3.2.2. Medición de la capacidad estabilizada de la batería 3.2.3. Medición de la autodescarga D. PROCEDIMIENTOS DE CONVERTIDOR CC/CC

3.5. Condiciones extremas de funcionamiento 3.6. Interferencia 3.7. Protección

3.2. Parámetros eléctricos

3.1. Banco de ensayo 3.1.1. 3.1.2. 3.1.3. 3.1.4.

de

EVALUACIÓN

4. Evaluaciones de las protecciones 5. Evaluación del funcionamiento condiciones extremas de operación

del

inversor

en

DEL G. PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

1. Evaluaciones generales 2. Evaluaciones físicas 3. Evaluaciones eléctricas

1. Evaluaciones generales 2. Evaluaciones físicas 3. Evaluaciones eléctricas

3.1. Banco de ensayo 3.1. Banco de ensayo 3.1.1. 3.1.2. 3.1.3. 3.1.4.


3.1.1. 3.1.2. 3.1.3. 3.1.4.


3.2. Parámetros eléctricos 4. Evaluación de las protecciones E. PROCEDIMIENTOS DE EVALUACIÓN DE LA LUMINARIA EN CC 1. Evaluaciones generales 2. Evaluaciones físicas 3. Evaluaciones eléctricas

3.2. Evaluación del SFV 3.3. Evaluación de las lámparas incandescentes 3.4. Evaluación del funcionamiento de componentes y accesorios 3.5. Evaluación de interruptores 3.6. Evaluación de cables

los

4. Evaluación de protecciones

3.1. Banco de ensayo

ANEXO INFORME DE EVALUACIÓN FOTOVOLTAICO Y SUS COMPONENTES

3.1.1. Instrumentos de medición 3.1.2. Dispositivos auxiliares 3.1.3. Condiciones generales de medición

FICHA TÉCNICA FOTOVOLTAICO

3.2. Parámetros eléctricos 3.3. Ciclado

DE

EVALUACIÓN

DE

UN

DEL

SISTEMA

MÓDULO

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL CONTROLADOR DE CARGA

3.3.1. Banco de ensayo FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE LA BATERÍA 3.3.1.1. Instrumentos de medición 3.3.1.2. Dispositivos auxiliares 3.3.1.3. Configuración del banco ensayo 3.3.2. Temperatura de las lámparas 3.3.3. Tiempos predeterminados 3.4. Evaluación del flujo luminoso

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL CONVERTIDOR CC/CC de FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE LA LUMINARIA FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL INVERSOR CC/CA FICHA TÉCNICA FOTOVOLTAICO

DE

EVALUACIÓN

DEL

SISTEMA

Pág. 340176


NORMAS LEGALES

REGLAMENTO TÉCNICO ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y PROCEDIMIENTOS DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Y SUS COMPONENTES PARA ELECTRIFICACIÓN RURAL

I.

OBJETIVO

El presente Reglamento establece las especificaciones técnicas y los procedimientos de evaluación que debe cumplir el Sistema Fotovoltaico (SFV) y sus componentes. II.

•

•

Universal Technical Standard for Solar Home Systems. Thermie B SUP 995-96, EC-DGXVII, 1998. Programa Brasileiro de Etiquetagem. Teste operacional de disponibilidade energética de sistemas fotovoltaicos de geração de energia elétrica. 2004. Salazar, Ivo. Procedimentos de qualificação e aceitação de componentes de sistemas fotovoltaicos domiciliares. Programa Interunidades de Pósgraduação em Energia. Universidade de São Paulo. 2004.

V.

COMPONENTES FOTOVOLTAICOS

•

ALCANCES

Las especificaciones técnicas del presente Reglamento Técnico describen las características mínimas que deben cumplir el SFV y sus componentes, así como los procedimientos para verificar el cumplimiento de éstos. Estas evaluaciones pueden ser realizadas por laboratorios nacionales que cuenten con instrumentos de medición de uso común y dispositivos auxiliares de amplio uso (hornos, refrigeradoras, entre otros). APLICACIONES

El presente Reglamento Técnico se refiere al SFV y sus componentes: módulos fotovoltaicos cristalinos, controladores de carga, baterías de plomo-ácido, convertidores CC/CC, luminarias con fluorescente recto o PL e inversores CC/CA. El presente Reglamento Técnico es de uso obligatorio para los Proyectos de Electrificación Rural que se desarrollen en el marco de la Ley 28749, Ley General de Electrificación Rural, y de la Ley 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País. En este sentido, en el presente Reglamento Técnico, se hace mención a las expresiones “Solicitado” y “Especificado” para referirse al valor o rango de valores que se indica en el Reglamento Técnico, términos de referencia, orden de compra, o similar. En general, los SFV son generalmente utilizados para la electrificación de viviendas y servicios comunales (postas médicas, centros comunales, escuelas, entre otros) en zonas rurales; para atender demandas de electricidad en corriente continua - CC (TV en B/N, radios, entre otros) y/o demandas de electricidad en corriente alterna - CA (TV a color, reproductores de video, conservadoras, pequeños motores, computadoras, entre otros). Toda vez que la mayoría de las instalaciones de SFV se ejecuten a 12 VCC, se ha considerado conveniente usar esta tensión como referencia para la elaboración del presente Reglamento Técnico. En el caso que el sistema funcione a una tensión nominal diferente, se debe realizar las adecuaciones correspondientes a las tensiones colocadas en cada caso. IV. NORMAS Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA A continuación se mencionan las principales normas y documentos de referencia que han sido consultados para la elaboración del presente Reglamento. • • • • •

IEC-61215. Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre. Calificación de diseño y aprobación de tipo. IEEE-Standard 1262. Recommended Practices for Qualification of Photovoltaic (PV) modules, April, 1996. IEC 60529. Degrees of protection provided by enclosures (IP-code). DIN 40050. Road vehicles: degrees of protection (IPcode). IEC 60811 “Métodos de ensayo comunes para materiales de aislamiento y cubierta de cables eléctricos”.

LOS

SISTEMAS

Según la configuración, los SFV pueden estar compuestos por los siguientes componentes: •

III.

DE

• • • • • • •

Un generador fotovoltaico compuesto por uno o más módulos fotovoltaicos. Un soporte para el generador fotovoltaico. Un banco de baterías de plomo-ácido compuesto por una o más baterías. Uno o más controladores de carga. Un convertidor CC/CC. Un inversor CC/CA. Luminaria en CC u otras cargas de consumo en CC o CA. Accesorios (cables, interruptores, cajas de conexión, tableros de conexión, caja de baterías, soporte de módulos, entre otros).

VI. INFORMACIÓN GENERAL Las características del SFV y su funcionamiento dependen de las características del medio donde operará, del régimen de consumo eléctrico, entre otros. Por ello, a modo de orientación será importante, en primer lugar, definir las características climáticas y geográficas donde se instalará el sistema y, en segundo lugar, definir la capacidad del sistema y de cada uno de sus componentes. En general, se sugiere que los SFV se destinen a lugares que tengan una climatología y geografía similar, a fin de especificar adecuadamente los SFV, sin necesidad de sobredimensionarlos y por ende obtener una reducción de costos. En el caso que se desconozca el lugar de destino final, debe tomarse en cuenta las condiciones extremas del área donde se intervendrá o en el caso extremo usar las siguientes condiciones generales: • • • • • •

Irradiancia solar mínima mensual anual Irradiancia solar instantánea máxima anual Humedad relativa Rango de temperaturas ambiente Velocidad máxima del viento Altura

: : : : : :

3,5 kWh/m2-día 1 200 W/m2 90 % -10 °C a 45 °C 120 km/h 5 000 m.s.n.m

A fin de poder realizar un control de las características generales del sistema durante la lectura del Reglamento Técnico, se recomienda llenar la ficha que aparece en la Tabla Nº 1. Tabla Nº 1. Características Generales del Sistema Fotovoltaico y del Medio

Descripción Luminarias Carga 2 Carga 3 Carga “n”

Potencia nominal (W)

CARGAS Cantidad Horas de Corriente Observaciones (Unid.) funcionamiento nominal (CC o CA) CC

El Peruano Lima, jueves 22 de febrero de 2007 Descripción Módulo FV Controlador de carga Batería Convertidor CC/CC Inversor CC/CA

Capacidad nominal

Pág. 340177

NORMAS LEGALES SFV Unidad

Cantidad

Tensión nominal

módulo, tensión nominal, potencia máxima en watt pico (Wp) a CEM1, temperatura normal de operación de la célula, tensión máxima en CEM, corriente máxima en CEM, tensión de circuito abierto en CEM, corriente de cortocircuito en CEM.

Observaciones

MEDIO Descripción Irradiancia solar mínima mensual anual (kWh/m2-día) Irradiancia solar máxima anual Temperatura máxima (ºC) Temperatura mínima (ºC) Humedad relativa máxima (%) Altura (msnm)

2.

Características físicas MFV-CF-1.

Tener un mínimo de 33 células fotovoltaicas, si el módulo se instala en localidades de la sierra y 36 células fotovoltaicas, si el módulo se instala en localidades de la costa o amazonía.

MFV-CF-3.

En el caso que el módulo fotovoltaico cuente con un marco, este debe ser de aluminio anodizado y rígido. La fijación del módulo fotovoltaico a su soporte sólo podrá realizarse mediante elementos mecánicos (tornillos, tuercas, arandelas, etc.).

MFV-CF-4.

Verificar que no se presenten en el módulo fotovoltaico los siguientes defectos visibles:

VII. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SFV Y SUS COMPONENTES Las especificaciones referidas al SFV y sus componentes se han agrupado, principalmente, en cinco grupos genéricos: -

Generales, especificaciones relacionadas con las informaciones técnicas que deben acompañar a cada componente.

-

Físicas, especificaciones destinadas a facilitar las actividades de instalación y mantenimiento, así como para garantizar un mínimo de acabado y las características específicas de los materiales usados en la fabricación de los componentes.

-

Eléctricas, especificaciones que procuran garantizar que los SFV y sus componentes funcionen adecuadamente por un tiempo determinado.

-

Funcionamiento en condiciones extremas de operación, especificaciones destinadas a garantizar el funcionamiento de los componentes en eventuales condiciones críticas.

-

Protecciones, especificaciones destinadas a proteger un componente, o más en casos fortuitos.

A.

REQUISITOS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

1.

Características generales

• • • • • • • • • • • •

3.

MFV-CG-1. Debe estar certificado de acuerdo a la norma internacional IEC-61215 “Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre. Calificación del diseño y aprobación de tipo”, IEEE-1262 “Recommended Practice for Qualification of Photovoltaic (PV) Modules” o equivalente. MFV-CG-2. Debe tener un certificado de garantía del fabricante sobre la potencia pico del módulo fotovoltaico. Debe indicarse en el certificado la marca, modelo y potencia pico del módulo y el tiempo de garantía.

4.

MFV-CG-3. Debe estar acompañado, como mínimo, por su cartilla de especificaciones técnicas, de uso, por las Curvas Corriente vs Tensión para 500, 600, 700, 800, 900 y 1000 W/m2 de irradiancia solar, para temperaturas ambiente de 40 ºC, 30 ºC y 20 ºC, y velocidad del viento de 1 m/s y la curva o factor de reducción de capacidad por envejecimiento. MFV-CG-4. Debe estar debidamente etiquetado. La etiqueta debe estar pegada firmemente o impresa sobre la superficie inferior del módulo fotovoltaico. En ella debe constar: la marca, modelo, número de serie, denominación comercial (si tuviera), fecha de fabricación, tipo de

Células rotas o agrietadas. Células desalineadas. Restos notables de la metalización en la cara frontal de las células. Inpurezas en el laminado. Burbujas en el encapsulado. Rotura del vidrio frontal. Rotura de la cinta de conexión. Ilegibilidad o borrado de la etiqueta. Módulo sucio con manchas de silicona o encapsulante. Tedlar dañado o perforado. Caja de conexiones rota o con desprendimiento total o parcial. Intersticios en la unión entre el marco de aluminio anodizado y el módulo fotovoltaico, donde puedan ingresar agua o elementos extraños.

1

Protecciones MFV-P-1.

La caja de conexión debe estar firmemente unida al módulo y contar con dos diodos de “by pass”. Las entradas y salidas de los cables deben estar provistos con prensaestopas para lograr una efectiva hermeticidad. El índice de protección (IP) mínimo, luego de instalados los cables y prensaestopas correspondientes, debe ser IP54.

MFV-P-2.

Los módulos fotovoltaicos deben tener dos diodos de “by pass”.

Características eléctricas MFV-CE-1.

La potencia pico (Wp) del módulo fotovoltaico debe ser declarado en CEM.

MFV-CE-2.

La potencia pico (Wp) del módulo fotovoltaico después de 20 años de operación, no debe ser inferior al 20 % de su potencia inicial.

Condición Estándar de Medición: Irradiancia solar de 1 000 W/m2, temperatura de célula de 25 ºC y masa de aire AM 1,5

Pág. 340178 MFV-CE-3.

La tensión del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico, a una temperatura ambiente igual a la máxima anual del lugar y a una irradiancia de 800 W/m2, VMAX(TMAX) debe estar comprendida en el rango de 14,5 V a 15,0 V.

B.

REQUISITOS DEL CONTROLADOR DE CARGA

1.

Características generales C-CG-1.

C-CG-2.

C-CG-3.

C-CG-4. 2.

Debe estar acompañado por la siguiente documentación: cartilla de especificaciones técnicas (las presentadas en la etiqueta, las tensiones de desconexión y reposición de carga del generador fotovoltaico, las tensiones de desconexión y reposición del consumo, el factor de corrección de tensión por temperatura, diagrama eléctrico especificando claramente las polaridades y los terminales correspondientes a cada componente, tipo de controlador y explicación detallada de la información visual que entrega el controlador), de instalación, de operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitados. Debe funcionar bajo las condiciones climáticas y geográficas de la región donde será instalado el SFV sin presentar ninguna deficiencia de funcionamiento. Las características técnicas del controlador en esas condiciones deben ser iguales o superiores a las solicitadas. La vida útil del controlador no debe ser menor a 10 años.

La superficie del controlador de carga debe ser de material inoxidable o, en su defecto, arenado y pintado al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica) o similar.

C-CF-2.

Los terminales del controlador deben ser de fácil acceso, estar claramente indicados sus polaridades y el componente a ser conectado. Esta señalización debe ser concordante con la presentada en el diagrama eléctrico.

C-CF-3.

El fusible debe ser fácilmente cambiable, sin requerir el uso de herramientas y sin necesidad de destapar el controlador. El postafusible debe estar firmemente unido al controlador, permitir el acceso con facilidad al fusible, su posición debe estar claramente identificada, así como, su capacidad en amperes.

C-CF-4.

3.

Debe estar debidamente etiquetado, con indicaciones mínimas como el nombre del fabricante, modelo, número de serie, denominación comercial (si tuviera), capacidad en amperes del lado del generador fotovoltaico y del consumo y la tensión nominal de operación.

especificada. La PDMAX no debe exceder los valores que figuran en la siguiente tabla: Tipo de Batería Tubular SLI: - Clásica - Modificada - Bajo mantenimiento

Todos los terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable.

Características eléctricas C-CE-1.

La “Tensión de desconexión del consumo” debe corresponder al valor de la profundidad de descarga máxima (PDMAX) y la tasa de descarga

PDMAX(%) 80 40 50 20

C-CE-2.

La “tensión de reposición del consumo” debe ser 0,8 V a 1 V superior a la “tensión de desconexión del consumo”.

C-CE-3.

La “tensión de alarma por proximidad de desconexión del consumo” no debe ser mayor a 0,5 V ni menor a 0,2 V en relación a la “tensión de desconexión del consumo”.

C-CE-4.

La “tensión de desconexión de carga” para los controladores de carga tipo on/ off debe estar en el rango de 14,2 V y 14,5 V a 25 ºC, y para el tipo PWM en el rango de 13,8 V y 14,1 V a 25 ºC .

C-CE-5.

La “tensión de reposición de carga” para los controladores on/off debe ser 0,8 V a 1 V menor a la “Tensión de desconexión de carga”, si el controlador usa relés electromecánicos, la reposición de las cargas debe ser realizada solamente después de transcurrido, por lo menos, 1 minuto.

C-CE-6.

Las tensiones no deben modificarse en más de 1 % producto de la variación de la corriente.

C-CE-7.

Las caídas internas de tensión entre cualquiera de los terminales del controlador deben ser de 4 %, como máximo, para cualquier condición de funcionamiento solicitado.

C-CE-8.

El autoconsumo del controlador en cualquier condición climática, geográfica y de funcionamiento solicitado no debe exceder el dos por mil (2 %o) de su capacidad nominal de carga (lado del generador fotovoltaico) en amperes.

C-CE-9.

Debe contar con un dispositivo automático para cambiar las tensiones de desconexión y la reposición de carga, producto del cambio de la temperatura ambiente. El factor de corrección debe estar entre -18 mV/ºC y -30 mV/ºC. En ningún caso el controlador debe hacer esta corrección para las tensiones asociadas al consumo.

C-CE-10.

No debe producir ruído o interferencias en otros componentes, en las cargas de consumo, especialmente en aparatos de recepción o emisión de señales a una distancia de más de 50 cm .

C-CE-11.

Debe ser automático. Opcionalmente el dispositivo de información visual podrá ser apagado o encendido manualmente. La información mínima proporcionada por el controlador debe ser la siguiente: - indicación de entrega de corriente por el generador fotovoltaico - estado de carga referencial de la batería - alarma por proximidad de desconexión del consumo - alarma por desconexión del consumo

Características físicas C-CF-1.


NORMAS LEGALES


4.

5.

Pág. 340179

NORMAS LEGALES

Funcionamiento en condiciones extremas de operación C-FCEO-1.

Debe funcionar en cualquier condición de batería desconectada, es decir, el generador fotovoltaico (generando) y las cargas de consumo encendidas o apagadas, garantizando una tensión de salida a las cargas no mayor de 1,25 veces la tensión nominal del sistema.

C-FCEO-2.

Debe funcionar, sin presentar ninguna deficiencia, para la menor y mayor temperatura de la región donde será instalado. Las características técnicas del controlador en esas condiciones deben ser iguales o superiores a las solicitadas.

B-CG-2

Debe estar acompañada de su cartilla de especificaciones técnicas, de operación y mantenimiento, de instalación y los certificados de garantía solicitados. Las especificaciones deben incluir las informaciones presentadas en la etiqueta, la densidad del electrolito, las curvas de carga y descarga para distintos números de horas, como mínimo para 10, 20 y 100 horas.

B-CG-3.

La batería debe funcionar bajo las condiciones climáticas y geográficas de la región donde será instalado el SFV, sin presentar ninguna deficiencia de funcionamiento. Las características técnicas de la batería en esas condiciones deben ser igual o superior a las solicitadas.

Protecciones 2. C-P-1.

La caja del controlador debe poseer, como mínimo, un índice de protección: • IP 61 al instalar en regiones costeñas o andinas que no superen los 2300 msnm. • IP 43 para las regiones con alturas superiores a los 2 300 msnm. • IP 53 cuando sean instalados en regiones amazónicas o en ceja de selva que no superen los 2300 msnm. Opcionalmente, el controlador podrá ser instalado en una caja certificada con el índice de protección correspondiente a cada caso. El volumen mínimo de esta caja debe ser equivalente a 2 veces al volumen del controlador. La instalación del controlador debe realizarse en el centro de la pared posterior de la caja, dejando espacios suficientes (mínimo 3 cm) a cada lado del controlador. En el caso que se quiera usar la caja certificada para incorporar otros componentes, las distancias mínimas entre componentes y paredes laterales debe ser de 3 cm .

C-P-2.

De no contar el controlador con una protección electrónica, este debe ser protegido mediante fusibles.

C-P-3.

Debe contar con protecciones contra corrientes inversas.

C-P-4.

Debe estar protegido contra inversiones de polaridad en cualquier línea (generador fotovoltaico, batería y consumo).

C-P-5.

Debe contar con protecciones contra cortocircuito en las líneas de consumo y de batería.

C-P-6.

Debe estar sobrecargas.

C.

REQUISITOS DE LA BATERÍA

1.

Características generales B-CG-1

protegido

3.

Características físicas B-CF-1.

Debe contar con algún dispositivo de fijación como parte integral de la caja de la batería que facilite el transporte de la batería con seguridad.

B-CF-2.

La polaridad debe estar señalizada sobre la caja de la batería al lado de cada terminal mediante una impresión en bajo o alto relieve con las siguientes simbologías, “+” para la polaridad positiva y “-” para la polaridad negativa.

B-CF-3.

Los terminales de la batería deben ser fijados a los cables mediante pernos, los cuales deben ser entregados con sus respectivas arandelas y tuercas.

B-CF-4.

Las tapas de la batería deben poder ser retiradas manualmente sin mayores dificultades y sin necesidad de herramientas.

B-CF-5.

Al estar la batería completamente cargada, la densidad del electrolito debe estar entre 1,20 g/cm3 y 1,229 g/cm3 en regiones con temperaturas promedio superiores a 30 ºC, 1,23 g/cm3 y 1,25 g/cm3 en regiones con temperaturas promedio que se encuentren entre 15 ºC y 30 ºC y 1,26 g/cm3 y 1,28 g/cm3 en regiones con temperaturas promedio inferiores a 15 ºC .

B-CF-6.

Todos los terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable

Características eléctricas B-CE-1.

Debe tener la capacidad solicitada, en Ah, en las horas de descarga solicitadas a 25 ºC con un factor de corrección de la capacidad por temperatura de 1% / ºC . La capacidad medida no debe ser menor al 5 % ni mayor al 20 % de la capacidad solicitada.

B-CE-2.

Estando la batería completamente cargada, su capacidad no debe disminuir por efecto de autodescarga, en un lapso de un mes en más de 6 % en regiones con temperaturas promedio superiores a 30 ºC, 8 % en regiones con temperaturas promedio que se encuentren entre 15 ºC y 30 ºC y 3 % en regiones con temperaturas promedio inferiores a 15 ºC .

B-CE-3.

La capacidad inicial de la batería debe ser igual o mayor al 80 % de su capacidad nominal.

contra

Debe estar debidamente etiquetada. La etiqueta debe estar pegada firmemente o impresa sobre la superficie (lateral o superior) de la batería. Debe constar en ella la marca, modelo, número de serie denominación comercial (si tuviera), fecha de fabricación, tensión nominal y capacidad en A.h para una determinada cantidad de horas de la descarga que también debe ser indicada.

Pág. 340180 B-CE-4.

La batería después de, por lo menos, 300 ciclos, a la profundidad de descarga máxima solicitada y a la temperatura de 25 ºC, debe tener una capacidad superior al 80 % de su capacidad nominal.

D.

REQUISITOS DEL CONVERTIDOR CC/CC

1.

Características generales CV-CG-1.

3.

Debe estar etiquetado. La etiqueta debe estar localizada sobre la superficie del convertidor CC/CC, conteniendo la siguiente información: nombre del fabricante, modelo, denominación comercial (si tuviera), tensión de entrada, tensiones de salida y capacidad.

CV-CG-2.

Debe estar acompañado por la siguiente documentación: cartilla de especificaciones técnicas (las indicadas en la etiqueta y sus protecciones), de instalación, operación y mantenimiento y los certificados de garantía solicitados.

CV-CG-3.

El tiempo de vida de los convertidores CC/CC debe ser superior a 5 años.

CV-CG-4.

El convertidor debe funcionar bajo las condiciones climáticas y geográficas de la región donde será instalado el SFV sin presentar ninguna deficiencia de funcionamiento. Las características técnicas del convertidor en esas condiciones deben ser iguales o superiores a las solicitadas.

4.

2.

CV-CF-2. CV-CF-3.

CV-CE-2.

El convertidor debe suministrar tensiones de salida, como mínimo, de 9,0 V, 6,0 V y 3,0 V .

CV-CE-3.

El autoconsumo del convertidor, en cualquier condición de funcionamiento solicitado, no debe exceder los 10 mA .

CV-CE-4.

Debe resistir sin presentar daños al circular una corriente equivalente a la solicitada durante 1 hora en cualquier condición climática o geográfica solicitada.

CV-CE-5.

No debe producir ruídos o interferencias en otros componentes o en otras cargas de consumo, especialmente en aparatos de recepción o emisión de señales a más de 50 cm .

Funcionamiento en condiciones extremas de operación

5.

Protecciones

Todos los terminales del convertidor, deben permitir una fácil conexión de cables de, por lo menos, 2,5 mm2 de sección.

CV-P-2.

Debe estar protegido contra una inversión de polaridad, tanto en la línea del controlador como en la del consumo.

Debe ser de estado sólido o de resistencia de divisores de tensión.

CV-P-4

Debe estar cortocircuitos.

La selección de las tensiones debe realizarse mediante la presión de interruptores o el giro de una perilla.

CV-P-3.

La caja del convertidor debe poseer, como mínimo, un índice de protección:

CV-CF-5.

De no poseer el convertidor una protección electrónica, ésta debe ser garantizada mediante fusibles. Para ello, el portafusible del convertidor debe permitir un fácil acceso al fusible, cuya ubicación y capacidad en amperes debe estar claramente identificada. El fusible debe ser fácilmente cambiable, sin requerir el uso de herramientas y sin necesidad de destapar el controlador. El portafusible debe estar firmemente unido al convertidor.

CV-CF-8.

Debe funcionar con una tensión de entrada entre 11,0 V y 15,0 V .

Debe estar sobrecargas.

Los terminales del convertidor deben ser de fácil acceso y sus polaridades y el componente a ser conectado estar claramente indicados. Esta señalización debe ser concordante con la presentada en el diagrama eléctrico.

CV-CF-7.

CV-CE-1.

CV-P-1.

CV-CF-4.

CV-CF-6.

Características eléctricas

CV- FCEO-1. Debe funcionar, sin presentar ninguna deficiencia, para la menor y mayor temperatura de la región donde será instalado. Las características técnicas del controlador en esas condiciones deben ser iguales o superiores a las solicitadas.

Características físicas CV-CF-1.


NORMAS LEGALES

Todos los terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable.

protegido

contra

contra

• IP 61 al instalar en regiones costeñas o andinas que no superen los 2 300 msnm. • IP 43 para las regiones con alturas superiores a los 2 300 msnm. • IP 53 cuando sean instalados en regiones amazónicas o en ceja de selva que no superen los 2300 msnm. Opcionalmente, el convertidor podrá ser instalado en una caja certificada con el índice de protección correspondiente a cada caso. El volumen mínimo de esta caja debe ser equivalente a 2 veces al volumen del convertidor. La instalación del convertidor debe realizarse en el centro de la pared posterior de la caja, dejando espacios suficientes (mínimo 3 cm) a cada lado del convertidor.

La superficie del convertidor debe ser de material inoxidable o en su defecto arenado y pintados al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica) o similar. Los terminales de conexión del convertidor deben indicar claramente el componente a conectar y su respectiva polaridad.

protegido

En el caso que se quiera usar la caja certificada para incorporar otros componentes, las distancias mínimas entre componentes y paredes laterales debe ser de 3 cm . E.

REQUISITOS DE LA LUMINARIA EN CC

1.

Características generales L-CG-1.

La luminaria debe estar debidamente etiquetada. La etiqueta debe estar


ubicada sobre la superficie de la luminaria y conteniendo la siguiente información: nombre del fabricante, modelo, denominación comercial (si tuviera), tensión de entrada, potencias del reactor y de la lámpara y el flujo luminoso.

3.

Características eléctricas L-CE-1.

El balasto debe asegurar un encendido seguro y regulado en el rango de tensiones de 11,0 V a 15,0 V para cualquier condición de operación especificada.

L-CG-2.

Cada luminaria debe estar acompañada por la siguiente documentación: cartilla de especificaciones técnicas (las presentadas en la etiqueta y sus protecciones), de instalación, operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitados.

L-CE-2.

No debe producir ningún tipo de ruido o interferencia en otros componentes o cargas de consumo especialmente en aparatos de recepción o emisión de señales a más de 1,0 m en todo el rango de tensiones de 11,0 a 15,0 V y bajo cualquier condición de funcionamiento solicitado.

L-CG-3.

En el caso que la luminaria posea un tubo fluorescente recto o del tipo PL, éstos deben estar comercialmente disponibles en las cercanías del lugar de la instalación.

L-CE-3.

La temperatura en la superficie de la luminaria, próximo al balasto, debe ser inferior a los 50 ºC .

L-CE-4.

La potencia CC mínima requerida en la entrada del balasto debe ser, como mínimo, el 90 % del valor nominal de la lámpara a la tensión nominal del balasto.

L-CE-5.

El número de ciclos de la luminaria debe ser superior a 5 000 ciclos para la menor temperatura especificada. La degradación de sus características eléctricas no debe ser mayor a 5 % al alcanzar los 5 000 ciclos.

L-CE-6.

El consumo de la luminaria con tubos fluorescente rectos o del tipo PL al operar sin su lámpara fluorescente, debe ser menor al 20 % de su consumo nominal a su tensión nominal.

L-CG-4.

2.

Pág. 340181

NORMAS LEGALES

La luminaria debe funcionar bajo las condiciones climáticas y geográficas de la región donde será instalado el SFV sin presentar ninguna deficiencia de funcionamiento. Las características técnicas de la luminaria en esas condiciones deben ser iguales o superiores a las solicitadas.

Características físicas L-CF-1.

La polaridad de los terminales o de los cables de conexión debe estar claramente identificada sobre la superficie de la luminaria.

L-CF-2.

En el caso de que la luminaria posea un fluorescente recto o del tipo PL, ésta debe ser desmontable. Una vez desmontada, debe ser posible identificar, por separado y como mínimo, la cubierta (si tuviera), la estructura metálica (incluido el reflector), el balasto y la lámpara. El retiro de la cubierta y de la lámpara debe ser de forma manual y de manera fácil, sin uso de herramientas.

L-CF-3.

La superficie debe ser de material resistente a la oxidación o en su defecto arenado y pintado al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica).

L-CF-4.

El proceso de limpieza de la luminaria no debe presentar peligro de causar heridas ni de desprendimiento de la pintura o material de la cubierta.

L-CF-5.

La forma de la luminaria debe permitir una instalación fácil.

L-CF-6.

Los electrodos de las lámparas no deben estar conectados a los elementos de fijación (regletas, etc.) de las luminarias.

L-CF-7.

4.

L-CL-1.

5.

Los terminales de la luminaria deben ser de fácil acceso y sus polaridades estar indicadas. Esta señalización debe ser concordante con la presentada en el diagrama eléctrico.

L-CF-9.

Todos los terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable

El rendimiento lumínico del conjunto balasto-lámpara fluorescente debe ser como mínimo 35 lum/W a una tensión de 12 V .

Funcionamiento en condiciones extremas de operación L- FCEO-1. Debe funcionar, sin presentar ninguna deficiencia, para la menor y mayor temperatura de la región donde será instalado. Las características técnicas de la luminaria en esas condiciones deben ser iguales o superiores a las solicitadas.

6.

Los difusores, reflectores, cubiertas, etc. (si existen) deben poder desmontarse fácilmente por el usuario, para el reemplazo de las lámparas o para limpieza.

L-CF-8.

Características luminosas

Protecciones LP-1.

Debe estar protegida contra inversiones de polaridad.

LP-2.

Debe funcionar por tiempo indeterminado sin lámpara.

LP-3.

Debe funcionar por tiempo indeterminado con la lámpara quemada.

LP-4.

La luminaria debe poseer, como mínimo, un índice de protección: • IP 61 para regiones costeñas o andinas que no superen los 2300 msnm. • IP 43 para las regiones con alturas superiores a los 2 300 msnm. • IP 53 para regiones amazónicas o en ceja de selva que no superen los 2300 msnm.

F.

REQUISITOS DEL INVERSOR CC/CA

1.


Pág. 340182 I-CG-1.

I-CG-2.

I-CG-3.

2.

Debe estar debidamente etiquetado. La etiqueta debe estar localizada sobre la superficie del inversor y conteniendo la siguiente información: nombre del fabricante, modelo, número de serie, denominación comercial (si tuviera), tensión de entrada, tensión de salida, potencia nominal y el diagrama eléctrico, el cual debe mostrar claramente la localización de los terminales para hacer las conexiones en corriente continua y alterna.

3.

El inversor debe estar acompañado por su cartilla de especificaciones técnicas (las presentadas en la etiqueta, eficiencia eléctrica para cargas parciales, autoconsumo, corriente pico, tensión de desconexión de las cargas, tensión de reposición de las cargas y protecciones), de instalación, de operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitados. Debe funcionar bajo las condiciones climáticas y geográficas de la región donde será instalado el SFV, sin presentar ninguna deficiencia de funcionamiento. Las características del inversor en estas condiciones deben ser iguales o superiores a lo solicitado.

Características eléctricas I-CE-1.

La distorsión harmónica total en tensión del inversor debe ser inferior a 5 % en relación a la tensión fundamental RMS de la forma de onda para cualquier factor de carga y para todo el rango de tensiones de entrada de 11,4 V a 13,5 V.

I-CE-2.

El autoconsumo del inversor en modo de espera o en vacío, debe ser menor que 3 % de la potencia de consumo nominal del inversor para cualquier factor de carga y para todo el rango tensiones de entrada de 11,0 V a 13,5 V .

I-CE-3.

Debe tener una eficiencia superior al 80 % para factores de carga entre 15% y 90 % para todo el rango de tensiones de entrada de 11,4 V a 13,5 V para cualquier condición de funcionado solicitado.

I-CE-4.

La tensión de salida en corriente alterna se debe mantener entre ±10 % del valor nominal, para cualquier factor de carga y para todo el rango de tensiones de entrada de 11,4 V a 13,5 V .

I-CE-5.

La frecuencia nominal se debe mantener entre ± 5 % del valor nominal para cualquier factor de carga y para todo el rango de tensiones de entrada de 11,4 V a 13,5 V .

I-CE-6.

La tensión de desconexión del consumo debe ser mayor a 11,4 V y menor a 11,7 V.

I-CE-7.

La tensión de alarma por corte inminente del consumo debe estar entre 11,82 V y 12,0 V .

I-CE-8.

La tensión de reposición del consumo debe estar entre 13,5 V y 13,8 V .

I-CE-9.

La información visual proporcionada por el inversor debe ser clara, la misma que puede darse mediante señales luminosas, digitales o analógicas. El inversor debe proporcionar como información mínima la siguiente: tensión o estado de carga de la batería referencial, señal de alarma por proximidad de desconexión de las cargas y desconexión del consumo.

I-CE-10.

Debe ser compatible con las cargas a ser conectadas a este, tanto parcialmente como en conjunto.

I-CE-11.

Debe entregar hasta 6 veces su corriente nominal al momento de encender una o más cargas para todo el rango de factores de carga desde que la batería o el conjunto de éstas tengan una tensión igual o superior a 13,0 V .

I-CE-12.

No debe producir ruido o interferencias en otros componentes o en las cargas de consumo, especialmente en aparatos de recepción o emisión de señales a una distancia de más de 3 metros.

Características físicas I-CF-1.

La superficie del inversor debe ser de material inoxidable o, en su defecto, arenado y pintados al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica) o similar.

I-CF-2.

La polaridad de los terminales del lado CC y CA deben estar identificados claramente sobre la superficie del inversor.

I-CF-3.

En el caso que el inversor sea protegido mediante fusibles o elementos similares, la localización del fusible debe estar claramente identificada. El fusible o elemento similar debe poder ser cambiado por el usuario de forma simple, sin necesidad de abrir el inversor o del uso de herramientas.

I-CF-4.

I-CF-5.

I-CF-6.

I-CF-7.


NORMAS LEGALES

De no poseer el inversor una protección electrónica, ésta debe ser garantizada mediante fusibles. Para ello, el portafusible del inversor debe permitir un fácil acceso al fusible, cuya ubicación y capacidad en amperes debe estar claramente identificada. El fusible debe ser fácilmente cambiable, sin requerir el uso de herramientas y sin necesidad de destapar el controlador. El portafusible debe estar firmemente unido al inversor. Se debe tener acceso a la placa electrónica del inversor, debiendo ser posible identificar sus dispositivos a fin de que pueda ser reparado localmente. De ninguna manera debe econtrarse sellado o su placa o dispositivos cubiertos con algún material. El encendido del inversor podrá ser automático o manual. En cualquier caso, el inversor debe contar con un interruptor para el encendido o apagado del equipo. Todos los terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable.

4.

Funcionamiento en condiciones extremas de operación I-FCEO-1.

Debe soportar sobrecargas de 25 % durante 1 minuto y de 50 % durante dos segundos desde que la batería o el conjunto de éstas tengan una tensión de entrada igual o superior a 12,1 V .


5.

Protecciones I-P-1.

Debe estar protegido contra cualquier apagado repentino en la alimentación en CC en todo el rango de tensiones de entrada de 11,4 V a 13,8 V y para cualquier factor de carga.

I-P-2.

Debe estar protegido contra inversiones de polaridad a la entrada del inversor.

I-P-3.

La caja del inversor debe poseer, como mínimo, un índice de protección:

elementos de seguridad. El índice de protección de la caja de conexiones debe ser igual o mejor que el del controlador de carga. La superficie exterior debe ser de material resistente a la oxidación o, en su defecto, arenado y pintados al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica). Las salidas de la caja de conexiones deben encontrarse selladas mediante prensaestopas. SFV-CF-6.

• IP 61 para regiones costeñas o andinas que no superen los 2 300 msnm. • IP 43 para regiones con alturas superiores a los 2 300 msnm. • IP 53 para regiones amazónicas o en ceja de selva que no superen los 2 300 msnm. Opcionalmente, el inversor podrá ser instalado en una caja certificada con el índice de protección correspondiente a cada caso. El volumen mínimo de esta caja debe ser equivalente a 2 veces al volumen del inversor. La instalación del inversor debe realizarse en el centro de la pared posterior de la caja.

G.

REQUISITOS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

1.


2.

Todos los materiales necesarios para la instalación (tornillos, conectores, elementos de soporte y fijación, etc.) deben estar incluidos en el suministro de los SFV.

SFV-CG-2.

Todos los terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios propios de cada componente, así como los usados para la instalación, deben ser de material inoxidable.

SFV-CG-3.

Los componentes del sistema deben funcionar, tanto individualmente como en conjunto para las condiciones climáticas y geográficas solicitadas.

Características físicas SFV-CF-2.

Todos los tornillos de los componentes deben ser de cabeza plana, estrella o mixta. No deben requerirse herramientas especiales o de uso poco común, por ejemplo llaves Allen.

SFV-CF-3

Los fusibles utilizados deben ser de amplia distribución en el mercado, especialmente en los sectores rurales. Asimismo, su capacidad debe encontrarse entre el 120 % y el 150 % de la máxima corriente que circulará por el SFV.

SFV-CF-4.

Todos los terminales de los componentes deben estar firmemente unidos a los mismos. De la misma forma, el terminal debe permitir conexiones seguras y mecánicamente fuertes al cable correspondiente.

SFV-CF-5.

Los SFV deben incorporar una caja de conexiones, en la cual se deben colocar los fusibles, interruptores u otros

El soporte del generador fotovoltaico debe tener las siguientes características: • Tener un ángulo de inclinación no menor a: Latitud Igual o menor a 5º Mayor a 5º

Mínimo grado de inclinación 10º Latitud del lugar mas 5º

• Ser de aluminio. • Resistir vientos de hasta 120 km/h . SFV-CF-7.

Todas las estructuras y postes de madera deben ser de alta densidad (0,8 gr/cm3 a 0,9 gr/cm3), cortada del duramen, y con un tiempo de secado al ambiente superior a los dos meses.

SFV-CF-8.

El generador fotovoltaico deber ser instalado en un lugar que permita la mayor captación de la irradiancia solar durante el año siempre y cuando no se afecte el funcionamiento del SFV. En caso que el generador fotovoltaico tenga que ser instalado sobre el techo, éste debe tener una separación de, por lo menos, 5 cm entre los módulos y el techo o cubierta. Las estructuras de soporte deben fijarse a las vigas del techo u otro elemento importante de la estructura de la vivienda.

SFV-CF-9.

La batería debe estar ubicada en una caja de baterías bien ventilada, con malla mosquitero si es instalada en alguna región amazónica. La caja podrá ser de una madera resistente a las condiciones climáticas del lugar o de metal debidamente protegido contra corrosión: arenado y pintado al horno, con doble base anticorrosiva (époxica). En este último caso debe colocarse un elemento aislante (por ejemplo: madera) entre la caja de baterías y la batería.

En el caso que se quiera usar la caja certificada para incorporar otros componentes, las distancias mínimas entre componentes y las paredes laterales debe ser de 5 cm .

SFV-CG-1.

Pág. 340183

NORMAS LEGALES

Las dimensiones de la caja de baterías deben ser 1,5 veces más grande que el banco de baterías y su disposición debe facilitar las actividades de mantenimiento, especialmente para verificar la densidad del electrolito y para la limpieza de los bornes de la batería. Esta caja de baterías debe ser colocada en las afueras del local donde se ubiquen las cargas. SFV-CF-10. El banco de baterías debe estar conformado como máximo por dos baterías en paralelo y no debe conectarse baterías de diferentes capacidades, marcas, modelos o con distintas fechas de fabricación. Las baterías que a ser instaladas en serie o en paralelo, deben tener una capacidad similar (± 2,5 %). Para ello deben tomarse las previsiones del caso a fin de asegurar esta condición. SFV-CF-11. Si la luminaria está destinada a un ambiente donde se produzca humo (por ejemplo, la cocina) o emisiones de partículas, ésta debe necesariamente estar protegida por una cubierta rígida

Pág. 340184

transparente, de fácil instalación y retiro. La cubierta debe estar unida a la luminaria de tal forma que evite la formación de suciedad en la lámpara y en el reflector. SFV-CF-12. Todos los dispositivos de control (controlador, convertidor CC/CC, inversor, entre otros) deben ser colocados dentro de un tablero de control con las siguientes características: • Ser de madera resistente a las condiciones climáticas del lugar o de metal debidamente protegido contra corrosión: arenado y pintado al horno, con doble base anticorrosiva (époxica). • Tener las dimensiones adecuadas para la ubicación de todos los componentes, a excepción del banco de baterías y las cargas, correspondientes a cada SFV, dejando un espacio mínimo de 10 cm entre componentes y de 15 cm entre estos y las paredes laterales. • En el caso que algún componente no tuviera el IP solicitado, el tablero de control debe tener al menos este índice. Para ello el proveedor debe entregar el certificado correspondiente.

en 200 % a la corriente máxima a ser interrumpida en CC. SFV-CE-4.

4.

• Respetar un código de colores. • Estar debidamente etiquetados. Indicando en la cubierta protectora exterior, por lo menos, el tipo de cable, sección y fabricante del mismo (Según la NTP 370.252). • Cumplir con la norma IEC 60811 “Métodos de ensayo comunes para materiales de aislamiento y cubierta de cables eléctricos” o la Norma Técnica Peruana respectiva. Como mínimo deben ser del tipo RHW para exteriores y THW para interiores (NTP 370.252). • Estar dotados con terminales específicos y de cobre en el caso que su sección sea 4 mm2. En caso contrario, deben ser retorcidos y estañados para lograr una conexión adecuada. • Ser asegurados a las estructuras de soporte o a las paredes con grapas a intervalos de 30 cm. como máximo, para así asegurar su posición vertical u horizontal, nunca oblicuamente. SFV-CF-14. Todos los elementos metálicos a emplearse no deben ser expuestos a la corrosión que se produce cuando hay contacto entre dos metales distintos.

Los cables deben tener una sección adecuada que permita caídas de tensión, entre los componentes, inferiores al 2 %, cuando por ellos circule la máxima corriente correspondiente.

Funcionamiento en condiciones extremas de operación SFV-FCEO-1.El tamaño y la característica del SFV deben asegurar que la energía producida durante el peor mes, como mínimo, igualar a la demandada por las cargas especificadas.

5.

Protecciones SFV-P-1

Los componentes que no cuentan con una protección propia deben estar protegidos contra sobrecorrientes, cortocircuitos y corriente inversa, mediante fusibles, diodos, interruptores, entre otros.

SFV-P-2

Los sistemas fotovoltaicos en CA con potencias de generación superior a los 500 Wp, deben tener como mínimo una puesta a tierra que este compuesta por lo siguiente elementos:

SFV-CF-13. Los cables deben:

3.


NORMAS LEGALES

• 01 varistor de corriente continua apropiado para las condiciones especificadas en corriente y tensión. • 01 varistor de corriente alterna apropiado para las condiciones especificadas en corriente y tensión. • 01 varilla de cobre sólido de sección circular de ¾” diámetro y 1 m de largo. • 10 m de cable de cobre Nº 16 mm2 . • 01 pozo con una tapa de registro de 40 x 40 x 40 cm . • Accesorios necesarios para la fijación de sus elementos. • La resistencia eléctrica máxima de la toma de tierra debe ser de 20 . VIII. PROCEDIMIENTOS DE ENSAYO DE SFV Y SUS COMPONENTES A.

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

1.

Nomenclatura y Definiciones

Símbolo

Unidad

Parámetro

ȕT

V.ºC-1

Coeficiente de temperatura de la tensión de circuito abierto

ĳ

º

D(0)

W.m-2

Latitud local Irradiancia solar difusa que incide sobre la superficie horizontal

SFV-CF-15. Todas las combinaciones enchufe/ tomacorriente deben ser polarizados.

FF

---

Factor de forma del módulo fotovoltaico

Características eléctricas

FFo

---

Factor de forma ideal del módulo fotovoltaico

G

W.m-2

Irradiancia solar global que incide sobre la superficie del módulo fotovoltaico

G(0)

W.m-2

Irradiancia solar global que incide sobre la superficie horizontal

SFV-CE-1

SFV-CE-2.

SFV-CE-3.

La capacidad útil del banco de baterías (capacidad nominal multiplicada por la máxima profundidad de descarga) debe permitir entre 2 y 4 días de autonomía para las condiciones climáticas especificadas. El uso de luminarias incandescentes está permitido, siempre que su potencia sea inferior al 5 % la potencia pico del generador fotovoltaico en CEM. La capacidad de los interruptores de CA debe ser superior, como mínimo,

I

A

Corriente suministrada por el módulo fotovoltaico

IM

A

Corriente suministrada por el módulo fotovoltaico en su punto de máxima potencia

ISC

A

Corriente de cortocircuito del módulo fotovoltaico

ISC,SG

A

Corriente de cortocircuito del módulo sensor de irradiancia

Iest

A

Corriente medida en el módulo fotovoltaico, utilizada para la primera estimación de RS


Símbolo

Unidad

Parámetro

Isel

A

Corriente medida en el módulo fotovoltaico, utilizada para el cálculo de RS

NS

---

Número de células conectadas en serie en el módulo fotovoltaico

RS

Resistencia serie de un módulo fotovoltaico (modelo de 1 exponencial)

RS,est

Primera estimación del parámetro RS

rs

---

Resistencia serie normalizada de una célula solar

TC

ºC

Temperatura de operación de las células de un módulo fotovoltaico

V

V

Tensión de un módulo fotovoltaico

VM

V

Tensión de un módulo fotovoltaico en su punto de máxima potencia

VOC

V

Tensión de circuito abierto del módulo fotovoltaico

voc

V

Tensión de circuito abierto normalizada de una célula solar

VOC,ST

V

Tensión de circuito abierto del módulo sensor de temperatura de célula

Vest

V

Tensión medida en el módulo fotovoltaico, utilizada para la primera estimación de RS

Vsel

V

Tensión medida en el módulo fotovoltaico, utilizada para el cálculo de RS

Vt(TC)

V

Potencial termodinámico a la temperatura TC

ws

m.s-1

PM

W

Velocidad del viento Potencia máxima suministrada por un módulo fotovoltaico

Nota: En los casos donde se indique un asterisco (*) al lado de un símbolo debe entenderse que el valor de este parámetro está dado a CEM.

2.

Evaluaciones generales

-

Verificar que el módulo fotovoltaico cuente con los certificados solicitados. Registrar en una ficha técnica las características técnicas declaradas por el fabricante en la etiqueta. Verificar que el módulo fotovoltaico se encuentre acompañado de las cartillas de especificaciones técnicas, de instalación, las curvas corriente vs tensión para diferentes condiciones de irradiancia y temperatura de célula. Verificar que el módulo fotovoltaico posea una curva o factor de reducción de capacidad por envejecimiento del módulo fotovoltaico y comprobar mediante de esta curva y/o factor, que después de 20 años el módulo fotovoltaico tenga una potencia igual o mayor al 80 % de su valor nominal. Verificar que el módulo se encuentra debidamente etiquetado.

-

-

3.

Evaluaciones físicas

-

Contar el número de células que conforman el módulo fotovoltaico. Dicha cantidad deberá corresponder, como mínimo, a la solicitada. Verificar que la caja de conexión esté firmemente unida al módulo, mediante la manipulación de la caja. Conectar el cable, destinado al módulo fotovoltaico, a las terminales de la caja de conexiones, verificar que éste entre con facilidad y que pueda ser ajustado con un desarmador tipo plano, estrella o mixto. Verificar que el módulo cuenta con dos diodos de “by pass”. Una vez colocado el cable y las prensaestopas, verificar que el índice de protección de la caja de conexiones es IP54. Si el módulo fotovoltaico cuenta con un marco, verificar que este sea de aluminio anodizado y que se encuentra firmemente unido al módulo, asimismo, que no existan intersticios donde puedan ingresar agua o elementos extraños en su interior. Verificar que todos los pernos, tuercas, arandelas y demás accesorios que forman parte del módulo o que sirvan para su instalación sean de material inoxidable.

-

-

-

Pág. 340185

NORMAS LEGALES -

Verificar que el módulo fotovoltaico no presente ningún defecto visible, como los siguientes: DEFECTO

CRITERIOS DE RECHAZO Rotura, fractura o agrietamiento que Células rotas o agrietadas suponga la separación de más del 10 % del área de la célula Aspecto de desalineación que permiten Células desalineadas un contacto físico entre células Metalización en la cara frontal de Presencia de restos notables de las células metalización Existencia de impurezas con una Impurezas en el laminado cobertura de más del 1 % del área de la célula Presencia de burbujas que establecen Burbujas en el encapsulado comunicación entre las células y el marco o el borde del módulo Vidrio frontal Rotura Cinta de conexión Rotura Etiquetas (incluido número de Ilegibilidad o borrado del texto serie) Presencia de suciedad, por ejemplo Módulo sucio manchas de silicona o encapsulante Tedlar Dañado o perforado Deficiente unión marco y módulo Intersticios en los que pueden ingresar fotovoltaico agua o elementos extraños Caja de conexión Rota o desprendida (total o parcialmente)

4.

Evaluaciones eléctricas

4.1. Banco de ensayo 4.1.1. Instrumentos de medición Para realizar los ensayos será necesario contar como mínimo con los siguientes instrumentos de medición. Ítem Descripción Cant. 1 Módulo sensor de 1 temperatura de célula calibrado 2 Módulo sensor de 1 irradiancia calibrado 3 Radiómetro sensor 1 de irradiancia difusa 4 Resistencias de 2 precisión o Shunt 5 Anemómetro 1 6 Voltímetro 3 7 Inclinómetro 1

Unidad ºC

Capacidad Precisión Resolución 0 - 100 0,1 % 1 decimal

W/m2

0 - 2000

0,1 %

1 decimal

W/m

2

0 - 2000

0,1 %

1 decimal

mV

Mayor a 10 A

0,1 %

1 decimal

mV V º

Mayor a 20 m/s Mayor a 20V Hasta 90º

0,1 % 0,1 % 0,1 %

1 decimal 2 decimales 1 decimal

Nota: 1 Para el caso de los módulos sensores, la capacidad puede estar dada también en mV, siempre que se mantenga la precisión del dispositivo.

4.1.2.

Dispositivos auxiliares

Ítem Descripción 1 Batería 2 Potenciómetro

4.1.3.

Cant. 1 1

Unidad A.h ohms

Capacidad Mayor a 50 A.h-12Vcc Mayor a 20

Condiciones Generales de Medición

Verificar que: í í í í í

í

La irradiancia global incidente sobre la superficie del módulo sea mayor a 600 W/m-2. La fracción difusa de la irradiancia global sea menor a 0,2. La velocidad del viento se encuentre en el rango de 1 m/s a 8 m/s. La posición de los módulos fotovoltaicos y sensores sean coplanares. Los módulos fotovoltaicos y sensores tengan una separación, en relación a objetos o superficies localizados debajo del módulo fotovoltaico, mayor a 5 cm y una separación en relación a objetos o paredes laterales superior a 5 m. Los módulos fotovoltaicos y sensores estén orientados hacia el ecuador y con una inclinación que optimice

Pág. 340186 í

í í


NORMAS LEGALES

la captación de la irradiancia para las condiciones de medición del lugar. Las superficies de los módulos fotovoltaicos y sensores se encuentren limpios. Esta limpieza deberá realizarse únicamente con agua, jabón y paños suaves para el lavado y secado. Los módulos fotovoltaicos y sensores tengan una exposición previa al sol no menor de una hora. Verificar que la información de la potencia del módulo se encuentra en CEM.

4.2.2.2. Procedimiento -

Medir la tensión de circuito abierto del módulo fotovoltaico y del módulo sensor de temperatura de célula. Registrar las mediciones realizadas. Calcular la tensión de circuito abierto del módulo sensor de temperatura haciendo uso de la siguiente expresión:

25 ((VOC , SG V * OC , SG ) /( N s , sT 0,0023))

* VOC

4.2. Parámetros eléctricos 4.2.1.

Medición de la corriente de cortocircuito (Isc)

-

4.2.1.1. Configuración del banco de ensayo

Registrar los cálculos efectuados. Calcular la tensión de circuito abierto en CEM del módulo fotovoltaico mediante la siguiente expresión.

A continuación se muestra la configuración de los instrumentos de medición para determinar la corriente de cortocircuito del módulo fotovoltaico

* VOC

VSHUNT

Módulo sensor de irradiancia

Módulo fotovoltaico

VSHUNT

-

-

-

Registrar el resultado del cálculo efectuado. Calcular la corriente de cortocircuito del módulo fotovoltaico en CEM mediante la siguiente expresión:

I -

* SC

I SC (I

* SC, SG

I SC, SG )

Repetir la secuencia de medidas y cálculos cada 10 minutos durante cuatro horas, centrado en el medio día solar. El valor I*SC del módulo fotovoltaico se obtendrá del valor promedio de todas las medidas realizadas.

4.2.2.

Medición de la tensión de circuito abierto (Voc)

Evaluación de la potencia máxima

A

Módulo sensor de

Potenciómetro

G

V

Módulo fotovoltaico

Batería

Módulo sensor de

TC

4.2.3.2. Procedimiento -

Medir el VOC del módulo fotovoltaico. Calcular el valor referencial de la tensión pico a partir de la siguiente expresión: Vest,máx = 0,8 . VOC

-

-

Ajustar con un potenciómetro un punto de trabajo del módulo fotovoltaico lo más próximo posible al calculado en el paso anterior y medir la corriente del módulo fotovoltaico y la tensión a la salida del sensor de irradiancia, con la finalidad de medir tanto la irradiancia, así como la temperatura de la célula. Registrar los valores obtenidos. Calcular la corriente y la tensión en CEM del módulo fotovoltaico, siguiendo el mismo procedimiento descrito con anterioridad. Registrar los valores obtenidos. Calcular el RS* del módulo fotovoltaico, mediante la siguiente ecuación:

4.2.2.1. Configuración del banco de ensayo A continuación se muestra la configuración de los instrumentos de medición para medir la tensión de circuito abierto del módulo fotovoltaico.

Módulo fotovoltaico sensor de TC

Ns * (VOC,ST VOC, ST ) N s,sT i


Conectar a la salida del módulo sensor2 de irradiancia y al módulo fotovoltaico una resistencia shunt. Medir las tensiones de las resistencias shunt del módulo sensor de irradiancia y del módulo fotovoltaico. Registrar las medidas realizadas. Calcular las corrientes en amperes multiplicando en el caso del módulo sensor la tensión obtenida por el factor de calibración del módulo sensor y en el caso del módulo fotovoltaico por el factor de conversión correspondiente a la resistencia shunt usada. Calcular la irradiancia en W/m2 mediante la siguiente expresión:

G 1000 I SC,SG /I * SC,SG -

VOC

Registrar los cálculos efectuados. Repetir la secuencia de mediciones y cálculos cada 10 minutos durante cuatro horas, centrado en el mediodía solar. El valor V*OC del módulo fotovoltaico se obtendrá del valor promedio de todas las medidas realizadas.

4.2.3. 4.2.1.2. Procedimiento

i

R *S

ª § I* « N S Vt (25 º C) ln ¨¨1 * © I SC ¬« I*

º · * ¸¸ VOC V* » ¹ ¼»

-

Registrar el valor obtenido. Calcular el voc del módulo fotovoltaico, mediante la siguiente ecuación:

2

En el caso que el módulo sensor de irradiancia esté conectado a una resistencia shunt, no será necesario instalar una resistencia shunt adicional.

VOC,ST


V * OC N S Vt (TC )

v * oc -

R *S

-

-

-

Ítem

FFo (1 r s )

-

Precisión ± 0,1 %

Resolución

Voltímetro

3

1,5 . Vensayo

2

Amperímetro

3

1,5 . Iensayo

±1%

Dos decimales

3

Termómetro

1

100 ºC

± 1 ºC

Un decimal

Un decimal


4 5

Potenciómetro Cargas

6

Dispositivo de climatización

Cant. Observaciones 1 En ensayo 1 Con un estado de carga de 95 % 1 Rango de tensión y corriente o mayor que la nominal del sistema 1 Apropiado en tensión y corriente 1 Uno o mas aparatos, con un consumo equivalente al régimen de descarga especificado 1 Para mantener una temperatura determinada

Condiciones Generales de Medición

Para todas las conexiones, se debe garantizar una caída de tensión en el cableado menor al 1 % entre todos los terminales de los dispositivos. Las mediciones de tensión deberán ser efectuadas siempre en los terminales del controlador.

3.1.4.

Configuración del banco de ensayo Dispositivo de climatización

* FF I *SC VOC

Controlador de carga

Registrar el valor obtenido. El valor obtenido podrá ser hasta en 10 % menor al valor de la potencia pico en CEM solicitado.

B.

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN CONTROLADOR DE CARGA

1.


-

Verificar que se encuentre debidamente etiquetado y acompañado por su cartilla de especificaciones técnicas, de instalación, de operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitados. Verificar que la garantía de vida útil del controlador extendido por el fabricante sea de, por lo menos, 10 años.

-

Capacidad mínima

1

3.1.3.

*

Registrar el valor obtenido Calcular la potencia máxima mediante la siguiente expresión

Cant.

Item Descripción 1 Controlador de carga 2 Batería 3 Fuente

v * oc ln(v * oc 0,72) v * oc 1

Registrar el valor obtenido. Calcular el factor de forma (FF), mediante la siguiente expresión:

Instrumentos de medición Descripción

3.1.2.

Registrar el valor obtenido. Repetir el procedimiento descrito una vez más, tomando como referencia el valor de la tensión antes encontrada hasta el cálculo de rs. Calcular el factor de forma ideal (FFo), mediante la siguiente expresión:

P*M -

3.1.1.

a* 1 a*

ª b * º b* V * OC «1 * lna * r * s (1 a * )» ¬ v oc ¼

FF



Registrar el valor obtenido. Calcular la tensión en el punto seleccionado

FF* o -

-

3.

Registrar el valor obtenido. Calcular el parámetro “b” mediante la siguiente expresión:

V * est -

I SC V * OC

v * oc 1 2·v * oc ·r * s

b* -

-

*

Registrar el valor obtenido4. Calcular el parámetro “a” mediante la siguiente expresión:

a*

y pintados al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica) o similar. Verificar que la polaridad de los terminales del controlador y del componentes a conectar este claramente indicada. Esta señalización deberá ser concordante con la presentada en el diagrama eléctrico. Verificar que los cables seleccionados puedan ser sujetados firmemente a los terminales del controlador mediante desarmadores del tipo plano, estrella o mixto. Comprobar que las terminales estén firmemente unidos al controlador. Verificar que el fusible pueda ser extraído sin necesidad de abrir el controlador de carga y sin el uso de herramientas. Asimismo, comprobar que la capacidad del fusible esté claramente identificada.

-

Registrar el valor obtenido3. Calcular el rs del módulo fotovoltaico, mediante la siguiente ecuación:

rs -

Pág. 340187

NORMAS LEGALES


-

Verificar que la superficie del controlador de carga sea de material inoxidable o, en su defecto, arenado

V

V A

Cargas típicas esperadas

A

DEL

2.

V

A

Fuente

Acumulador de carga

Figura 1. Configuración de los aparatos de medición y componentes para el ensayo de controladores.


3 4

Medición de las tensiones de desconexión y reposición de carga del generador fotovoltaico

El valor resultante deberá ser mayor a 15 para que este sea considerado válido. El valor resultante deberá ser mayor a 0,4 para que este sea considerado válido.

Pág. 340188 í í í í

í í

í

Colocar los componentes y aparatos según la configuración presentada en la Figura 1. Configurar la fuente como fuente de corriente para la corriente solicitada. Si la batería está completamente cargada, se deberá, antes de iniciar el ensayo, descargarla a la corriente solicitada hasta alcanzar la tensión de 13,5 V . Cargar la batería y registrar las medidas en intervalos de 0,5 V hasta que alcancen los 13,8 V y en seguida medir las tensiones en intervalos de 0,1 V hasta que la corriente no circule más hacia la batería o se inicie la conmutación por sobrecarga. Registrar las medidas, así como la información visual que da el controlador en la Tabla 2. Descargar la batería a una corriente de consumo especificada hasta que alcance la tensión de reposición de carga. Registrar el valor de la tensión de reposición de carga y la información visual que muestra el controlador, anotando estas informaciones en la Tabla 2. Hacer el mismo ensayo para las siguientes condiciones: • •

í

í

í í

NORMAS LEGALES

í

í

í

í í

Circuito de carga, corriente igual a ¾ de la corriente de carga solicitada Circuito de descarga, corriente igual a ¾ de la corriente de consumo solicitada

Iniciar un ciclo de carga y descarga para otra condición de temperatura5. Para este procedimiento se debe encender un climatizador y seleccionar una temperatura próxima a la máxima y/o mínima temperatura de la región donde será instalado el SFV. Colocar el controlador en el climatizador minutos antes de iniciar el ensayo. El controlador cumple la especificación de tensión de desconexión y de reposición de carga si el punto de desconexión se encuentra dentro de los rangos especificados. Asimismo, si las tensiones permanecen estables para diferentes corrientes de carga y descarga, el controlador cumple con lo especificado. Si el factor de corrección por temperatura se encuentra entre los valores especificados, el controlador cumple con lo solicitado. Si la información visual proporcionada por el controlador corresponde a los parámetros eléctricos medidos, el controlador cumple.

3.2.2.

í

Medición de las tensiones de desconexión y reposición del consumo

En el primer caso, con la misma configuración de la Figura 1: í

í í í

í í

Descargar el acumulador a una corriente equivalente a la de consumo hasta que el consumo sea desconectado, enseguida, iniciar un proceso de carga con una corriente especificada. Repetir el ciclo para corrientes 25 % menores. Registrar los valores de las tensiones de desconexión y de reposición del consumo, así como la información visual proporcionada por el controlador. Repetir el procedimiento para otra condición de temperatura. El controlador de carga cumple si no hiciera ninguna corrección por cambio de temperatura. Si la información visual proporcionada por el controlador corresponde a los parámetros eléctricos medidos, el controlador cumple. Modificar los puntos de corte moviendo los potenciometros correspondientes y verificar de la misma forma como anteriormente que las tensiones hayan sido modificadas.

En el segundo caso: í í

La batería debe ser retirada de la configuración mostrada en la Figura 1 y en su lugar debe colocarse una fuente. Configurar la fuente como fuente de tensión y

seleccionar una tensión compatible con la tensión del controlador, por ejemplo, 12,2 V . Encender la fuente y disminuir la tensión en intervalos de 0,1 V hasta que el controlador desconecte el consumo. Registrar el valor de la tensión de desconexión del consumo. El controlador cumple si las tensiones se encuentran dentro de los rangos indicados en las especificaciones. De la misma forma, para encontrar el valor de la tensión de reposición, se deberá aumentar la tensión en intervalos de 0,1 V hasta que los consumos sean conectados nuevamente. El controlador cumple si el valor de tensión de reposición del consumos estuviera dentro del rango indicado. Repetir el procedimiento para otra condición de temperatura. El controlador de carga cumple si no hiciera ninguna corrección por cambio de temperatura. Si el controlador de carga continua funcionando, o sea, entrega energía a la batería y a las cargas de consumo, este cumplirá con lo especificado. Si el controlador durante todos los ensayos funciona automáticamente y no posee ningún dispositivo de desactivación de funciones principales, a excepción de las informaciones visuales, el controlador cumplirá con lo especificado.

3.2.3.

Medición de la profundidad de descarga

Una vez que la batería alcance su capacidad estabilizada, deberá ser descargada al régimen solicitado, a fin de determinar su capacidad. Finalizado el ensayo, se debe determinar el valor de la tensión de desconexión del consumo correspondiente a la profundidad de descarga solicitada, de ser así, el controlador cumple. 3.2.4.

Medición de la caída de tensión

Como en el caso anterior, para la determinación de la caída de tensión, existen dos procedimientos. Mediante el primer procedimiento, se debe medir las tensiones entre los terminales en los procesos de carga y descarga efectuados para determinar las tensiones de desconexión y reposición de la carga y consumo respectivamente a cada 0,1 V . En el segundo procedimiento se debe: •

Para la determinación de estas dos tensiones se tiene dos posibilidades de proceder. La primera es trabajar con ciclos de carga6 y descarga, similares a los anteriormente mostrados, y la segunda opción es el uso de una fuente7.


• •

Colocar un potenciómetro entre el controlador y el acumulador. Encender la fuente, el consumo e ir seleccionando diversas tensiones con el potenciómetro. Medir las tensiones entre los diferentes terminales.

Para ambos procedimientos, el controlador cumple con lo especificado si no se registra una caída de tensión superior a la solicitada. 3.2.5.

Medición del autoconsumo

Como en los anteriores casos descritos, también existen dos procedimientos para la determinación del autoconsumo. El primero es mediante el uso de la fuente como batería y el segundo realizar las medidas durante la descarga de la batería. En el primero caso: La fuente debe ser conectada a los terminales correspondientes a la batería en el controlador. Previamente se deberá configurar la fuente como fuente de tensión

5

6

7

Siempre que la diferencia de temperatura del lugar de ensayo y las máximas y mínimas de la región donde será instalado el controlador sea mayor a 15 ºC respectivamente. En este caso se recomienda hacer procesos de carga durante una hora aproximadamente para cada una de las corrientes. Si el controlador permite conectar una fuente como batería.


Pág. 340189

NORMAS LEGALES

y seleccionar una tensión compatible con la tensión de operación del controlador. Con esta configuración, cambiar las tensiones y medir el consumo para tensiones equivalentes a 100 %, 104 %, 108 %, 117 % y 125 % de la nominal. En el segundo caso:

Tabla 2. Registro de las medidas en el controlador de carga. Tiempo Corriente Tensión Corriente Tensión Corriente Caída de Caída de Información Obser(horas) de en la de en las de la tensión tensión del vaciocarga, terminal del consumo, terminales batería generador acumulador controlador nes Im generador, Ia (A) del (A) - batería - consumo de carga (A) Vm (V) consumo, (%) (%) Va (V)

Descargar el acumulador y medir el autoconsumo para las tensiones equivalentes a 100 %, 104 % y 108 % de la nominal. En cualquier caso, verificar que el autoconsumo sea igual o menor al solicitado, para que el controlador cumpla con lo solicitado. 3.2.6.

Evaluación de la interferencia

Para verificar las posibles interferencias causados por el controlador sobre las señales de comunicación de radio o TV, se debe proceder como sigue: í í í

í

Encender aisladamente las cargas de recepción y emisión de señales (radio, TV u otra carga), y en conjunto. Verificar si las señales son recibidos con claridad. En caso contrario, registrar en que rango se produce algún tipo de ruido. Aproximar las cargas al controlador a una distancia de 0,5 m, mover el selector de uno o ambos aparatos y verificar si la nitidez en la recepción de la señal es la misma cuando funciona aisladamente cada uno de ellos. Si no se presentaron interferencias, el controlador cumple con lo solicitado.

3.3. Evaluación del funcionamiento en condiciones extremas de operación

C.

PROCEDIMIENTOS BATERÍA

1. -

Evaluaciones generales Verificar que la batería se encuentre debidamente etiquetada. Verificar que la batería cuente con una cartilla de especificaciones técnicas, de instalación, operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitados.

2.


-

Verificar que la caja de la batería disponga de algún dispositivo que facilite el transporte de la batería con seguridad. Para ello trasladar la batería, haciendo uso de dicho dispositivo, a una distancia no menor a 2 m. Verificar que la polaridad este señalizada sobre la caja del acumulador al lado de cada terminal mediante una impresión en bajo o alto relieve con las siguientes simbologías: “+” para la polaridad positiva y “-“ para a polaridad negativa. Verificar que cada terminal de la batería permita la fijación firme del cable seleccionado. Esta fijación debe realizarse mediante pernos, los que deben ser suministrados cual deberá ser entregado junto con sus respectivas arandelas y tuercas. Las tapas de las baterías deben ser retiradas manualmente, sin necesidad de herrramientas, y sin mayores dificultades. Verificar que todos los pernos, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios son de material inoxidable.

-

Con la configuración de la Figura 1: í í í

Encender la fuente para una tensión equivalente al 125 % de la tensión nominal solicitada del sistema. Desconectar la batería, medir la tensión en el terminal del consumo durante 5 minutos. Encender el consumo durante 5 minutos, medir la tensión en el terminal del consumo. Si en ambos casos la tensión no sobrepasa en 25 % la tensión nominal del sistema, el controlador cumple.

-

-

3.4. Evaluación de las protecciones í

í í

í

í

í

Conectar una fuente al terminal de la batería y al terminal correspondiente al generador fotovoltaico una resistencia apropiada. Si no circula corriente desde la batería a la resistencia colocada como generador fotovoltaico, el controlador cumple. Conectar la batería a los terminales del controlador con la polaridad invertida y mantener en esta condición por 5 minutos. Con la batería conectada correctamente al controlador, conectar los terminales del generador una fuente ajustada en la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico con polaridad invertida, mantener en esta condición por 5 minutos. Rehacer la conexión de forma correcta y verificar el funcionamiento del controlador a través de la conexión de una fuente en los terminales del generador. La batería deberá absorber corriente y el controlador deberá entregar tensión y corriente a las cargas de consumo para que cumpla con lo especificado. Verificar visualmente que el controlador cumpla con el índice de protección que le corresponde según las condiciones ambientales y geográficas donde se instalará el SFV. Conectar una o un conjunto de cargas con una capacidad mayor al 25 % de la capacidad nominal del controlador. Si luego de encender todas las cargas parcialmente o totalmente el controlador sigue funcionando, este habrá cumplido con lo solicitado.

3.

DE

EVALUACIÓN

DE


3.1. Banco de ensayo A continuación se describe las características mínimas de cada uno de los componentes del banco de ensayo a continuación. 3.1.1. Ítem

Instrumentos de medida Descripción

Unidad

Capacidad mínima / Rango

Precisión

1

Amperímetro

A

2 . Icarga

±1%

2

Voltímetro

V

1,5 . Vnominal

± 0,5 %

3

Termómetro

ºC

0 - 100

± 0,5 ºC

4

Densímetro

g/cm3

1,3

± 0,01 g/cm3

3.1.2. Ítem

Dispositivos auxiliares Descripción

Capacidad

1

Fuente de alimentación regulada y estable (± 1 %)

2 . Icarga A

2

Sistema de adquisición de datos*

Intervalo de medidas: 1 min

Pág. 340190 3

Carga

Equivalente a Idescarga A

4

Cables

De dimensiones tales que no existan perdidas de tensión mayores de 1 %

5

Interruptores Bipolares

6

Depósito temperado

4 . Icarga A Dispositivo que debe mantener a la batería a una temperatura ± 2 ºC

* En el caso de realizarse mediciones manuales, éstas deberán ser efectuadas de la siguiente forma: Cada 30 min las primeras 8 horas de ensayo, cada 15 min en las siguientes 7 horas de ensayo y cada 5 min hasta que se alcancen los 10,8 V (proceso de descarga) o 14,4 V (proceso de carga).

3.1.3. Condiciones Generales de Medición Para que las mediciones sean consideradas como válidas, se deben tener en cuenta las siguientes condiciones: Para todas las conexiones, garantizar una caída de tensión en el cableado menor al 1 % entre los terminales de los dispositivos. Realizar todas las mediciones en los terminales de la batería. Las cargas podrán variar hasta en un 10% en su consumo de corriente entre las tensiones de 10,8 V y 14,4 V. La corriente promedio durante todo el proceso de descarga podrá variar hasta en un 10 %. La temperatura de referencia para todos los ensayos es de 25 ºC y corresponde a la temperatura ambiental. Por tal motivo, se debe instalar el sensor de temperatura lo más próximo posible a la batería. 3.1.4.

Configuración del banco de ensayo

La configuración del banco de ensayo para la medición de la capacidad inicial, la capacidad estabilizada y de autodescarga de baterías se muestra en la Figura 1. Fuente de Alimentación

Carga

I1

I2

Sistema de Adquisición de Datos

A V

T

Donde: A: Amperímetro (A) V: Sensor de tensión (V) T: Termómetro (ºC) I1, I2: Interruptores

Batería

Figura 1. Configuración del banco de ensayo de batería.



NORMAS LEGALES

Medición de la carga inicial

Antes de iniciar cualquier medición, deberá asegurarse que la batería se encuentre con por lo menos 4 horas en reposo. En caso que se realicen los ensayos sin ningún dispositivo de climatización, se deberá corregir la capacidad de la batería según el siguiente factor: - 1 % / ºC para el caso que la temperatura promedio sea mayor a la temperatura de referencia, y + 1 % / ºC para el caso que la temperatura promedio sea menor a la temperatura de referencia. í Conectar los componentes del banco de batería tal como se muestra en la Figura 1. Verificar la polaridad de las conexiones. í Examinar el funcionamiento del sistema de adquisición de datos. í Registrar el lugar, fecha y hora de inicio del ensayo. í Registrar la tensión inicial de la batería en vacío y la densidad de cada una de las celdas de la batería. í Registrar los parámetros de tensión (V), corriente (A) y temperatura (ºC) en intervalos de un minuto. í Iniciar el proceso de descarga, conectando la carga de consumo hasta que la tensión en la batería alcance los 10,8 V . í Determinar la carga inicial de la batería mediante la multiplicación de la corriente consumida por el tiempo de duración del ensayo. La carga inicial deberá ser equivalente o superior al 80 % de la capacidad nominal de la batería a 25 ºC. Según como corresponda, realizar las correcciones de la capacidad de la batería por temperatura.

3.2.2.

Medición de la capacidad estabilizada de la batería í Conectar los componentes del banco de batería tal como se muestra en la Figura 1. Verificar la polaridad de las conexiones. í Verificar el funcionamiento del sistema de adquisición de datos. í Registrar el lugar, fecha y hora de inicio del ensayo. í Registrar los parámetros de tensión (V), corriente (A) y temperatura (ºC), por lo menos, cada minuto en cada uno de los procesos de carga y descarga. í Conectar la fuente de alimentación a la batería. í Encender la fuente de alimentación y seleccionar la corriente de carga hasta que se alcance una tensión de 14,4 V . í Apagar la fuente de alimentación y desconectarla de la batería. í Encender la fuente de alimentación y seleccionar una tensión constante de 14,4 V . í Conectar nuevamente la fuente de alimentación a la batería. í Cargar la batería a tensión constante, 14,4 V, durante 24 horas. Descargar la batería hasta 12,3 V . Repetir el proceso dos veces. Si durante la última de las cargas, cuando se cargue a tensión constante, la corriente varía en menos de 1 % durante una hora de mediciones sucesivas, se considerará que la batería está completamente cargada, en caso contrario deberá continuarse con la carga. í Apagar la fuente de alimentación y desconectarla de la batería. í Medir la densidad de la batería luego de por lo menos dos horas de reposo. í Repetir los procesos de descarga (descrito en el ensayo de capacidad inicial) y de carga hasta que en dos medidas consecutivas de la capacidad de la batería se obtengan dos valores similares (± 2,5 %). Es decir, por ejemplo, si se tiene una batería de 100 A.h y se obtiene en un ciclo 90 A.h y en el siguiente 92,3 A.h o 87,8 A.h, se considerará que la batería alcanzó su capacidad estabilizada. En caso que la capacidad sea mayor a 92,3 A.h se considerará que la batería aún no alcanzó su capacidad estabilizada, siendo necesario continuar con el ciclado hasta llegar a la condición planteada. í El valor medio de las últimas dos capacidades encontradas se considerará como la capacidad estabilizada de la batería. La capacidad estabilizada no deberá ser inferior al 95 % de su capacidad nominal. Según como corresponda, realizar las correcciones de la capacidad de la batería por temperatura, tal como se indica en el caso de la carga inicial. í La densidad de la batería final será la medida en el último proceso de carga. 3.2.3. Medición de la autodescarga í Conectar todos los dispositivos de medición, la batería y demás accesorios tal como aparece en la Figura 1. í Configurar la fuente como fuente de tensión constante a 14,4 V, encender la fuente, dejar cargando la batería durante 24 horas, apagar la fuente y dejar en reposo la batería durante 2 horas. í Encender las cargas hasta que la batería alcance una tensión de 10,8 V . Medir y registrar las medidas. í Configurar la fuente como fuente de corriente, seleccionar una corriente equivalente al régimen de carga especificado, cargar la batería hasta alcanzar la tensión de 14,4 V, cambiar la configuración de la fuente como fuente de tensión a 14,4 V, cargar el batería durante 24 horas. í Desconectar todos los dispositivos conectados a la batería, colocar la batería en un lugar protegido contra el medio ambiente y sobre maderas (o algún otro material aislante) durante un mes. í Después de un mes conectar las cargas hasta alcanzar una tensión de 10,8 V . Medir y registrar las medidas de tiempo y corriente. í La batería cumple, si la autodescarga de la batería estuviera dentro del rango especificado. D.

PROCEDIMIENTO DE CONVERTIDORES CC/CC

EVALUACIÓN

1. í

Evaluaciones generales Verificar que el convertidor etiquetado.

este

DE

debidamente


í

Pág. 340191

NORMAS LEGALES

Verificar que cuenta con su cartilla de especificaciones técnicas, de instalación, operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitados.

3.1.4.

Configuración del banco de ensayo

Fuente de alimentación

Convertidor CC/CC

V A

2.


í

Verificar que los terminales del convertidor puedan acomodar fácilmente cables de por lo menos 2,5 mm2 de sección y que al mismo tiempo la unión de los conjuntos cable-terminal y terminal-convertidor CC/ CC sea firme. Abrir la caja del convertidor y verificar que éste sea de estado sólido o de resistencia de divisores de tensión. Asimismo, se debe poder identificar cada uno de los componentes eléctricos y electrónicos del convertidor. De ninguna manera alguna parte del convertidor deberá encontrarse sellada o similar. Verificar que la selección de las tensiones pueda realizarse mediante la presión de interruptores o el giro de una perilla. Para ello deberá conectarse a la entrada del convertidor una fuente como fuente de tensión a 12 V y medir luego la tensión de salida para cada interruptor o perilla. Repetir el procedimiento para las tensiones de 11,0 V y 13,0 V . El convertidor cumple si en todos los casos las tensiones de salida corresponden a la solicitada. Verificar la posición del fusible, así como su accesibilidad y la de los terminales de cables. Verificar que los terminales y demás accesorios sean de acero inoxidable, así como la superficie del convertidor o, en su defecto, arenado y pintado al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica) o similar. Verificar que los terminales de conexión del convertidor se encuentran debidamente señalados con su respectiva polaridad.

í

í

í í

í

3.

í

í

í í

í


Ítem

Instrumentos de medida Descripción

Unidad

Cantidad

1

Amperímetro

A

2

2

Voltímetro

V

2

3

Termómetro

ºC

1

3.1.2.

Precisión

2 . Icarga 1,5 . Vnominal 0 - 100

±1% ± 0,5 % ± 0,1 ºC


Ítem

Descripción

1 Fuente de alimentación 2 Radios 3 TV

Cantidad

Capacidad

1

2 . Icarga A

Varias

9, ... 3 Vcc

1

5 Horno

1

6 Refrigerador

1

7 Cables

Evaluación de las protecciones

í

Realizar una inspección visual de la superficie exterior del convertidor, a fin de poder verificar se cuenta con el índice de protección solicitado. Seleccionar una tensión en el convertidor. Conectar la fuente de alimentación, el convertidor y una carga con un consumo 25 % mayor al nominal del convertidor durante 3 minutos. Apagar la fuente, cambiar la carga por una radio, seleccionar la tensión correspondiente en el convertidor y verificar el encendido de la radio. Si éste se produce, el convertidor cumple lo solicitado. Seleccionar una tensión de 12 V en la fuente, conectar la fuente y una radio al convertidor con las polaridades invertidas, encender la fuente durante 1 minuto, apagar la fuente y colocar los cables en su posición correcta. Encender nuevamente la fuente, verificar que el convertidor sigue funcionando y que la radio no haya sufrido desperfectos. Conectar la fuente de alimentación, el convertidor y el cable de suministro eléctrico a la radio sin ningún tipo de interruptor, seleccionar una tensión en el convertidor y unir el cable durante 1 minuto. De ser el caso, verificar si es necesario cambiar el fusible. El convertidor pasará el ensayo si continua funcionando al ser conectado, de forma apropiada, a la fuente de alimentación y a una radio. Conectar el horno hasta alcanzar la temperatura máxima especificada, conectar la fuente de

í í

8 Interruptores bipolares

í De hasta 50 ºC De hasta -10 ºC De dimensiones tales que no existan perdidas de tensión mayores de 1 %

2

í

4 . Icarga A

Condiciones generales de medición

í

Para que las mediciones sean consideradas como válidas, se deberá tener en cuenta las siguientes condiciones: -

Realizar todas las mediciones eléctricas en los terminales del convertidor. Para todas las conexiones garantizar una caída de tensión en el cableado menor al 1 % entre los terminales de los dispositivos.

Conectar cada una de las radios que se utilizarán para los ensayos a una fuente y verificar que la señal de la radio pueda ser escuchada en todas sus frecuencias, en caso contrario, apuntar las frecuencias que presentan distorciones de sonido. Repetir el mismo procedimiento con una TV conectada a una batería. Seleccionar la tensión apropiada para cada radio, conectar la radio al convertidor CC/CC y este a la fuente, asimismo, conectar un TV a una batería y colocarlo a 0,5 m del convertidor y la radio. Verificar que la señal de la radio pueda ser escuchada en todas las frecuencias antes definidas, y que la TV no presente ninguna distorsión de imagen o sonido. Repetir el procedimiento, colocando pilas a la radio. Desconectar la radio de la fuente. Realizar las conexiones de la fuente de alimentación, convertidor, radio y accesorios tal como aparece en la Figura Nº 1. Conectar el convertidor a una fuente de corriente y una radio a la salida del convertidor. Encender la radio y variar la tensión en 0,5 V cada 5 minutos; en la fuente desde los 11 V hasta los 15 V . Durante el ensayo, no deberá haberse producido ninguna interrupción de corriente o interferencia en la radio o en la TV, salvo las encontradas al inicio, y al final del ensayo el convertidor deberá seguir suministrando energía eléctrica a la radio. Con el mismo procedimiento anteriormente descrito, seleccionar, conectar y encender las radios, durante 5 minutos, con tensiones apropiadas para cada una de las tensiones de salida del convertidor. Durante el ensayo, no deberá haberse producido ninguna interrupción de corriente o interferencia en la radio y al final del ensayo el convertidor deberá seguir suministrando energía eléctrica a la radio. Conectar únicamente el convertidor a la fuente, seleccionar en la fuente tensiones desde 11 V hasta 15 V en intervalos de 0,5 V, medir y registrar las mediciones de la corriente de consumo del convertidor. Si el convertidor muestra una señalización luminosa de alarma por fusible quemado, colocar un fusible quemado para medir el máximo consumo del convertidor. Verificar que el autoconsumo corresponde a lo solicitado.

4.

1

4 Batería

3.1.3.

í

Capacidad mínima / Rango

A



3.1.1.

Radio V

í

Pág. 340192

NORMAS LEGALES

alimentación, el convertidor y una carga o un conjunto de cargas de consumo equivalentes a la máxima carga durante 1 hora. El convertidor pasará el ensayo si continua funcionando. Dejar el convertidor en reposo por 2 horas, conectar luego el refrigerador hasta alcanzar la temperatura mínima especificada, conectar la fuente de alimentación, el convertidor y una carga o un conjunto de cargas de consumo equivalentes a la máxima carga durante 1 hora. El convertidor pasará el ensayo si continua funcionando. Conectar una o un conjunto de cargas con una capacidad mayor al 25 % de la capacidad nominal del convertidor. Si luego de encender todas las cargas parcialmente o totalmente el controlador sigue funcionando, este habrá cumplido con lo solicitado.

í

Ítem Descripción 2 TV 3 Cronómetro 4 Caja negra

6 7

3.1.3.

-

1.


-

í

Verificar que la luminaria este adecuadamente etiquetada Verificar que la luminaria este acompañada de una cartilla de especificaciones técnicas, de instalación, de operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantía solicitado. Verificar que los tubos fluorescentes rectos y del tipo PL se encuentran comercialmente disponibles en las zonas donde será implementado el sistema fotovoltaico.

2.


í

Conectar la luminaria a una fuente o batería, respetando la polaridad indicada en la superficie de la luminaria y encenderla durante 5 minutos. La luminaria cumple si funciona sin presentar ningún desperfecto. Con ayuda de un desarmador desmontar la luminaria. Esta operación debe ser simple y no debe afectar a la luminaria. Después de desinstalado, deberá ser posible identificar, por separado, como mínimo, la cubierta (si tuviera), la estructura metálica (incluido el reflector), el balasto y de la lámpara. El retiro de la cubierta y la lámpara deberá ser de forma manual y de manera fácil, sin uso de herramientas. Verificar que la estructura metálica, los terminales y demás accesorios son de materiales resistentes a la oxidación o, en su defecto, arenadas y pintadas al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica). Inspeccionar visualmente la luminaria, en especial las regiones de unión de materiales para verificar que no haya peligro de causar heridas o similares. Limpiar la superficie externa de la luminaria incluyendo la lámpara fluorescente con un paño mojado. La limpieza no deberá presentar ninguna dificultad, no deberá presentarse ningún desprendimiento. Verificar, si la luminaria tiene una cubierta y que se pueda observar la lámpara con una buena definición a través de la cubierta. Hacer una simulación de la instalación de la luminaria sobre una tabla en la posición que sería instalada, requiriéndose únicamente un destornillador. Observar la calidad de los accesorios para hacer la instalación.

í

í

í í

í í

3.

-

-

-

-

-

Tabla 3. Consumo de la luminaria sin lámpara. Tensión Corriente Potencia de Potencia (Pconsumo - Pnom)/ Pnom (%) nominal de entrada consumo - Pconsumo nominal - Pnom (V) (A) (W) (W) ----

Instrumentos de medición Descripción

Cantidad Capacidad mínima

1

Amperímetro

1

2

Voltímetro

1

3

Sensor de temperatura

1

1,5 . Iensayo 1,5 . Vensayo 100 ºC

Precisión Resolución ±1%

Un decimal

± 0,5 % ± 1 ºC

---

-

3.1.2.


Ítem Descripción 1 Radio

Cantidad 1

Configurar la fuente como fuente de tensión, seleccionar la tensión nominal del sistema. Colocar los instrumentos de medición y dispositivos auxiliares de acuerdo con la configuración de la Figura 1. Con la luminaria apagada, encender la radio AM y/o TV y seleccionar un volumen y mover el control de sintonía de los artefactos para verificar el estado de estos y la recepción de las señales. Registrar en que rango no se tiene una adecuada recepción por artefacto. Encender la luminaria a una fuente a la tensión nominal de la carga, así como la radio AM y/o TV a 0,5 m y 1,0 m de distancia de la luminaria. Mover el control de sintonía de los aparatos y registrar si hubiese alguna interferencia. Hacer la misma operación para tensiones mayores a 9 %, 15 % y 25 % de la tensión nominal. Desplazar la radio o la TV 0,5 m cada vez hasta llegar a una distancia de 1,0 m . Estos ensayos con la radio o TV deben ser realizados en dos condiciones. La primera, estando ambos dispositivos conectados al sistema y, la segunda, estando aislados al sistema. Si no hubiera ninguna interferencia o ruido durante el ensayo, la luminaria cumplió con el ensayo. Registrar la temperatura de la superficie externa de la luminaria y en las proximidades del balasto. Si esta temperatura es menor que 50 ºC, la luminaria cumplió con el ensayo. Conectar la luminaria a la fuente estando esta en la tensión nominal del sistema. Encender la luminaria durante una hora. Retirar la lámpara y medir la tensión y la corriente de consumo de la luminaria, calcular la potencia de consumo y el porcentaje de esta potencia en relación a la potencia nominal de la luminaria. Registrar los valores en la Tabla 3.

-


Ítem

Realizar todas las mediciones eléctricas en las terminales de la luminaria. Para todas las conexiones garantizar una caída de tensión en el cableado menor al 1 % entre las terminales de los dispositivos.



3.1.1.


Para que las mediciones sean consideradas como válidas se deberá tener en cuenta las siguientes condiciones:

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE LUMINARIA EN CC

í

Cantidad Observaciones 1 1 1 Para ensayo de luminarias con fluorescente recto o PL Luminaria padrón 1 De características similares a la lámpara fluorescente Horno 1 Hasta 50 ºC Refrigeradora 1 Hasta - 10 ºC

5

E.

í


Observaciones

-

Si la potencia de consumo fuera menor que 20 % del consumo nominal de la luminaria en todo el rango de 11,0 V a 15,0 V, la luminaria cumple lo solicitado. Conectar la luminaria a una fuente y colocarla dentro de un horno. Encender el horno y seleccionar en el horno la temperatura máxima especificada. Encender la fuente y verificar que la luminaria se haya encendido. Dejar encendida la luminaria dentro del horno por un período, no menor, a 15 minutos. Medir la tensión y la corriente de consumo de la luminaria.


-

La luminaria habrá pasado el ensayo si continua funcionando y si la potencia consumida no vario.

-

Mantener encendida la fuente durante todo el proceso de ensayo. Medir el consumo de la luminaria cada 1 000 ciclos. Si después de 5 000 ciclos la luminaria continua funcionando y sus características eléctricas no disminuyeran en más de 5 %, ésta habrá pasado con éxito el ensayo.

3.3. Ciclado Para la verificación del ciclado se tiene dos alternativas de ensayo. La primera alternativa consiste en la que se establecer los tiempos de encendido y apagado en función de la temperatura de la lámpara, mientras que la segunda comprueba el ciclado en función de tiempos predeterminados. La primera alternativa, típicamente, se recomienda para el etiquetado de las luminarias, mientras que el segundo se recomienda para el caso que no exista un proceso de etiquetado y los plazos sean limitados, por ejemplo un proceso de adquisición, licitación o similar. 3.3.1.

3.3.1.1. Instrumentos de medición

2

3.3.3. -

Cantidad 1

Amperímetro

1

-

Precisión

Resolución Un decimal

1,5 . Vensayo

Un decimal

1,5 . Iensayo

-

3.3.1.2. Dispositivos auxiliares Ítem 1 2 3 4

Descripción Temporizador Fuente Cronómetro Climatizador

Cantidad 1 1 1 1

Capacidad mínima * ** 1 hora

* En función al número de luminarias a ensayar se puede usar más de un temporizador o uno con capacidad equivalente a 1,5 veces la suma de la corriente nominal de las luminarias. ** De capacidad equivalente a 1,5 veces la suma de la corriente nominal de las luminarias.

3.4. Evaluaciones del flujo luminoso 3.4.1.

Temporizador

Ítem

-

-

-

Descripción

Precisión

Resolución

2

Amperímetro

2

1,5 . Vensayo

Un decimal

2

1,5 . Vensayo

3

Luxómetro

1

1,5 . Iensayo

1,5 . Iensayo

Ítem Descripción Cantidad 1 Fuente 1 2 3

Si la diferencia de las temperaturas promedios entre el lugar de instalación del SFV y del laboratorio donde serán ensayadas las luminarias es mayor que 15 ºC, introducir la luminaria en un climatizador y seleccionar una temperatura próxima a la mínima de la localidad con ayuda del sensor de temperatura. En caso contrario, ensayar a temperatura ambiente. Con uso de una fuente, definir el tiempo de encendido y apagado de cada una de las marcas de luminarias a la tensión nominal del sistema sobre la base de la temperatura de la lámpara, Tabla Nº 4. Tabla Nº 4. Registro de las mediciones de encendido y apagado

-

Capacidad

Voltímetro

1 000 lux

Un decimal

±5%

----

3.4.1.2. Dispositivos auxiliares

Temperatura de las lámparas

Temperatura de la lámpara (ºC) “fría” (...ºC) .... Constante (...ºC)

Cantidad

1

Fuente

Figura 1. Configuración de dispositivos para la medición del ciclo de vida de la luminaria.

3.3.2.

Banco de ensayo

3.4.1.1. Instrumentos de medición

3.3.1.3. Configuración del banco de ensayo Conjunto de luminarias

Tiempos predeterminados

Como en el caso anterior, si la diferencia de las temperaturas promedio entre el lugar de la instalación del SFV y el laboratorio donde serán ensayadas las luminarias es mayor que 15 ºC, introducir la luminaria en un climatizador y seleccionar una temperatura próxima a la mínima de la localidad con ayuda del sensor de temperatura. En caso contrario, ensayar a temperatura ambiente. Con la misma configuración de la Figura 1, seleccionar en el temporizador un tiempo de encendido de 60 segundos y uno de apagado de 150 segundos. Seleccionar una tensión equivalente a la del sistema en la fuente, conectar la fuente a la luminaria e iniciar el proceso de ciclado. Medir el consumo de la luminaria cada 1 000 ciclos. Si después de 5 000 ciclos la luminaria continua funcionando y sus características eléctricas no disminuyeran en más de 5 %, ésta habrá pasado el ensayo.

Banco de ensayo

Ítem Descripción 1 Voltímetro

Pág. 340193

NORMAS LEGALES

Tiempo de encendido (min)

Temperatura de la lámpara (ºC)

Cronómetro Caja negra

1 1

Capacidad mínima 1,5 . Iensayo 1 hora 1,2 m de largo, 1 m de ancho y 1,5 m de alto. Recubierta en su interior con materiales cuya geometría y color disminuyan significativamente la reflectancia (p. ejemplo cajas de huevos pintado de negro mate). En la parte superior cuenta con dos compartimientos superiores para la luminaria de ensayo y patrón, las mismas que deberán estar a aproximadamente 1,40 m de alto en relación al piso. En la parte inferior, se coloca el luxómetro sobre un dispositivo ubicado en la parte central, de tal forma que el luxómetro se traslada a lo largo de la caja negra.


Tiempo de apagado (min)

Fuente

A

Luminaria patrón

A

Luminaria en ensayo

V

“fría” + 2 ºC (...ºC)

Medir la temperatura de la lámpara “fría” y luego encender la luminaria hasta que la lámpara alcance una temperatura constante. Después apagar la luminaria y esperar hasta que la temperatura de la lámpara alcance un valor próximo a la temperatura inicial más dos grados Celsius. Una vez definidos los tiempos de encendido y apagado de cada una de las marcas de luminarias, escoger un mayor tiempo de encendido y apagado. Seleccionar los tiempos correspondientes en el temporizador y comprobarlos con un cronómetro.

V

CAJA NEGRA Figura 2. Configuración de dispositivos para la medida del flujo luminoso.

í

Introducir la luminaria en ensayo y la patrón dentro de una caja negra (tras 1 000 ciclos de encendido y apagado).

Pág. 340194 í

NORMAS LEGALES

Seleccionar una tensión de 12 V en la fuente, conectar la fuente a las luminarias, encenderlas y cubrir la luminaria patrón. Después de una hora de operación, medir la corriente de consumo y calcular la potencia de consumo (Pensayo) de la luminaria en ensayo. Trasladar el luxómetro a través de la caja negra hasta que se mida la máxima iluminancia, medir la distancia del luxómetro hasta el centro de la luminaria. Calcular el flujo luminoso de la luminaria en ensayo (Fensayo) mediante la siguiente expresión:

í í í

í í

í

í

í

í

í

Fn

Fn

Fn

Fn

Fn

Fn

(8 W )

(13 W )

(15 W )

(18 W )

(20 W )

(10 W )

135

18,1126

18,3921

18,2758

18,5103

18,5103

18,1491

136

18,3803

18,6598

18,5435

18,7780

18,7780

18,4168

137

18,6500

18,9295

18,8132

19,0478

19,0478

18,6864

138

18,9216

19,2012

19,0848

19,3195

19,3195

18,9581

139

19,1952

19,4748

19,3585

19,5931

19,5931

19,2317

140

19,4708

19,7505

19,6341

19,8688

19,8688

141

19,7484

20,0281

19,9116

20,1464

20,1464

142

20,0279

20,3076

20,1912

20,4260

20,4260

20,0644

143

20,3094

20,5892

20,4727

20,7076

20,7076

20,3459

144

20,5929

20,8727

20,7562

20,9911

20,9911

20,6294

145

20,8784

21,1582

21,0417

21,2767

21,2767

20,9149

í í

F.

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE INVERSOR CC/CA

1.


19,5073

-

19,7848

-

Verificar que el inversor se encuentre debidamente etiquetado. Verificar que el inversor cuente con la cartilla de especificaciones técnicas, de instalación, operación y mantenimiento, de seguridad personal y los certificados de garantías solicitadas.

2.


-

Verificar visualmente que los terminales y demás accesorios son de material inoxidable, así como, que la superficie del inversor se encuentra debidamente protegida. Verificar que los tornillos del inversor puedan ser removidos o recolocados con desarmadores del tipo plano, estrella o mixta. Verificar que los terminales se encuentren fijamente unidos al inversor mediante la manipulación de los mismos. Verificar visualmente que en la superficie del inversor, junto a la salida de los cables en CC se encuentre claramente señalada la polaridad de los mismos, así como la ubicación de la salida en CA. Verificar que los cables seleccionados en CC y CA puedan ser conectados a los terminales correspondientes del inversor de una manera firme y segura. Localizar el fusible en el inversor, extraerlo y colocar nuevamente. Si el fusible se encuentra en la parte exterior del inversor y no se necesitó usar ninguna herramienta para su extracción, el inversor cumplió con lo solicitado. Verificar si el inversor posee todos los accesorios necesarios para su instalación. Abrir el inversor mediante desarmadores, tipo plano, estrella o mixta y verificar que sean identificables las partes internas del inversor tal como la placa electrónica, transformador, cables, etc. Conectar el inversor a una batería compatible en tensión y verificar si éste posee un interruptor para ser encendido y apagado.

De la misma forma, calcular el flujo luminoso corregido de la luminaria en ensayo (F*ensayo) multiplicando Fensayo por F*patrón y Fpatrón. Dividir el flujo luminoso corregido de la luminaria en ensayo entre su potencia de consumo. El resultado de esta prueba se considera “positivo” cuando el rendimiento luminoso sea de igual o mayor al solicitado.

3.5. Condiciones Extremas de Funcionamiento -

Introducir a la luminaria a un horno a la máxima temperatura ambiente solicitada. Dejar en reposo durante 15 minutos. Encender la luminaria durante 15 minutos y medir la potencia de consumo de la luminaria. La luminaria cumple sigue funcionando Proceder de la misma forma para el caso del refrigerador. La luminaria cumple si sigue funcionando.

3.6. Interferencia í

í

Verificar visualmente si la luminaria cumple con el índice de protección solicitado según las condiciones geográficas donde se instalará el sistema fotovoltaico. Seleccionar en la fuente una tensión de 12 V, conectar la luminaria a la fuente con polaridad invertida durante 5 minutos. Colocar nuevamente los cables con su polaridad correcta y verificar que la luminaria se encienda. Si la luminaria se encendió, cumplió con el ensayo. En caso de tratarse de luminarias que permitan el retiro de la lámpara fluorescente, comprobar que la luminaria sigue funcionando correctamente después de que: o Se conecte una lámpara fluorescente quemada y sea encendida durante 10 minutos por una fuente. o Se le retire la lámpara fluorescente durante 10 minutos mientras se encontraba en funcionamiento previo durante 15 minutos.

Tabla 5. Valores de Fn para diferentes potencias de lámparas fluorescentes. h(cm)

Conectar la radio y el TV a la misma batería o fuente que está conectada la luminaria, encender la radio y la TV y luego encender la luminaria. Ubicar la luminaria a 1 m de distancia, encender la luminaria y verificar que no se produzca ninguna interferencia en las frecuencias o canales de la radio o TV respectivamente. La luminaria cumplirá si no produce ninguna interferencia a 1 m .

3.7. Protección

Flujo luminoso (lm) = Fn . densidad donde el valor de Fn se indica en la Tabla 5, donde h es la altura en cm para diferentes potencias de tubos fluorescentes, y donde densidad es el valor máximo de la densidad del flujo luminoso (lux) medido. Repetir el procedimiento haciendo uso de una luminaria patrón, obteniendo de esta forma el flujo luminoso (Fpatrón) correspondiente y la potencia patrón (Ppatrón) Calcular el flujo luminoso corregido de la luminaria patrón (F*patrón) multiplicando Fpatrón por la P*patrón y dividir por la Ppatrón.


Conectar una radio que se utilizará para los ensayos a una fuente no conectada a la luminaria o pilas y verificar que la señal de la radio pueda ser escuchada en todas sus frecuencias, en caso contrario, apuntar las frecuencias que presentan distorsiones de sonido. Repetir el mismo procedimiento con una TV conectada a una batería o una fuente no conectada a la luminaria. Ubicar la luminaria a 1 m de distancia, encender la luminaria y verificar que no se produzca ninguna interferencia en las frecuencias o canales de la radio o TV respectivamente. La luminaria cumplirá si no produce ninguna interferencia a 1 m .

-

-

-

-

-

3.


El procedimiento que se presenta a continuación se fundamenta en el uso de un banco de baterías, nuevo o con pocos ciclos de funcionamiento, como fuente de CC,


NORMAS LEGALES

alternativamente su uso puede ser sustituido por una fuente regulada que sea compatible con el inversor en corriente y tensión. 3.1. Banco de ensayo 3.1.1. Item

Instrumentos de medición Instrumento

Cantidad

Capacidad mínima

Precisión

Resolución

1

Amperímetro

1

Un decimal

Analizador de armónicos

1,5 . Iensayo

±1%

2

1

-----

±2%

-----

3

Pinza amperimétrica

1

1,5 . Iensayo

± 1,5 %

Voltímetro

1

1,5 . Vensayo en CC

± 0,5 %

4

3.1.2.

í í

Un decimal


Tensión Factor de Tensión Corriente Frecuencia Corriente de THDV de entrada carga de salida RMS de (Hz) autoconsumo (%) (V) (V) salida (A) 100 ... 15 5 100 ... 15 5

-


La caída de tensión entre la batería o fuente de alimentación y el inversor no debe ser mayor al 1% de la tensión nominal del inversor. Todas las mediciones deben ser realizadas en los terminales de salida y entrada del inversor.

3.1.4.

-

Configuración del banco de ensayo -

Batería o fuente

-

A

A

V

Inversor CC/CA

V

C

C

C

Batería de carga o fuente Figura 1. Configuración de los aparatos de medición y componentes para la evaluación eléctrica del inversor.

-

-


Medición de la eficiencia, distorsión armónica total, variación de la frecuencia, tensión de salida CA, tensiones de desconexión y reposición de las cargas y autoconsumo. -

-

-

(por temperatura y altura) declarados por el fabricante. Sin embargo, la potencia debe corresponder a la solicitada en las condiciones especificadas. Encender el inversor y en seguida encender todas las cargas al inversor. Registrar las mediciones de corriente y tensión de entrada y salida del inversor, la frecuencia, la distorsión armónica en tensión, así como, la información proporcionada por el inversor en la tabla 6. Realizar la mayor cantidad de mediciones posibles hasta llegar a una tensión de 12,6 V . Tabla 6. Registro de las mediciones en el inversor.

Item Descripción Cantidad Observaciones 1 Inversor 1 A ser ensayado 2 Batería 1 De capacidad en A.h equivalente en valor absoluto a la potencia del inversor 3 Fuente 1 Compatible con la batería o inversor en corriente y tensión 4 Cargas varias Equivalente a 10 %, 20 %, ... 150 %

3.1.3.

Pág. 340195

Colocar los aparatos de medición de acuerdo con la configuración mostrada en la Figura 1. La batería debe estar completamente cargada, con una capacidad mínima igual a la potencia nominal del inversor, de preferencia nueva o en buenas condiciones. Es decir, por ejemplo, si la potencia del inversor es de 250 W, la capacidad de la batería deberá ser de 250 A.h para la misma tensión de entrada del inversor. Verificar la tensión y polaridad del inversor, del banco de baterías y de la fuente. Conectar estos dispositivos, así como las cargas al inversor. Identificar y agrupar cargas resistivas equivalentes a 25 %, 50 %, 75 %, 90 % y 100 % de la potencia nominal del inversor. Si el ensayo es realizado en condiciones diferentes a las del lugar de instalación, tomar en cuenta los factores de reducción correspondientes

Apagar sucesivamente las cargas y registrar los valores de los parámetros antes mencionados hasta apagar todas las cargas. Medir el autoconsumo del inversor. Encender todas las cargas hasta que la tensión de la batería disminuya en 0,25 V . Repetir el procedimiento hasta alcanzar la tensión de 12 V con todas las cargas encendidas. Registrar la tensión de desconexión de las cargas. Encender la fuente de tal forma que suministre una corriente de carga equivalente a la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico a STC hasta que el inversor encienda nuevamente todas las cargas. Repetir los últimos dos pasos para una potencia y corriente parcial equivalente a 75 % de la nominal. Si la distorsión armónica total de tensión es menor que 5 % en relación a la tensión RMS de la forma de onda, entonces el inversor cumple lo especificado. Si la potencia del autoconsumo para cualquiera de las tensiones ensayadas es menor a 3 % de la potencia nominal del inversor, el inversor cumple lo especificado. Si la eficiencia es mayor a 80 % para un factor de potencia entre 15 % y 90 % y para todas las tensiones típicas del SFD, el inversor cumple lo especificado. Si la variación de la tensión de salida del inversor está entre ± 10 % del valor nominal, para cualquier factor de carga y tensión de entrada en CC típica del SFV, el inversor cumple. Si la variación de la frecuencia a la salida del inversor está entre ± 5 % del valor nominal para cualquier factor de carga y tensión de entrada en CC típica del SFD, el inversor cumple. El inversor cumple con las especificaciones si la tensión de desconexión de las cargas, de alarma de desconexión y reposición de las cargas se encuentran dentro del correspondiente rango especificado. Si la información visual proporcionada por el inversor corresponde a los parámetros eléctricos medidos, el inversor cumple.

3.2.2. -

-

Evaluación de la compatibilidad con las cargas

Con la misma configuración anterior, identificar las cargas que se estimen serán conectadas al inversor. Estas deben ser agrupadas en cargas equivalentes a 25 %, 50 % y 100 % de la potencia nominal del inversor Con la batería cargada, encender sucesivamente las cargas, luego apagar las cargas y el inversor. Conectar al inversor el 100 % de las cargas y encenderlo. Si el inversor no presentó ningún problema al encender las cargas y éstas funcionan en forma continua, sin

Pág. 340196

NORMAS LEGALES

variaciones significativos en sus características, el inversor cumple con lo especificado. 3.2.3. -

3.2.4. -

-

Verificar si los aparatos de recepción y emisión de señales, usados típicamente en el sector rural, funcionan separadamente en todo el rango de sintonización de señales. Caso contrario, registrar en que rango no se produce una adecuada recepción. Conectar el inversor a la batería con una tensión próxima a 12,6 V y con una carga equivalente entre el 5 % a 10 % de la potencia nominal. Encender separadamente cada dispositivo de comunicación a una distancia de 3 m y verificar que no se produzca ninguna interferencia. Repetir el procedimiento en un intervalo de 0,5 m hasta llegar a los 5 m . Si no presentara ninguna interferencia o no se percibe ningún ruido, el inversor cumple con lo especificado. Evaluación de las protecciones

-

Con la configuración ilustrada en la Figura 1 conectar el inversor a una o más cargas equivalente a 100% de la potencia del inversor, encenderlo, desconectar el cable de la batería. Apagar las cargas, conectar nuevamente el cable. El inversor cumple lo especificado si el inversor nuevamente consigue encender el 100% de las cargas. Con el inversor en vacío invertir la polaridad a la entrada del inversor durante 3 minutos. Conectar nuevamente en la posición correcta los cables de entrada y encender el inversor. Si hay un fusible de protección y este quedará dañado, cambiarlo. Medir la tensión a la salida del inversor. Si el multímetro mide una tensión a la salida del inversor próxima a la nominal, este cumple con lo especificado. Verificar que el inversor cuenta con el índice de protección solicitado.

5.

Evaluación del funcionamiento del inversor en condiciones extremas de operación

-

La batería debe estar completamente cargada, con una tensión mínimo de 13,8 V . Agrupar las cargas típicas a ser usadas o las cargas equivalente a 125 % y 150 % de la potencia del inversor, conectar los componentes tal como aparece en la Figura 1. Encender el conjunto de cargas equivalentes a 125 % de la carga total, apagar después de 2 minutos. Encender la carga equivalente a 150 % de la carga total, apagar después de 30 segundos. Si el inversor logra encender las cargas, para ambas condiciones, para tensiones superiores a 12,1 V, cumple con lo especificado.

-

-

G.

Verificar que todas las terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios, propios de cada componente, y los usados para la instalación, sean de material inoxidable.

2.


-

Verificar que todos los tornillos de los componentes y accesorios para su instalación son de cabeza plana, estrella o mixta. Verificar que todo los fusibles a ser utilizados son de amplia distribución en el mercado, especialmente en las cercanías donde se realizaran las instalaciones. Asimismo, verificar que su capacidad señalada en la superficie exterior se encuentra entre el 120 % y el 150 % de la corriente máxima que circulará por el fusible. Manipular los terminales de los componentes, a fin de verificar que se encuentren firmemente unidos a los mismos. Asimismo, verificar que los cables puedan ser conectados a sus correspondientes terminales de mantera segura y mecánicamente fuerte. Verificar que los fusibles, interruptores u otros elementos de seguridad se encuentran ubicados en la caja de conexiones. Verificar que su índice de protección sea igual o mayor al del controlador de carga, siendo imprescindible que las salidas de la caja de conexiones se encuentren herméticamente selladas mediante prensaestopas. Así mismo, debe verificarse que la superficie exterior sea de material resistente a la oxidación o, en su defecto, arenado y pintada al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica). Con la ayuda de un inclinómetro, verificar que el ángulo de inclinación del soporte del módulo fotovoltaico corresponde al valor solicitado. Asimismo, verificar que esté conformado por perfiles de aluminio anodizado, que los elementos de unión se encuentren firmemente unidos, a fin de que puedan resistir vientos de hasta 120 km/h . Verificar que las estructuras y postes de madera cuenten con un certificado del proveedor de la madera, en el cual se garantiza que la madera empleada ha sido sometida a un periodo de secado mayor a 2 meses y que tiene la densidad solicitada. En el caso de estructuras o postes metálicos, estos deberán ser de material inoxidable o, en su defecto, arenado y pintada al horno, con doble base anticorrosiva (epóxica). Verificar que la posición del generador fotovoltaico sea la más apropiada para una mayor captación posible de la radiación solar, tomando en cuenta la dirección del sol, alturas de obstáculos cercanos, entre otros. En el caso que éstos sean instalados sobre techos, verificar que la distancia entre el módulo y el techo corresponda a lo solicitado. Verificar que el SFV cuente con un banco de baterías y que sus características correspondan a lo solicitado. Al realizar una conexión de más de una batería, verificar que éstas tengan las características solicitadas. Para ello deben ser solicitados los certificados de fabricación o las especificaciones técnicas de las baterías, según como corresponda, y los ensayos realizados. Verificar que el SFV cuente con un tablero de control, en el cual están ubicados los componentes principales del SFV a excepción del banco de baterías Verificar que el tablero de control se encuentre protegido contra efectos corrosivos, que entre los componentes y las paredes laterales exista un espacio mínimo de 5 cm y tenga el IP solicitado. Comprobar que los cables a usarse en la instalación poseen un código de colores; y con una cubierta adecuada, acorde al ambiente donde serán instalados. Verificar que los terminales sean los apropiados, de acuerdo a la sección del cable. Verificar que en la cubierta protectora del cable se indique el tipo de cable, la sección y el fabricante del mismo (según NTP 370.252). Al hacer las conexiones de los cables y componentes de un SFV, verificar que no exista la posibilidad de producirse el efecto galvánico. Verificar que el conjunto tomacorriente/enchufe se encuentre polarizado.

-

Evaluación de las interferencias

4.

-

-

Evaluación de la sobrecorriente

Identificar un motor que precise para su accionamiento una sobrecorriente de aproximadamente 6 veces la corriente nominal del inversor. Conectar el motor al inversor, encender el inversor. Si el inversor entregó el pico de corriente al motor, el inversor cumplirá con lo especificado.

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

El procedimiento de evaluación del SFV tiene como finalidad el determinar si el conjunto de componentes y elementos accesorios funcionan bajo las condiciones ambientales, de carga, descarga, entre otros solicitados.

-

-

-

-

-

-

-

-

Por lo tanto, para su evaluación deben ser considerados todos los componentes y materiales previstos. 1.


-

Instalar el SFV según recomendación del fabricante, verificar que todos los materiales necesarios para la instalación (tornillos, conectores, elementos de soporte y fijación, etc.) hayan sido incluidos de forma completa.


-


3.


3.2. Evaluación del SFV

3.1. Banco de ensayo 3.1.1. Item

Cantidad

1

Amperímetro

1

2

Voltímetro

1

3

Inclinómetro

1

4

Goniómetro

1

3.1.2.

-

Instrumentos de medición Instrumento

Capacidad mínima 1,5 . Iensayo 1,5 . Vensayo en CC

Precisión

Resolución

±1% ± 0,5 %

180º

±1%

50

±1%

Un decimal

-

-

Aparatos y componentes

Item Descripción Cantidad Observaciones 1 SFV 1 A ser ensayado 2 Módulo sensor de 1 Calibrado temperatura 3 Módulo sensor de 1 Calibrado irradiancia 4 Piranómetro para registro de 1 Calibrada irradiancia difusa 5 Temporizador (reloj horario) 1 Con una precisión de 15 minutos 6 Sistema de adquisición de 1 Registro de radiación global, datos difusa, temperatura de celda, temperatura ambiente, tensión y corriente a la entrada del banco de baterías

3.1.3.

Pág. 340197

NORMAS LEGALES

-

-


Estas condiciones generales deben ser cumplirse: 1.

Realizar la instalación del SFV bajo las condiciones preestablecidos para su futura instalación (inclinación, metros de cable, entre otros). 2. Banco de baterías completamente cargada y con su capacidad estabilizada. 3. Instalar el banco de ensayo con los componentes, instrumentos y equipos señalados según su configuración. 4. Los resultados se considerarán como válidos, siempre y cuando la irradiancia durante los días de ensayo no sea inferior a 1,2 veces la irradiancia mínima especificada. 5. El sistema debe ser instalado en horas previas al inicio de la descarga. Por ejemplo, en el caso que un sistema suministre energía eléctrica a sus cargas únicamente de noche, éste deberá ser instalado en el transcurso del día, dejando un intervalo de 4 horas entre el final de la instalación y el inicio de la descarga. La descarga corresponderá a la corriente máxima diaria, para ello se recomienda emplear las cargas típicas que serán usadas con el sistema, o en su defecto, una carga equivalente durante las horas especificadas. 3.1.4. Configuración del banco de ensayo La configuración que se muestra en la Figura 1 es referencial. Cualquier ensayo del SFV debe ser realizado con su configuración propia.

3.3. Evaluación de las lámparas incandescentes -

Conectar las lámparas incandescentes a una fuente de alimentación a 12 V, medir la corriente de consumo, multiplicar la tensión y la corriente y dividir este valor con el valor de potencia pico en CEM del generador fotovoltaico. La potencia de la lámpara incandescente deberá ser menor a 5 % para que el SFV cumpla con lo solicitado.

3.4. Evaluación del componentes -

funcionamiento

de

los

Verificar a través de los ensayos previstos que los componentes y sus accesorios funcionen en conjunto, suministrando la energía eléctrica solicitada. Asimismo, verificar en base a la información proporcionada por el fabricante que por causa de las condiciones geográficas o climáticas, la capacidad de cada uno de los equipos no se vea disminuida más allá de lo solicitado. En casos extremos, deberá evaluarse la posibilidad de realizar las evaluaciones correspondientes a cada componente en un lugar con las condiciones geográficas y/o climáticas similares donde serán instalados los SFV.

3.5. Evaluación de los interruptores de CA -

Módulo fotovoltaico Sensor de irradiancia

A

Cargar la batería con el generador fotovoltaico hasta que se contabilice una irradiancia equivalente a 1,2 veces la irradiancia mínima especificada. En ese momento, deberá desconectarse el generador fotovoltaico y el controlador deberá indicar que el banco de baterías se encuentra completamente cargado. Descargar el banco de batería haciendo uso de las cargas de consumo previstas o equivalentes, hasta que el controlador las desconecte. Registrar las tensiones y corrientes en las terminales del controlador, inversor y banco de baterías cada 10 minutos, como máximo. Cargar el banco de baterías con el generador fotovoltaico por un período equivalente a los días de autonomía solicitados. Descargar el banco de baterías hasta que el controlador desconecte las cargas del consumo. El sistema pasará la evaluación si la energía contabilizada en la descarga equivale a la multiplicación del número de días de autonomía solicitado por la energía de consumo diaria solicitada, con una tolerancia de hasta - 5 %. En el caso que no sea ensayada el banco de baterías a 25 ºC, se deberá corregir su capacidad con un factor de 1% / ºC. Si el SFV no pasará la evaluación, debe verificarse las pérdidas de tensión entre los cables y los terminales, en los elementos accesorios y la compatibilidad entre los componentes. En caso que durante el proceso de evaluación alguna condición general de medida no se alcanzara, entonces, se deberá volver a reiniciar el ensayo bajo las mismas condiciones.

V

Conectar el interruptor solicitado a una fuente de alimentación y a las cargas de consumo solicitadas (o una carga equivalente) y encenderlas, al menos, durante 10 minutos. El interruptor habrá pasado el ensayo si no sufrió una desconexión o algún otro desperfecto en su funcionamiento.

A

Temporizador

Controlador

Cargas

V

3.6. Evaluación de los cables

A

-

Verificar que la caída de tensión entre los componentes es menor al 2 %, durante la evaluación del sistema.

4.

Evaluación de protecciones

-

Verificar que existen las protecciones solicitadas en las diferentes líneas del SFV.

V

Banco de Baterías

A V

A

Inversor

V

A

Temporizador

V

Cargas

Figura 1. Configuración genérica de un Sistema Fotovoltaico.

Pág. 340198


NORMAS LEGALES Características

ANEXO INFORME DE EVALUACIÓN DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO Y SUS COMPONENTES Nombre de Laboratorio Fecha, año

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO Personal Nombre de Evaluador Nombre de Responsable Código de evaluación del laboratorio

Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares Equipo Sensor de irradiancia Sensor de temperatura Piranómetro Radiómetro Anemómetro Inclinómetro Voltímetro Shunt Shunt Potenciómetro Batería

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

Calificación

Desalineamiento

Alineadas ( ); Desalineadas ( )

Metalización

No presenta ( ); Presenta ( )

Impurezas en laminado Burbujas en encapsulado Vidrio frontal Cinta de conexión Etiqueta Módulo Tedlar Unión marco-módulo Caja de conexión Unión con módulo fotovoltaico Tornillos de conexión Marco Accesorios Protecciones IP Diodos de “by pass”

No presenta ( ); Presenta ( ) No presenta ( ); Presenta ( ) En buenas condiciones ( ); Rota ( ) En buenas condiciones ( ); Rota ( ) Legible ( ); Ilegible ( ) Sin manchas ( ), sin manchas o restos ( ) En buenas condiciones ( ); Roto ( ) En buenas condiciones ( ); Desprendido ( ) Firme ( ); Desprendido ( ) Plano ( ), Estrella ( ), Mixto ( ), Otro ..... Aluminio Anodizado ( ); otro material ( ) Inoxidable ( ); Oxidable ( ) .... 2 unidades por módulo

Fotografía de defectos encontrados (si corresponde) .......................

Observaciones Comentarios

Evaluaciones

....................... del ........................... de ................

Cristalino ( ); Policristalino ( ) V Wp I*sc I*oc mm Mm mm

_______________ Evaluador

______________ Responsable

EVALUACIÓN ELÉCTRICA Condiciones generales de medición

Parámetro Varios Corriente de cortocircuito Tensión de circuito abierto Cálculo de la potencia

ELÉCTRICAS

........................................................................... ...........................................................................

CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( )

Fechas de Evaluaciones

FÍSICAS

.....................

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

Características generales del módulo fotovoltaico Marca Modelo Número de Serie Tipo de Módulo Tensión nominal Potencia Máxima a CEM Corriente de cortocircuito a CEM Tensión de circuito abierto a CEM Dimensiones del módulo Dimensiones de las celdas Dimensiones del marco

Cumple (Si/No)

Período de tiempo Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

EVALUACIÓN FÍSICA Y DE PROTECCIONES

Parámetro Irradiancia solar (W/m2) Fracción difusa Velocidad del viento (m/s) Ángulo de inclinación del Módulo fotovoltaico Sensor de irradiancia Sensor de temperatura Latitud

Mínimo

Máximo

Registro Fotográfico Fotografía del módulo fotovoltaico Frontal

Posterior

Observaciones ................................................................................ ......................................................................................................... Comentarios ................................................................................ ......................................................................................................... Parámetros

Características Calificación Cumple (Si/No) Estado de las células En buenas condiciones ( ); Rota ( ); Separadas ( )

Instalación del módulo FV Corriente de cortocircuito a CEM Tensión en circuito abierto a CEM

Unid. 1 A V

Fecha y hora Fecha y hora solar Medido Inicio Término Inicio Término ---

Observaciones ................................................................................ .........................................................................................................


Comentarios ................................................................................ .........................................................................................................

Medida

Evaluación de la potencia del módulo fotovoltaico Fecha y hora de inicio: ..... del ......... de .......... a las ........ horas Fecha y hora de término: ..... del ......... de ......... a las ......... horas Hora solar de inicio: .......................... Hora solar de término: ......................... Potencia máxima a CEM evaluado: .............. W Observaciones ................................................................................ ......................................................................................................... Comentarios ................................................................................ ......................................................................................................... Las medidas realizadas se encuentran en el Anexo 1, numeral 1, 2y3

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN ELÉCTRICA DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador


ANEXO 1 1. Registro de Medidas de la Corriente de Cortocircuito Tensión Corriente de Irradiancia del módulo cortocircuito fotovoltaico del módulo fotovoltaico (mV)

(A)

(mV) W/m2

Corriente de cortocircuito del módulo fotovoltaico a CEM (A)

Tensión Corriente de Irradiancia del módulo cortocircuito fotovoltaico del módulo fotovoltaico (mV)

(A)

(mV) W/m2

Corriente de cortocircuito del módulo fotovoltaico a CEM (A)

Irradiancia difusa

Velocidad del viento

W/m2 (mV)

(m/s)

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

2. Registro de Medidas de la Tensión de Circuito Abierto

CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( )

Medida

Pág. 340199

NORMAS LEGALES

Irradiancia difusa

Velocidad del viento

W/m2 (mV)

(m/s)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Medida Tensión del módulo Sensor de Tensión de circuito Irradiancia Velocidad del fotovoltaico temperatura abierto a CEM difusa viento (V) (mV) ºC (V) (mV) W/m2 (m/s) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

3. Evaluación de la potencia máxima del módulo fotovoltaico (Se deberán incluir una tabla por iteración) * FECHA * MÓDULO

Ns=

->Introducir valor

* MÓDULOS SENSORES Sensor_G: Isc,sG* (A)= Sensor_Tc: Voc,sT* (V)=

Rsh (m:)= Ns,sT=

* CARACTERIZACIÓN PREVIA DE Isc* y Voc* (fecha) Isc* (A) = (fecha Voc* (V) = voc*=

(Resistencia del shunt, en m:) (Nº células en serie)

FFo*=

* PRIMERA ITERACIÓN Voc (V)

%Voc

Vest,0 (V)

Vest (V)

Iest (A)

Vsh,sG (mV)

Isc,sG G Voc,sT (A) (W/m2) (V)

Tc (ºC)

Vest* (V)

Iest* (A)

Rs,est* (ohm)

Vsel,0* (V)

Isel,0* (A)

Vsel,0 (V)

Vsel (V)

Isel (A)

Vsh,sG (mV)

Isc,sG G Voc,sT (A) (W/m²) (V)

Tc (ºC)

Vsel* (V)

Isel* (A)

Rs* (:)

rs* (-)

FF* (-)

Voc,sT Tc (V) (ºC)

* SEGUNDA ITERACIÓN %Voc

Pm* (W)

Pág. 340200


NORMAS LEGALES

Fotografía de defectos encontrados (si corresponde)

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL CONTROLADOR DE CARGA

.......................

.....................

Personal Nombre de Evaluador Nombre de Responsable Código de evaluación del laboratorio

Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares Equipo Voltímetro Amperímetro Termómetro Batería Potenciómetro Carga 1 Carga 2 Carga “n” Horno Refrigeradora

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

Observaciones ................................................................................ ......................................................................................................... Comentarios ................................................................................ .........................................................................................................

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DEL CONTROLADOR DE CARGA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador


Características generales del Controlador de Carga Marca Modelo Número de Serie Tipo Tensión nominal Capacidad Tensión de desconexión del consumo Tensión de conexión del consumo Tensión de desconexión de la carga Tensión de conexión de la carga Autoconsumo Caída de tensión entre terminales

EVALUACIÓN ELÉCTRICA, CONDICIONES EXTREMAS DE FUNCIONAMIENTO Y PROTECCIONES

Parámetros

V A V V V V mA V

Fechas de Evaluaciones Evaluaciones FÍSICAS ELÉCTRICAS PROTECCIONES

Parámetro Varios Varios Varios

Período de tiempo Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

EVALUACIÓN FÍSICA Registro Fotográfico Fotografía del Controlador de Carga Frontal

Posterior

Unid.

Tensión de desconexión de carga del V generador FV Tensión de reposición de carga del V generador FV Factor de corrección por mV/ºC temperatura Tensión de reposición del consumo V Tensión de alarma por proximidad de V desconexión del consumo Tensión de desconexión del V consumo Profundidad de descarga (PD) Variación de las tensiones por % variación de corriente Caída de tensión % Autoconsumo mA Interferencia Condiciones extremas de funcionamiento Bajas temperaturas Altas temperaturas Protecciones Índice de Protección Corrientes inversas Funcionamiento sin batería Sobrecarga Inversión de polaridad Cortocircuito Información visual

Fecha y hora Inicio Término

Solicitado Medido Cumple (Si/No)

Las medidas realizadas se encuentran en el Anexo 2

Características Superficie Inoxidable Polaridad de terminales Terminales-cables Terminales-controlador Tipo de tornillos Fusible Extracción Ubicación en el Controlador Capacidad

Calificación Si ( ), No ( ) Corresponde ( ), No Corresponde ( ) Fijación firme ( ), Fijación endeble ( ) Unión firme ( ), Débil Unión ( ) Plano ( ), Estrella ( ), Mixto ( ), otro .............. Sencilla ( ), Difícil ( ) Dentro ( ), Fuera ( ) Señala ( ), No Señala ( )

Cumple (Si/No)


CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN ELÉCTRICA DEL CONTROLADOR DE CARGA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador



Pág. 340201

NORMAS LEGALES Equipo

ANEXO 2 Medición de las tensiones de desconexión y reposición de carga del generador fotovoltaico, de las tensiones de desconexión y reposición del consumo, de la caída de tensión y del autoconsumo Tiempo Corriente Tensión Corriente Tensión Corriente Caída de Caída de Información Observa(horas) de carga en la de en las de la tensión tensión del ciones Im (A) terminal consumo, terminales batería generador- acumulador controlador del Ia (A) del (A) batería - consumo de carga generaconsumo, (%) (%) dor, Va (V) Vm (V)

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

Carga 1 Carga 2 Carga “n” Cables Interruptores bipolares

Características generales de la Batería Marca Modelo Número de Serie Tipo Tensión nominal

V

Capacidad

A.h - C.....

Densidad Autodescarga

gr/cm3 A.h

Fechas de Evaluaciones Evaluaciones FÍSICAS ELÉCTRICAS

PROFUNDIDAD DE DESCARGA Curva de descarga de la batería Tensión

Parámetro Varios Varios

Período de tiempo Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

PD (%)

EVALUACIÓN FÍSICA Registro Fotográfico Fotografía de la Batería Frontal

Posterior

Evaluación de la interferencia Interferencia con radio o televisor conectado al Controlador de Carga No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? ............

Interferencia con radio o televisor funcionando independiente (pilas u otra batería) al controlador No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? .............

Evaluación de las condiciones extremas de funcionamiento El Controlador soporta el funcionamiento en condiciones extremas de funcionamiento Bajas temperaturas ....... ºC Si ( ), No ( ) Altas temperaturas ....... ºC Si ( ), No ( )

Características Dispositivo para el traslado seguro de la batería Polaridad de terminales Terminales-cables Tapas de la batería Material inoxidable de pernos

Calificación

Cumple (Si/No)

Si ( ), No ( ) Corresponde ( ), No Corresponde ( ) Fijación firme ( ), Fijación endeble ( ) Manualmente ( ), Herramienta especial ( ) Si ( ), No ( )


.....................

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE LA BATERÍA Personal Nombre de Evaluador Nombre de Responsable Código de evaluación del laboratorio


Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares Equipo Voltímetro Amperímetro Termómetro Densímetro Fuente de alimentación regulada y estable (± 1 %) Sistema de adquisición de datos

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DE LA BATERÍA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador


Pág. 340202


NORMAS LEGALES EVALUACIÓN ELÉCTRICA

Parámetros

Unid.

Capacidad inicial A.h Capacidad estabilizada de la batería Densidad de la batería gr/cm3 Autodescarga %


FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL CONVERTIDOR CC/CC



Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares Observaciones ................................................................................ ......................................................................................................... Comentarios ................................................................................ ......................................................................................................... Las medidas realizadas se encuentran en el Anexo 3

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN ELÉCTRICA DE LA BATERÍA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................ _______________ Evaluador


ANEXO 3 Medida de la capacidad inicial, estabilizada y autodescarga Tiempo (min)

Corriente (A)

Equipo Voltímetro Amperímetro Termómetro Fuente de alimentación Radio 1 Radio 2 Radio “n” TV Horno Refrigeradora

Tensión (V)

Temperatura (ºC)

Observaciones

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

Características generales del Convertidor CC/CC Marca Modelo Número de Serie Tipo Tensión nominal Capacidad Tensiones de salida Autoconsumo

V A V mA

Fechas de Evaluaciones Evaluaciones

Parámetro

Período de tiempo

FÍSICAS

Varios Varios Varios

Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

ELÉCTRICAS PROTECCIONES Curva de descarga de la batería

Temperatura promedio (°C) Tensión

PD (%)

EVALUACIÓN FÍSICA Registro Fotográfico Fotografía del Convertidor CC/CC Frontal

Curva de carga de la batería

Temperatura promedio (°C) Tensión

FR: Factor de recuperación

FR (%)

Características Superficie Inoxidable Polaridad de terminales Desmontaje de convertidor Terminales-cables Terminales-convertidor Tipo de tornillos Fusible Extracción Ubicación en el convertidor Capacidad Índice de Protección

Posterior

Calificación Si ( ), No ( ) Corresponde ( ), No Corresponde ( ) Sencilla ( ), Difícil ( ) Fijación firme ( ), Fijación endeble ( ) Unión firme ( ), Débil Unión ( ) Plano ( ), Estrella ( ), Mixto ( ), otro.......... Sencilla ( ), Difícil ( ) Dentro ( ), Fuera ( ) Señala ( ), No Señala ( ) IP ......

Cumple (Si/No)


Pág. 340203

NORMAS LEGALES


Conversión de tensiones

..................... Tensión de entrada


Tensión de salida Con carga

Sin carga

Variación en relación a la nominal Con carga Sin carga

Observaciones

Autoconsumo Tensión de entrada (V)

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DEL CONVERTIDOR CC/CC CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( )

Corriente (A)

Observaciones

....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador



Parámetros

Unid.

Interferencia Conversión de las tensiones Autoconsumo Protecciones Índice de Protección Sobrecarga Inversión de polaridad Cortocircuito Condiciones extremas de funcionamiento Bajas temperaturas Altas temperaturas



Evaluación de las condiciones extremas de funcionamiento El Convertidor soporta el funcionamiento en condiciones extremas de funcionamiento Bajas temperaturas ....... ºC Si ( ), No ( ) Altas temperaturas ....... ºC Si ( ), No ( )

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DE LA LUMINARIA Personal

V mA

Nombre de Evaluador Nombre de Responsable Código de evaluación del laboratorio

Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares

Observaciones ................................................................................ ......................................................................................................... Comentarios ................................................................................ ......................................................................................................... Las medidas realizadas se encuentran en el Anexo 4

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN ELÉCTRICA CONDICIONES EXTREMAS DE FUNCIONAMIENTO Y PROTECCIONES DEL CONVERTIDOR CC/CC CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador


Equipo Voltímetro Amperímetro Termómetro Radio TV Cronómetro Caja negra Luminaria padrón Horno Refrigeradora

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

Características generales de la luminaria Marca Modelo Número de Serie Tipo Cantidad de lámparas Potencia de la lámpara Flujo luminoso Tensión nominal Corriente

A lm V mA

ANEXO 4 Interferencias

Fechas de Evaluaciones

A radio o televisor No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? ............

Evaluaciones FÍSICAS ELÉCTRICAS PROTECCIONES

Con radio o televisor funcionando independiente (pilas o batería) No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? ............

Parámetro Varios Varios Varios

Período de tiempo Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

Pág. 340204


NORMAS LEGALES EVALUACIÓN FÍSICA


Registro Fotográfico Fotografía del Convertidor CC/CC Frontal


Posterior

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN ELÉCTRICA, CICLADO, FLUJO LUMINOSO, CONDICIONES EXTREMAS DE FUNCIONAMIENTO Y PROTECCIONES DE LA LUMINARIA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) Características Superficie, terminales, tornillos y accesorios inoxidables Desmontaje de luminaria Polaridad de terminales Terminales-cables Terminales-luminarias Tipo de tornillos Índice de Protección Tipo de rosca E (luminarias compactas)

Observación

Cumplimiento (Si/No)

Si ( ), No ( ) Sencilla ( ), Difícil ( ) Corresponde ( ), No Corresponde ( ) Fijación firme ( ), Fijación endeble ( ) Unión firme ( ), Débil Unión ( ) Plano ( ), Estrella ( ), Mixto ( ),…. IP ...... E .....


.....................

....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador


ANEXO Nº 5 Interferencias A radio o televisor No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? ............. Con radio o televisor funcionando independiente (pilas o batería) No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? ............. Flujo luminoso

Tensión de entrada (V)

Corriente de consumo (A)

Luminaria en ensayo Potencia de Distancia consumo (W) (m)

Iluminancia (lux)

Fn

Flujo luminoso (lm)

Tensión de entrada (V)

Corriente de consumo (A)

Luminaria en padrón Potencia de Distancia consumo (W) (m)

Iluminancia (lux)

Fn

Flujo luminoso (lm)


CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DE LA LUMINARIA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

_______________ Evaluador


Flujo luminoso de la luminaria padrón corregido:

...... lm

Flujo luminoso de la luminaria en ensayo corregido: ..... lm EVALUACIÓN ELÉCTRICA, CICLADO, FLUJO LUMINOSO, CONDICIONES EXTREMAS DE FUNCIONAMIENTO Y PROTECCIONES

Parámetros Interferencia Temperatura externa de la luminaria Funcionamiento de luminaria sin lámpara fluorescente Ciclado Flujo luminoso Potencia de consumo de la luminaria Protecciones Índice de protección Inversión de polaridad Funcionamiento de la luminaria con tubo fluorescente quemado Funcionamiento de la luminaria con tubo fluorescente retirado Cortocircuito Funcionamiento en condiciones extremas de operación Bajas temperaturas Altas temperaturas

Unid.


Rendimiento luminoso de la luminaria en ensayo:


..... lm/W

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL INVERSOR CC/CA Personal Nombre de Evaluador Nombre de Responsable Código de evaluación del laboratorio

Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares Equipo Voltímetro Amperímetro Analizador de armónicos Pinza amperimétrica Banco de batería Fuente de alimentación Cargas

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad


Pág. 340205

NORMAS LEGALES

Características generales del Inversor CC/CA Marca Modelo Número de Serie Tipo Tensión de entrada Tensiones de salida Potencia máxima Potencia continua Corriente entrada Eficiencia en funcionamiento continuo Autoconsumo Frecuencia THD

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DEL INVERSOR CC/CA CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

V V W W A % mA Hz %

_______________ Evaluador


Fechas de Evaluaciones Evaluaciones

Parámetro

Período de tiempo

FÍSICAS

Varios

Del día ...... al día .......

ELÉCTRICAS

Varios Varios Varios

Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

CONDICIONES EXTREMAS DE FUNCIONAMIENTO PROTECCIONES


EVALUACIÓN FÍSICA Registro Fotográfico Fotografía del Inversor CC/CA Frontal

Posterior

Parámetros

Unid.

Eficiencia del inversor en funcionamiento continuo Distorsión armónica total Variación de la frecuencia Tensión de salida en CA Máxima variación de la tensión de salida en CA Tensión de desconexión de las cargas Tensión de reposición de las cargas Autoconsumo Compatibilidad con las cargas Sobrecorriente Interferencia Protecciones Desconexión Inversión de polaridad Funcionamiento en condiciones extremas de operación Información visual

(%)



(%) (%) (V) (%) (V) (V) (mA)

Observaciones ................................................................................ ......................................................................................................... Comentarios ................................................................................ ......................................................................................................... Las medidas realizadas se encuentran en el Anexo 6

Características Superficie Inoxidable Polaridad de terminales en CC Polaridad de terminales en CA Desmontaje de inversor Terminales-cables Terminales-inversor Tipo de tornillos Accesorios Fusible Extracción Ubicación en el inversor Capacidad

Calificación Si ( ), No ( ) Corresponde ( ), No Corresponde ( ) Corresponde ( ), No Corresponde ( ) Sencilla ( ), Difícil ( ) Fijación firme ( ), Fijación endeble ( ) Unión firme ( ), Débil Unión ( ) Plano ( ), Estrella ( ), Mixto ( ), otro......... De material inoxidable

Cumple (Si/No)

Sencilla ( ), Difícil ( ) Dentro ( ), Fuera ( ) Señala ( ), No Señala ( )

ANEXO 6

Tensión a la Corriente Tensión Corriente Distorsión Frecuen- Auto- Variación Variación Informaentrada (V) a la a la a la salida armónica cia consumo de la de la ción entrada salida (A) total (%) (Hz) (A) frecuencia tensión visual (A) (V) (%) de salida (%)

Tensión de desconexión de las cargas


.....................

Tensión de reposición de las cargas

Interferencias A radio o televisor No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? ............. Observaciones ................................................................................ Comentarios ................................................................................

Con radio o televisor funcionando independiente (pilas o batería) No se produce ( ), Si se produce ( ) ¿A qué distancia? .............

Pág. 340206


NORMAS LEGALES

Fotografía de defectos encontrados (si corresponde)

FICHA TÉCNICA DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

.......................

.....................


Instrumentos de medición y dispositivos auxiliares Equipo Voltímetro Amperímetro Inclinómeto Goniómetro Módulo sensor de temperatura Módulo sensor de irradiancia Piranómetro para registro de irradiancia difusa Temporizador Sistema de adquisición de datos

Cantidad

Marca

Modelo

Descripción

Capacidad

Observaciones ................................................................................ Comentarios ................................................................................

CALIFICACIÓN DE LA EVALUACIÓN FÍSICA DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO CUMPLE ( ), NO CUMPLE ( ) ....................... del ........................... de ................

Características generales del Sistema Fotovoltaico Marca Modelo Módulo fotovoltaico

Nº de Código de Cantidad Capacidad Serie laboratorio por unidad

Controlador de carga Batería Luminaria Convertidor CC/CC Inversor

_______________ Evaluador Wp A Ah W A W

Fechas de Evaluaciones Evaluaciones FÍSICAS ELÉCTRICAS CONDICIONES EXTREMAS DE FUNCIONAMIENTO PROTECCIONES

Parámetro Varios Varios Varios Varios


Período de tiempo Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día ....... Del día ...... al día .......

EVALUACIONES ELÉCTRICAS Y PROTECCIONES

Parámetros Nº de días de autonomía Lámparas incandescentes Funcionamiento de componentes Interruptores de CA Cables Protecciones

Unid.



Días W


EVALUACIÓN FÍSICA Registro Fotográfico


Fotografía del Sistema Fotovoltaico Frontal

Posterior

ANEXO 7 Tiempo Tensión de Corriente Irradiancia Temperatura Irradiancia (min) entrada (V) (A) (W/m2) (ºC) directa (W/m2)

Características Accesorios Capacidad de fusibles Terminales-cables Terminales-componentes Caja de conexiones Soporte del módulo FV Poste Tablero de control Cables Conjunto tomacorriente/enchufe

Calificación Plano ( ), Estrella ( ), Mixto ( ), otro ........... Cumple ( ), No Cumple ( ) Fijación firme ( ), Fijación endeble ( ) Unión firme ( ), Débil Unión ( ) Cumple ( ), No Cumple ( ) Cumple ( ), No Cumple ( ) Cumple ( ), No Cumple ( ) Cumple ( ), No Cumple ( ) Cumple ( ), No Cumple ( ) Cumple ( ), No Cumple ( )

Cumple (Si/No)

28848-1

Irradiancia Fracción difusa (W/m2) difusa

Ministerio de Energía y Minas – Dirección General de Electricidad

Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos

“GUIA DE INSTALACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMÉSTICOS (SFD)”

2007-12-15 DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD / DIRECCIÓN NORMATIVA DE ELECTRICIDAD Pág. 1 de 19



INDICE

Pág. 1.- OBJETIVO .............................................................................................................. 3 2.- CAMPO DE APLICACIÓN...................................................................................... 3 3.- NORMAS Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA ................................................... 3 4.- DEFINICIONES ...................................................................................................... 4 5.- INSTALACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS....................................... 4 5.1.- Instrucciones de Seguridad ................................................................................. 4 5.2.- Equipos, accesorios, herramientas e instrumentos ............................................. 4 5.3.- Protocolo de Inspección Visual ........................................................................... 5 5.4.- Etapas de la Instalación ...................................................................................... 6 Etapa A.- Aspectos Mecánicos .................................................................................... 7 A.1.- Instalación del poste y/o soporte del modulo fotovoltaico ................................... 7 A.2.- Instalación del tablero de control......................................................................... 8 A.3.- Instalación del controlador de carga ................................................................... 8 A.4.- Instalación del convertidor de tensión CC/CC..................................................... 8 A.5.- Instalación de la bornera de conexiones............................................................. 9 A.6.- Instalación del soporte y/o caja de la batería ...................................................... 9 Etapa B.- Aspectos Eléctricos ................................................................................... 10 B.1.- Conexiones entre accesorios, cargas y el controlador de carga....................... 10 B.2.- Conexiones de la batería - controlador de carga .............................................. 11 B.3.- Conexiones del módulo fotovoltaico - controlador de carga ............................. 12 Etapa C.- Aspectos Operacionales............................................................................ 13 C.1.- Prueba de funcionamiento del sistema ............................................................. 13 C.2.- Limpieza y ordenamiento del lugar de trabajo .................................................. 14 C.3.- Informe de instalación....................................................................................... 14 5.5.- Problemas frecuentes........................................................................................ 14 6.- ASPECTOS AMBIENTALES.. .............................................................................. 14 7.- BIBLIOGRAFÍA..................................................................................................... 14 ANEXOS .................................................................................................................... 16




PROYECTO DE: GUIA DE INSTALACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMÉSTICOS (SFD) 1.- OBJETIVO La Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos tiene como objetivo establecer el procedimiento que se debe seguir durante la instalación de un sistema fotovoltaico doméstico, para que dicho sistema sea seguro, confiable y eficiente. 2.- CAMPO DE APLICACIÓN Esta guía describe los procedimientos que se deben seguir para la instalación de un SFD compuesto por modulo fotovoltaico, controlador de carga, batería, convertidor de tensión CC/CC y lámparas en CC, estableciendo que la instalación deberá ser realizada por un técnico electricista y con experiencia en instalaciones eléctricas domiciliarias. Está orientada a los proyectos de Electrificación Rural que se desarrollen en el marco de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrificación Rural, y de la Ley Nº 28546, Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País. En marco del Programa PER98/G31 (MEM-GEF-PNUD) “Electrificación Rural a base de Energía Fotovoltaica”, el Ministerio de Energía y Minas viene instalando alrededor de cuatro mil SFD’s en regiones de nuestra amazonia, es que el desarrollo de esta guía toma como referencia los componentes de dichos sistemas: Un modulo fotovoltaico (12 Vcc, 50 W) Un poste y soporte para el modulo fotovoltaico Una batería (12 Vcc, 94 Ah) Un controlador de carga (12 Vcc, 10 A) Un convertidor de tensión CC/CC (12 Vcc / 09 Vcc, 06 Vcc / 03 Vcc, 1 A) Lámparas en CC (12 Vcc, 11 W) Accesorios

3.- NORMAS Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA A continuación se mencionan las principales normas y documentos de referencia que han sido consultados para la elaboración de la presente guía: Normativa nacional Reglamento Técnico Especificaciones Técnicas y Procedimientos de Evaluación del Sistema Fotovoltaico y sus Componentes para Electrificación Rural. R.D. Nº 003-2007EM/DGE (2007.02.12). Norma Técnica Peruana, NTP 399.403.2006: Sistemas Fotovoltaicos hasta 500 Wp. Especificaciones Técnicas y método para la calificación energética de un sistema fotovoltaico. R.0013-2006/INDECOPI-CRT (2006.03.06). Código Nacional de Electricidad – Utilización. R.M. Nº 037-2006-MEM/DM (2006.01.30). 4.- DEFINICIONES 1. Celda solar fotovoltaica: dispositivos de estado sólido que convierten la luz solar en electricidad. 2007-12-15 DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD / DIRECCIÓN NORMATIVA DE ELECTRICIDAD Pág. 3 de 19



2. Módulo fotovoltaico (panel fotovoltaico): conjunto de celdas fotovoltaicas conectadas entre si en serie o en paralelo con el fin de generar cantidades de corriente y tensión requeridos para un requerimiento de carga. 3. Controlador de carga: dispositivo electromecánico o electrónico cuya función principal es proteger a la batería de eventuales sobrecargas o descargas límites. 4. Lámpara CC: dispositivo de descarga eléctrica empleado para aplicaciones generales de iluminación. Se trata de una lámpara fluorescente compacta en corriente continua (C/C). 5. Batería: es el dispositivo que permite el almacenamiento de energía eléctrica, mediante la transformación reversible de energía eléctrica en energía química. 6. Convertidor de tensión CC/CC: dispositivo electromecánico o electrónico que permite adaptar la tensión de alimentación de un requerimiento de carga con respecto a la del Sistema Fotovoltaico Doméstico (SFD). 7. Requerimiento de carga: magnitud de energía eléctrica diaria requerida por los distintos equipos de uso final, expresada en Ah-V y tipo de corriente, continua (CC) o alterna (CA). 8. Sistema fotovoltaico domestico (SFD): el total de componentes y subsistemas que en combinación convierten la energía solar en energía eléctrica adecuada para la conexión de cargas de utilización. 9. Corriente continua (CC): la corriente continua, o también denominada corriente constante, es la corriente que circula siempre en la misma dirección, manteniendo la misma polaridad, símbolo CC. 5.- INSTALACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Los SFDs deberán ser adquiridos y evaluados con los procedimientos y especificaciones establecidos en el Reglamento Técnico “Especificaciones y procedimientos de evaluación del sistema fotovoltaico y sus componentes para electrificación rural”, RD Nº 003-2007-EM/DGE. Así mismo deberán cumplir las reglas preventivas establecidas en el Código Nacional de Electricidad – Utilización, salvaguardando las condiciones de seguridad de las personas, de la vida animal y vegetal, y de la propiedad, frente a los peligros derivados del uso de la electricidad. 5.1.- Instrucciones de Seguridad El técnico electricista, que se hará cargo de la instalación del SFD deberá estar provisto de los implementos de seguridad y equipos de protección personal (EPP) básicos, así mismo deberá tener conocimiento de las normas básicas de seguridad establecidas en el Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas (RESESATAE). 5.2.- Equipos, accesorios, herramientas e instrumentos A efectos de instalar el SFD en forma segura y eficiente, el técnico instalador deberá contar con los equipos y accesorios necesarios, así mismo con las herramientas e instrumentos mínimos:




Tabla Nº 1.- Equipos y accesorios a utilizar Ítem

(sugerido Electrificación Rural)

Descripción

01

Modulo fotovoltaico

02

Soporte modulo fotovoltaico

03

Batería

12 Vcc, 50 W Material adecuado, aluminio. Considerar poste madera u otro material. 12 Vcc, 94 Ah

04

Soporte batería

Material adecuado, caja de madera, u otro material.

05

Controlador de carga

12 Vcc, 10 A

06

Convertidor de tensión CC/CC

12 Vcc / 09 Vcc, 06 Vcc, 03 Vcc, 1 A.

07

Lámparas Fluorescentes Compactas cc

12 Vcc, 11 W

08

Portalámpara (sockets)

Material adecuado, porcelana.

09

Interruptores fijos unipolares cc

12 Vcc, 5 A.

10

Enchufes y tomacorrientes polarizados

11

Conductor aislado o cable

12

Tablero de control

220 V, 15 A. 2 2 Calibre: 2 x 3,3 mm , equivalente 12 AWG (4 mm ). Tipo: Indoprene TM (TWT), cubierta exterior PVC, visible o empotrado directamente en el interior de muros y paredes, o RHW-RHW-2, cubierta de PVC, retardante de la llama y resistente a los rayos solares. Material adecuado, contra polvo, humedad y rayos solares. Considerar grado protección IP 61 (Costa), IP 43 (Sierra), IP 53 (Selva). Dimensiones: 25 cm x 40 cm

13

Prensaestopas, cintillos (cable tie), sogas, De ser necesario y a consideración del técnico instalador. etc.

Tabla Nº 2.- Herramientas e instrumentos a utilizar Ítem 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15

Descripción Alicate de corte aislado Alicate universal Aislado Destornillador plano perillero (3,0 mm.) Destornilladores planos (4,0 - 7,0 mm.) Destornilladores estrella (4,0 - 6,0 mm.) Llaves mixtas (1/4” - 3/16”) Multímetro Brújula Inclinómetro Cinta Métrica (“wincha”, 3,0 m.) Cuchilla electricista Arco y hoja de sierra Martillo Cavador de tierra Nivel

5.3.- Protocolo de Inspección Visual Este protocolo tiene como objetivo verificar en forma visual que el SFD reúne los requisitos básicos para su instalación. Los posibles defectos que se pudieran detectar en la inspección, sugieren no ejecutar la instalación y verificar con el proveedor el cumplimiento de las especificaciones técnicas establecidas en el proceso de adquisición.



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos Tabla Nº 3.- Verificación de requerimientos básicos Ítem 01 02 03 04 05 06 07 08

09 10 11

12 13 14

Descripción Soporte módulo fotovoltaico El soporte debe ser de un material adecuado, y diseñado para ser fijado al modulo, el poste deberá estar conformado en una sola pieza. El soporte debe contar con la ferretería apropiada para su fijación al modulo. Módulo fotovoltaico El vidrio frontal y las cintas de conexión no deben mostrar rajaduras o quebraduras. La etiqueta, placa de datos y de conexionado del modulo deben ser legibles. La caja de conexión no debe mostrar rajaduras o estar suelta. Batería Los bornes de los electrodos deben estar en buen estado. Los sujetadores de la batería deben estar en buen estado. Deberá ser suministrada con su etiqueta, placa de datos, y debe mostrar recomendaciones de mantenimiento e instalación. Controlador de carga Los bornes de conexión del controlador de carga deberán tener espacio para 2 conductor(es) aislado(s) o cable(s) de, al menos, 4 mm de sección. Deberán ser suministrados debidamente etiquetados o con su placa de datos. Debe estar protegido contra polaridad inversa (positivo y negativo) en las líneas del módulo fotovoltaico y de la batería, respectivamente. Lámparas CC Datos básicos: marca, modelo, consumo eléctrico (potencia (W) y tensión (V)), eficiencia luminosa, vida útil (horas trabajo). Deben tener identificados sus bornes de conexión positivo (+) y negativo (-). Posibilidad de operar con difusores de luz, no deben generar acumulación de suciedad o insectos en el tiempo.

5.4.- Etapas de la Instalación El procedimiento de instalación comprende los siguientes pasos principales: Tabla Nº 4.- Resumen de la etapas del proceso de instalación

Etapa

Denominación Etapa A.- Aspectos Mecánicos

A.1

Instalación del soporte y/o poste del modulo fotovoltaico

A.2

Instalación del tablero de control

A.3

Instalación del controlador de carga

A.4

Instalación del convertidor de tensión CC/CC

A.5

Instalación de la bornera de conexiones

A.6

Instalación del soporte y/o caja de la batería Etapa B.- Aspectos Eléctricos

B.1

Conexiones entre accesorios, cargas y el controlador de carga

B.2

Conexiones de la batería – controlador de carga

B.3

Conexiones del modulo fotovoltaico – controlador de carga Etapa C.- Aspectos Operacionales

C.1

Prueba de funcionamiento del SFD

C.2

Limpieza y ordenamiento del lugar de trabajo, instrucciones al usuario

C.3

Informe de instalación



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos El desarrollo de las etapas de instalación, no deben considerarse como limitativos o restrictivos. Etapa A.- Aspectos Mecánicos A.1.- Instalación del poste y/o soporte del modulo fotovoltaico a) En cuanto a la instalación del soporte del módulo fotovoltaico, existen las siguientes posibilidades: En el suelo: Presenta grandes ventajas como accesibilidad y facilidad de montaje. Sin embargo, es más susceptible de poder quedar enterrada por acumulación de suciedad u otros, se inunde, o ser objeto de rotura por animales o personas. En el poste: Usual en instalaciones de pequeñas dimensiones, donde se dispone previamente de un poste (madera, fierro galvanizado u otro material adecuado). Este es el tipo de montaje para comunidades rurales y sistemas de comunicación aisladas. b) Una parte importante de un SFD es la estructura de soporte del módulo. Ello asegura que los módulos puedan colocarse con el ángulo de inclinación recomendado (15 º) en dirección al sol (norte magnético) y brindar seguridad a la instalación. El principal factor a la hora de fijar la estructura es la fuerza del viento, que dependiendo de la zona, puede llegar a ser considerable. En terrazas o azoteas la estructura deberá permitir una altura mínima del módulo entre 15 a 30 cm, sin embargo en zonas donde se producen abundantes precipitaciones deberá ser superior a fin de evitar que los módulos queden total o parcialmente inundados. Tanto la estructura como el soporte habrán de ser de un material adecuado tal como, aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado, y la pernería de acero inoxidable. El aluminio anodizado es de poco peso y gran resistencia. El acero inoxidable es apropiado para ambientes muy corrosivos. Existe una amplia variedad de estructuras o soportes, una muestra es la estructura o soporte de un solo cuerpo (diámetro del poste o mástil, diámetro sugerido 10-15 cm.), hecha con la inclinación (15º) y medidas deseadas.

c) En cuanto al anclaje, empotramiento, o punto de apoyo de la estructura, si es del tipo mástil (poste), es conveniente reforzar la base donde descansa, una alternativa podría ser reforzar sus extremos mediante tirantes de acero u otro material adecuado. d) En el caso del poste, se recomienda unir previamente todo el sistema de sujeción o soporte del módulo con el poste de descanso, luego de unir mecánicamente y asegurar estos sistemas, luego proceder a izar todo el sistema con la ayuda de sogas y enterrarlo o fijarlo sobre el pozo descrito mas adelante. Con la ayuda de un cavador de tierra, sobre el punto ubicado para la ubicación del poste (sugerido longitud 3,0 - 4,0 m, diámetro 10 – 15 cm.) del módulo fotovoltaico, se debe realizar un pozo de 50 cm de ancho por 60 cm de profundidad (terreno compacto) u 80 cm (terreno blando). Colocar la base o soporte del módulo (preparado anteriormente) sobre el poste con sus elementos de sujeción. e) Verificar el ángulo de inclinación de la superficie del modulo fotovoltaico respecto al plano horizontal. Para ello se ubican los 15° en el inclinómetro y se posiciona el inclinómetro sobre la superficie del modulo fotovoltaico, así mismo se puede usar un transportador graduado. (Véase Anexo 02: Aspectos Generales en la Instalación)



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos A.2.- Instalación del tablero de control a) En cuanto a la instalación del tablero de control, existen las siguientes consideraciones: Se sugiere dimensiones del tablero de 25 cm de largo x 40 cm de ancho, buscando siempre la seguridad del operador o usuario, conservando la estética en el espacio y conexionado eléctrico. Se puede integrar en el tablero de control: el controlador de carga, el convertidor de tensión CC/CC y la bornera de conexiones. De preferencia el tablero de control debe situarse cerca de los lugares donde se ubicará el módulo fotovoltaico, la batería y el(los) requerimiento(s) de carga(s), así evitaremos conductores aislados o cables largos que eleven el costo y originan pérdidas de tensión y disipación. b) El tablero de control se debe ubicar tan alto como sea posible, sin embargo, considerar que ningún equipo o accesorio (controlador de carga, convertidor de tensión, etc) quede a más de 1,7 m sobre el nivel del piso. En el caso de que el soporte de la batería se ubique en la misma dirección vertical del tablero de control, considerar una distancia mínima de 50 cm, entre ambos. c) El tablero de control no debe ser usado como armario o colgador de ropa o lugar para guardar objetos diversos, así mismo los tableros deben tener señalización de seguridad que advierta los peligros eléctricos, claramente visibles. A.3.- Instalación del controlador de carga a) En cuanto a la instalación del controlador de carga, existen las siguientes consideraciones: La instalación del controlador dentro del tablero de control debe ser efectuada dejando espacios suficientes (mínimo 3,0 cm.) a cado lado del controlador. Los terminales del controlador deben ser de fácil acceso y estar claramente indicados los bornes y polaridades de los componentes a ser conectados (módulo fotovoltaico, batería, y carga). b) El controlador de no contar con una protección electrónica, éste debe ser protegido mediante fusibles. (Por ejemplo tipo cartucho, 4 A.). Así mismo, debe estar protegido contra la polaridad inversa (positivo y negativo) en la línea del módulo y de la batería, respectivamente. c) Todos sus terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable. Se ubica la posición del controlador de carga en el tablero de control, según se indica en el literal a, se fija el controlador de carga utilizando tornillos con la ayuda de un destornillador plano, estrella o mixto.

A.4.- Instalación del convertidor de tensión CC/CC a) En cuanto a la instalación del convertidor de tensión CC/CC, existen las siguientes consideraciones: La instalación del convertidor debe ser efectuada, dejando espacios suficientes (mínimo 3 cm.) a cado lado del convertidor. Los terminales del convertidor deben ser de fácil acceso y estar claramente indicada sus polaridades de los requerimientos de cargas a ser conectados, debe permitir una fácil conexión de conductores o cables aislados, de por lo menos 2,5 mm2 de sección.



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos b) El convertidor de tensión debe estar protegido contra una inversión de polaridad, tanto en el lado del controlador como en el lado de la carga (requerimiento de carga). El convertidor debe suministrar tensiones de salida. Como mínimo de 3,0, 6,0, y 9,0 voltios. c) Se ubica la posición del controlador de carga en el tablero de control, según se indica en el literal a, se fija el controlador de carga utilizando tornillos con la ayuda de un destornillador. Los valores nominales de tensión y corriente de las cargas deberán ser inferiores a la capacidad del convertidor. Todos sus terminales, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios deben ser de material inoxidable. A.5.- Instalación de la bornera de conexiones Con un punzón se ubica la posición de la bornera de conexiones en el tablero de control. Se fija mediante tornillos utilizando el destornillador plano, estrella o mixto. Considerar que algunas veces deben ingresar dos o mas pares de conductores aislados o cables (Calibre: 2 x 4 mm2, ó 12 AWG) en un mismo terminal de la bornera de conexiones. A.6.- Instalación del soporte y/o caja de batería El soporte de la batería por lo general es una caja con tapa de madera o fierro galvanizado, dependiendo de las condiciones ambientales del lugar de instalación del SFD, con sus respectivos orificios para circulación de aire, esta caja debe estar provisto de asas y pernería para asegurar la tapa. a) En cuanto a la instalación de la caja o soporte de la batería, existen las siguientes posibilidades: En el suelo: Presenta grandes ventajas como facilidad de montaje, sin embargo, es más susceptible de poder quedar enterrada por acumulación de suciedad u otros, se inunde, sirva de asiento o base para otras aplicaciones, o ser objeto de rotura por animales o personas. En el poste: Usual en instalaciones de pequeñas dimensiones, donde se dispone previamente de un poste. b) Una parte importante de un SFD es el soporte o caja de la batería. El principal factor a considerar son los materiales con riesgo para la salud humana o al ambiente. c) Utilizar un indicador de nivel para verificar que el soporte o caja de la batería se encuentre en posición horizontal. El indicador de nivel se coloca sobre la superficie de la caja de batería y se deberá observar que la burbuja de equilibrio se encuentra en el centro del indicador. d) Las baterías deben contener indicadores visuales del nivel de electrolito en su superficie (evitar que se derrame el electrolito sobre bornes terminales y/o conductores aislados o cables), se debe advertir sobre la condición corrosiva del electrolito y su contaminación ambiental. e) La caja de batería descansa sobre un asiento de madera o material similar a efectos de protección y aislamiento, contra suciedad, insectos o inundaciones. Verificar que todos los pernos, tuercas, arandelas y demás elementos accesorios sean de material inoxidable.



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos Etapa B.- Aspectos Eléctricos B.1.- Conexiones entre accesorios, cargas y el controlador de carga a) En cuanto al conexionado entre los accesorios (enchufes, tomacorrientes, interruptores unipolares, etc.) y los equipos de utilización (lámparas CC), existen las siguientes consideraciones: Se debe tener identificado previamente la ubicación o distribución de los equipos de utilización en los lugares físicos donde se desean instalar, considerando distancias prudentes para evitar el tendido de conductores aislados o cables largos que eleven el costo y originen pérdidas de tensión y disipación de calor. Tener identificados mediante etiquetas o marcas, la polaridad positivo (+) y negativo (-), en cada uno de los accesorios, así como en los terminales de los conductores aislados o cables a conectar. b) A manera de ejemplo consideremos el conexionado de una lámpara y su portalámpara (socket) hacia el controlador de carga a través de la bornera de conexiones (tablero de control), finalmente el interruptor fijo unipolar de dicha lámpara. Tender y fijar el conductor aislado o cable (-) mediante grampas (sugerido cada 30 cm) sobre la estructura de la vivienda, desde la lámpara y su respectiva portalámpara (socket) hasta la bornera de conexiones (tablero de control), luego conectar desde la bornera de conexiones hacia el terminal de carga (-) del controlador de carga. Realizar un apriete moderado sobre cada uno de los pernos respectivos, considerar la inserción de terminales tipo “ojo” para un mejor apriete del terminal del conductor aislado o cable. La polaridad en el portalámparas (socket) deberá coincidir con los terminales en la lámpara CC, positivo (+) y negativo (-).

Luego tender y fijar el conductor aislado o cable (+) mediante grampas, desde la lámpara hasta el respectivo interruptor fijo unipolar (posición apagado), así mismo desde el interruptor fijo unipolar hacia la bornera de conexiones (tablero control), para luego culminar desde la bornera de conexiones hacia el terminal de carga (+) del controlador de carga. De manera similar se realiza el conexionado de los diversos equipos de utilización. Se sugiere conectar solamente dos conductores aislados o cables (+) y (-) desde los terminales (+) y (-) del controlador de carga hacia la bornera de conexiones (ambos en el tablero de control). Luego en la bornera de conexiones realizar las conexiones en paralelo respectivamente para tener mas terminales disponibles para otros requerimientos de equipos de utilización. En el caso de los tomacorrientes polarizados (Ver Figura Nº 01), tender y fijar el conductor aislado o cable desde el tomacorriente (situado previamente) hacia la bornera de conexiones (tablero de control), habiéndose identificado previamente las respectivas polaridades (+) y (-). Para el conexionado se recomienda utilizar terminales tipo “ojo”. (Se sugiere que el conductor debe tener como mínimo 4 mm2 o 12 AWG, de calibre. Tipo: Indoprene TM (TWT), cubierta exterior PVC, visible o empotrado directamente en el interior de muros y paredes, o RHW-RHW-2, cubierta de PVC, retardante de la llama y resistente a los rayos solares).



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos Figura Nº 01.- Enchufe y tomacorriente con línea a tierra hasta 15 A.

G W

Y

G Enchufe

Tomacorriente

Y G W Y

: : :

W

Conductor de protección o de enlace equipotencial. Terminal identificado, conductor puesto a tierra Terminal no conectado a tierra.

Enchufes y tomacorrientes para uso doméstico, NEMA 5-15R, 120 V, 15 A . B.2.- Conexiones de la batería - controlador de carga a) En cuanto al conexionado entre la batería y el controlador de carga existe previamente las siguientes consideraciones: La polaridad debe estar señalizada sobre la batería al lado de cada terminal mediante una impresión en bajo o alto relieve con las siguientes simbologías, (+) para la polaridad positiva y, (-) para la polaridad negativa. Al estar la batería completamente cargada, la densidad del electrolito debe estar entre: 1,20 g/cm3 y 1,229 g/cm3, en regiones con temperaturas promedio superiores a 30 ºC, 1,23 g/cm3 y 1,25 g/cm3 en regiones con temperaturas promedio que se encuentren entre 15 ºC y 30 ºC, 1,26 g/cm3 y 1,28 g/cm3 en regiones con temperaturas promedio inferiores a 15 ºC.

b) Los conductores aislados o cables polarizados (+) y (-) deben ser fijados a los bornes (conectores) de la batería, los que deben ser entregados con sus respectivas arandelas y tuercas. (Se sugiere que el conductor debe tener como mínimo 4 mm2 o 12 AWG, de calibre. Tipo: Indoprene TM (TWT), cubierta exterior PVC, visible o empotrado directamente en el interior de muros y paredes, o RHW-RHW-2, cubierta de PVC, retardante de la llama y resistente a los rayos solares).

Retirar la cubierta exterior del conductor aislado o cable, dejando expuestos los conductores aislados o cable, sin recubrimiento (15 cm -20 cm). En la conexión de baterías es usual la utilización de terminales tipo “ojo”, (considerar que cada fabricante de batería puede tener diferentes tipos de conectores), Ver Figura Nº 02. Figura Nº 02.- Utilización de terminales tipo “ojo” en el conductor aislado o cable de batería



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos Terminal tipo “ojo”

Cubierta exterior del cable

Cable descubierto

Conectar prensaestopas al conductor aislado o cable, para la salida de este último de la caja de la batería, para luego tender o fijar hacia el tablero de control. c) Consideremos el conexionado desde la batería hacia el controlador de carga, a través de la bornera de conexiones (tablero de control). Tender y fijar los conductores aislados o cables (+) y (-) mediante grampas (sugerido cada 30 cm.) sobre la estructura de la vivienda hasta la bornera de conexiones, luego desde la bornera de conexiones hacia los terminales del controlador de carga, batería (+) y batería (-), respectivamente. d) Considerar que una vez realizado los literales anteriores el controlador de carga se activará (siempre que la batería este cargada, tensión nominal, 12 Vcc.), iluminando sus indicadores, mostrando el estado de operación del sistema. B.3.- Conexiones del módulo fotovoltaico - controlador de carga a) En cuanto al conexionado entre el módulo fotovoltaico y el controlador de carga existe previamente las siguientes consideraciones: La caja de conexión del módulo debe estar firmemente ubicada y contar con diodos de “by pass”. Las entradas y salidas de los cables deben estar provistos con prensaestopas para lograr una efectiva hermeticidad. b) Los conductores aislados o cables polarizados (+) y (-) deben ser conectados en los terminales o bornes del módulo en su caja de conexiones, según su diagrama y configuración de conexiones. (Se sugiere que el conductor debe tener como mínimo 4 mm2 o 12 AWG, de calibre. Tipo: Indoprene TM (TWT), cubierta exterior PVC, visible o empotrado directamente en el interior de muros y paredes, o RHW-RHW-2, cubierta de PVC, retardante de la llama y resistente a los rayos solares). Se debe considerar las distancias de conexionado entre el tablero de control y el módulo fotovoltaico, con la finalidad de garantizar, caídas de tensión inferiores a: 3 % entre el módulo fotovoltaico y el controlador de carga. No se permiten empalmes cable-cable (cola de chancho, entorchado), si hace falta el empalme deberá ser realizado con cajas de empalme y/o conectores. Siempre que sea accesible el tendido sobre la pared de los conductores aislados o cables, deberán ubicarse dentro de un margen de 0,5 m, tomando como referencia desde el nivel del techo terminado en la unión con la pared. c) Consideremos el conexionado desde el módulo fotovoltaico hacia el controlador de carga, a través de la bornera de conexiones (tablero de control). 2007-12-15 DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRICIDAD / DIRECCIÓN NORMATIVA DE ELECTRICIDAD Pág. 12 de 19



Tender y fijar los conductores aislados o cables (+) y (-) mediante grampas (sugerido cada 30 cm) sobre la estructura de soporte del módulo, así como del poste (una sola pieza) hacia la bornera de conexiones (tableros de control), luego conectar desde la bornera de conexiones hacia los terminales del controlador de carga, módulo (panel) (+) y módulo (panel) (-), respectivamente. Se sugiere conectar solamente dos conductores aislados o cables (+) y (-) de los terminales módulo (panel) (+) y módulo (panel) (-) del controlador de carga hacia la bornera de conexiones (ambos en el tablero de control). Para mayor detalle ver Anexo Nº 01. Etapa C.- Aspectos Operacionales C.1.- Prueba de funcionamiento del sistema Una vez instalado el SFD, se propone el siguiente protocolo de revisión: Módulo fotovoltaico Medir la tensión en los terminales, cuando las celdas se exponen a la radiación solar, deben indicar la tensión: 01 Cercano al nominal, funcionan las celdas correctamente. (Vn = 12 Vcc). Cerca a cero y el clima es favorable, posiblemente tenga fallas el conjunto de 02 celdas. 03 Igual a cero, el sistema tiene circuito abierto. Controlador de Carga 01 Verificar que no tenga contacto directo a tierra. 02 Evaluar la resistencia y/o continuidad del fusible, debe indicar continuidad. Batería Medir la tensión en sus conectores o terminales: 01 Valor cercano a 12 Vcc, la batería carga correctamente. Valor no alcanza 12 Vcc, se recomienda evaluar en forma periódica la tensión en 02 la batería Valor permanece por debajo de los 12 Vcc, la batería no está operando 03 correctamente. Lámparas CC Si luego de terminada la instalación, éstas no funcionan, verificar que la conexión 01 de los terminales del aparato a usar (polaridad), sean los correctos. SFD integrado El módulo fotovoltaico debe estar instalado en un lugar libre de sombras, con 01 inclinación de 15° y orientado al Norte magnético. Las conexiones deben ser seguras y moderado apriete. Este aspecto es 02 sumamente importante en instalaciones en áreas remotas. 03 Las tapas de las caja de conexiones deben cerrar correctamente. Pulsando o colocando en posición encendido los interruptores fijos unipolares, 04 las lámparas cc deben funcionar.

C2.- Limpieza y ordenamiento del lugar de trabajo Dejar limpio y ordenado el área de trabajo y proporcionar indicaciones al usuario, sobre el mantenimiento básico y cuidados de operación o uso del sistema, al finalizar la instalación del SFD. C.3.- Informe de instalación



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos Las mediciones y datos registrados deberán ser incluidos en un informe de instalación y verificación de funcionamiento del SFD, a efectos de validar la instalación realizada. (Ver Anexo Nº 03). 5.4.- Problemas frecuentes Se detalla algunos problemas y sus posibles causas:

01 02 03 04

01 02 03

01 02

Lámparas CC, no encienden Verificar que las conexiones de las lámparas hacia el controlador de carga estén correctas. Efectuar inspección visual (polaridad (+) y (-). Verificar que el nivel de tensión en la batería es el adecuado (Vn = 12 Vcc), tener cuidado con la polaridad. Verificar el estado de las conexiones en los interruptores fijos unipolares y de las portalámparas (sockets). Verificar si la lámpara está en buen estado. Efectuar inspección visual. Pocas horas de energía del sistema integrado Verificar si todas las conexiones están correctas, inspeccionar los conductores aislados o cables y terminales, caso contrario revisar el dimensionamiento del sistema. Verificar el estado de la batería y el nivel del electrolito. En el caso de la batería no sellada, colocar un densímetro y medir la densidad del electrolito. Verificar la limpieza del modulo fotovoltaico o si se producen sombras, tener en cuenta la estacionalidad (días nublados) y la autonomía establecida para el sistema en el dimensionado. Módulo fotovoltaico no genera electricidad Medir el estado de continuidad de los diodos o de los fusibles, según corresponda. Verificar que las conexiones del modulo al controlador de carga, estén correctas, polaridad y continuidad.

7.- ASPECTOS AMBIENTALES La energía solar fotovoltaica ocasiona impactos en el ambiente no relevantes en la fase operacional, mientras que en las fases de construcción pueden ser significativos. No obstante, se deberá evitar la disposición final de los componentes fotovoltaicos en rellenos sanitarios comunes (botaderos), a menos que estos sean los denominados rellenos de seguridad, con dos capas impermeables para evitar cualquier tipo de lixiviado. Se recomienda devolver para reciclar el modulo fotovoltaico, la batería, el controlador de carga y el convertidor de tensión CC/CC al proveedor, luego que haya sufrido un deterioro y requiera ser cambiado. Se espera que en el futuro, a medida que se incrementen las instalaciones fotovoltaicas, con la consecuente mayor generación de residuos, se produzca un desarrollo de empresas dedicadas al reciclaje de los componentes principales. 8.- BIBLIOGRAFÍA -

Quality standards for solar home systems and rural health power supply – photovoltaic systems in developing countries, GTZ. 1999.

-

Instalación y Mantenimiento de equipos fotovoltaicos, Centro de Energías Renovables (CER-UNI). Programa de Ahorro de Energía, Ministerio de Energía y Minas. 2003.

-

Visita de supervisión: Instalación de sistemas fotovoltaicos domésticos (SFD’s). Proyecto PER98/G31, Pucallpa, PERÙ. Informe Nº 090-2007/DGE-DNE (MEM). (2007.11.27-30).




ANEXOS ANEXO 01.- DIAGRAMAS DE CONEXIÓN 1.1 DIAGRAMA UNIFILAR DE UN SFD




1.2 DIAGRAMA DE CONEXIONADO DE UN SFD



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos ANEXO 02.- ASPECTOS GENERALES EN LA INSTALACIÓN

Existen estructuras y/o soportes de los módulos de un solo cuerpo, fabricados con el ángulo de inclinación recomendado.

Hay que verificar el ángulo de inclinación del módulo fotovoltaico, se puede usar un transportador graduado y un nivel.

Hay que verificar que la cara frontal del módulo fotovoltaico debe estar dirigido hacia el Norte magnético, se puede usar una brújula.

Verificar la polaridad positiva (+) y negativa (-) en cada uno de los terminales a conectar, y así mismo su correspondencia entre los equipos y/o accesorios.

La instalación de los equipos dentro del tablero de control deben estar distanciados lo suficiente para fácil acceso (mínimo 3 cm, cada lado)

Considerar que la polaridad en los portalámparas (sockets), deberán coincidir con la polaridad positiva (+) y negativa (-) de la lámpara fluorescente compacta.



Guía de Instalación de Sistemas Fotovoltaicos Domésticos ANEXO 03.- INFORME DE INSTALACIÓN Y VERIFICACIÓN DE FUNCIONAMIENTO Se propone el siguiente formato de informe de instalación y verificación de su funcionamiento. DATOS DE INSTALACIÓN 01 02 03 04 05

Beneficiario de la Instalación Lugar de la Instalación Fecha de Instalación Empresa Instaladora Nombre del Instalador

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO Componente

Marca

Modelo

N° de serie

Cantidad

Capacidad por unidad

Módulo Controlador de carga Batería Luminaria

Wp A Ah W

CARACTERÍSTICAS DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DOMICILIARIA ITEM Accesorios completos Fusibles en buen estado Fijación firme terminales-cables Unión firme terminales-componentes Caja de conexiones de dimensión apropiada Soporte del módulo fotovoltaico fijado al módulo

CALIFICACIÓN (SI / NO)

Módulo orientado al Norte Módulo instalado con inclinación de 15° Poste de fierro galvanizado o madera Cableado para condiciones de intemperie

MEDICIONES Y VERIFICACIONES ITEM El beneficiario ha recibido orientación básica acerca de la operación del SFD

Calificación

Las luminarias encienden Verificación de tensión en los terminales del controlador de carga Tensión entregada por la batería Tensión entregada por el módulo Fecha de evaluación

Si

No

Si

No

Si

No

Instrumento Utilizado -

(anotar tensión en V) (anotar tensión en V) (mes/día/año)

(hora de inicio y fin)

CONFORMIDAD DE INSTALACION Y VERIFICACION DE FUNCIONAMIENTO (Lugar), (día) del (mes) de (año)

----------Instalador

-------------Beneficiario

-----------------------------Supervisor / Responsable


OTORONGO 1

N

W

E S

OTORONGO 2

N

W

E S

OTORONGO 3

N

W

E S

3,81 m = 12,5 pies

Detalle A

TV

Ver detalle A

Radio

ELECTRIFICACIÓN RURAL CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN LA LOCALIDAD DE OTORONGO DEL DISTRITO DE SANTO DOMINGO DE ACOBAMBA DE LA PROVINCIA DE HUANCAYO INFORME N° 1: ESTUDIO DE EXPEDIENTE

Recommend Documents