E.T.S.I. CAMINOS, CANALES Y PUERTOS UNIVERSIDAD

E.T.S.I. CAMINOS, CANALES Y PUERTOS

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID

FUNDACIÓN LUCES NUEVAS

TRABAJO FIN DE GRADO DE COOPERACIÓN

PLANIFICACIÓN CON METODOLOGÍA DE ACCESO

UNIVERSAL A LA ENERGÍA Y PROYECTO

CONSTRUCTIVO DE RED ELÉCTRICA Y ENERGÍA

ALTERNATIVA EN ZONAS RURALES DE COCHABAMBA,

BOLIVIA

Autor: FRANCISCO JAVIER VELA COBOS

Tutor: JOSÉ ÁNGEL SÁNCHEZ FERNÁNDEZ, ETSICCP UPM

Contraparte: RONALD CAVERO HINOJOSA, Luces Nuevas Bolivia

Curso Académico 2019/2020

GRADO EN INGENIERÍA CIVIL Y TERRITORIAL

ESPECIALIDAD DE TRANSPORTES Y SERVICIOS URBANOS

TFG PLANIFICACIÓN CON METODOLOGÍA DE A.U.E. Y PROYECTO CONSTRUCTIVO DE RED ELÉCTRICA Y ENERGÍA ALTERNATIVA EN COCHABAMBA, BOLIVIA

-1- Francisco Javier Vela Cobos

A mis padres, Nuria y Florencio, y a mi hermana Iciar. Sin vosotros hubiera sido imposible hacer que se cumpla el sueño de ser ingeniero, gracias por enseñarme desde pequeño valores como el trabajo, esfuerzo, dedicación y humildad. Rendirse nunca es una opción, no hay cumbres difíciles ni sueños imposibles.

Gracias.


Francisco Javier Vela Cobos -2-

Agradecer a todos los que han hecho posible que este proyecto se realice: A mi tutor, D. José Ángel Sánchez por su dedicación, flexibilidad y hacer posible que se hagan proyectos de cooperación. A la contraparte, Luces Nuevas, sin vosotros hubiera sido imposible, gracias por dejarme aprender y dejar enseñaros. Jamás olvidare esos meses y seguiremos embarcándonos en más proyectos. Todo el equipo de sociólogos, técnicos, taller y amigos que colaboraban en una misma dirección. En especial a D. Ronald Cavero. “No hay problema sin su solución, solamente hay que encontrarla”. Cuanto has aportado a la humanidad, gracias por todo lo que has hecho, haces y seguirás haciendo. A los amigos de Bolivia que hicieron posible conocer, estudiar y entender los sistemas y planes locales. Álvaro H, Rennan, Jhony H, las profesoras de la Universidad Tomas Frías de Potosí Lourdes Tito y Yolanda Muñoz, ingenieros de ELFEC y otras ONG. A la comunidad de Tipas, del municipio de Totora, por su amabilidad, hospitalidad y dejarnos desarrollar el trabajo en su comunidad. A los profesores de ETSI Caminos, Canales y Puertos que nos han ayudado a hacer proyectos como este y en especial a aquellos que hacen posible la cooperación. Y a la UPM la cual me ha concedido la beca para poder desarrollar el trabajo. A todos los compañeros, amigos y familiares, que han estado cerca de mí en este proyecto, poniéndole tanta ilusión como la mía y acompañarme en tantos meses de proyecto.

Gracias



Índice: Doc. Nº 1: MEMORIA Y ANEJOS:

MEMORIA: 1 RESUMEN

1ºBLOQUE: PLANIFICACIÓN CON METODOLOGÍA DE AUE 2 INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES Y OBJETIVOS 2.1 REALIDAD ENERGÉTICA A NIVEL MUNDIAL, LATINOAMERICANA Y BOLIVIANA

2.2 OBJETIVOS DE DESARROLLO SOSTENIBLE 2030 2.2.1 ODS 7: Energía asequible y no contaminante

2.2.2 ODS 17: Alianzas para lograr los objetivos 2.3 ESFUERZOS POR CONSEGUIR PLANES DE ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGÍA 3 BOLIVIA. ENCUADRE NACIONAL 3.1 INFORMACIÓN GENERAL DE BOLIVIA

3.1.1 División política

3.1.2 Estructura Política, Social y Económica

3.1.3 Datos de población y vivienda

3.1.4 Información macroeconómica 3.2 SECTOR ELÉCTRICO

3.2.1 Legislación 3.2.1.1 Leyes y normas del sector eléctrico

3.2.1.2 Nuevo reglamento de electrificación rural

3.2.1.3 Tarifa dignidad 3.2.2 Planes y políticas del sector eléctrico

3.2.2.1 Agenda patriótica

3.2.2.2 Manual para la elaboración de proyectos ‘MEPER’

3.2.2.3 Plan nacional de desarrollo

3.2.2.4 Plan de universalización, Bolivia con energía 2010-2025

3.2.2.5 Programa de electricidad para vivir con dignidad PEVD

3.2.2.6 Políticas del sector energético en Bolivia

3.2.2.7 Política de energías alternativas para el sector eléctrico

3.2.2.8 Plan para el desarrollo de energías alternativas 2025 3.2.3 Situación actual

3.2.3.1 Estructura del Sistema Eléctrico Boliviano

3.2.3.2 Cobertura de electrificación



3.2.3.3 Consumos y usos de energía eléctrica

3.2.3.4 Gastos en Energía y Capacidad de Pago

3.2.3.5 Potencial de la energía solar 3.3 EXPERIENCIAS DESARROLLADAS EN BOLIVIA CON ENERGIAS SOSTENIBLES

3.3.1 Proyectos – Programas ejecutados 3.3.1.1 El programa de energía sostenibles-PROPER (1992-1996)

3.3.1.2 El programa de medio ambiente y energía (1994-2002)

3.3.1.3 El programa nacional de Biomasa-PNB (1999-2002)

3.3.1.4 El programa de electrificación rural con energías sostenibles (1999-2004).

3.3.1.5 El proyecto eco-tecnológico (1999-2002)

3.3.1.6 Programa Eurosolar

3.3.1.7 Convenio entre el MHE y la Cooperación Alemana

3.3.1.8 Proyecto GPOBA 3.3.2 Programas y proyectos actuales con energías sostenibles en Bolivia

3.3.2.1 Programa energías sostenibles KfW

3.3.2.2 Proyecto de IDTR

3.3.2.3 Programa de electrificación rural BID BO-L1050

3.3.2.4 Acceso a Fuentes de Energía Moderna

3.3.2.5 Programa de electrificación rural con energía renovable

3.3.2.6 Proyecto ENDEV

3.3.2.7 Proyectos específicos con energías sostenibles 4. ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGÍA. UNA VISIÓN HISTÓRICA 4.1. CAMINOS HACIA EL ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGÍA

4.1.1. Descifrando el problema: comprender e identificar

4.1.2. Los 12 factores generales que permiten analizar el acceso a la energía

4.1.3. Los 5 factores críticos como clave de solución.

4.1.4. El flujograma de la energía 4.1.4.1. Las tecnologías disponibles para el flujograma

4.1.4.2. Energía solar como alternativa tecnológica base

4.1.4.3. La necesidad de tener un plan. 4.2. EL MODELO DE GESTIÓN.

4.2.1 La guía metodológica

4.2.2 La planificación. 4.2.2.1. Planificación convencional

4.2.2.2. Planificación dinámica

4.2.2.3. Cuadro comparativo entre ambas concepciones de planificación 4.2.3. La planificación estratégica en electrificación rural (peer)

4.2.4. Documentación, equipos, criterios y políticas uniformes.

4.2.5. Operativizando el modelo de gestión, las condiciones. 4.2.5.1. Misión-visión-alcance

4.2.5.2. Formación de equipos de trabajo

4.2.5.3. Plan operativo



4.2.5.4. Recursos materiales-software 4.3. SOSTENIBILIDAD, SEGUIMIENTO, UPGRADE. NO SON PLANES ESTÁTICOS.

4.4. USOS PRODUCTIVOS.

4.5. EXPERIENCIA, EXTRAPOLACIÓN DE LA METODOLOGÍA.

2ºBLOQUE: PROYECTO CONSTRUCTIVO 5. INTRODUCCIÓN Y ALCANCE DEL 2º BLOQUE 6. ALTERNATIVAS TECNOLOGICAS 6.1. TOPOLOGIA DEL SISTEMA ELECTRICO 6.2. FUENTES DE ENERGIA

6.2.1. Petróleo 6.2.2. Gas Natural 6.2.3. Carbón 6.2.4. Nuclear 6.2.5. Mareomotriz y undimotriz 6.2.6. Biomasa 6.2.7. Geotérmica 6.2.8. Hidráulica 6.2.9. Eólica 6.2.10. Solar

6.3. TIPOS DE CENTRALES ELECTRICAS 6.3.1. Centrales termoeléctricas de ciclo convencional 6.3.2. Centrales termoeléctricas de ciclo combinado 6.3.3. Grupos electrógenos 6.3.4. Centrales nucleares 6.3.5. Centrales mareomotrices 6.3.6. Centrales undimotrices 6.3.7. Centrales de biomasa 6.3.8. Centrales geotérmicas 6.3.9. Centrales hidroeléctricas 6.3.10. Centrales eólicas 6.3.11. Centrales solares

6.4. ALTERNAIVAS EXISTENTES PARA LA ELECTRIFICACIÓN RURAL 6.4.1. Sistemas de distribución por red eléctrica 6.4.2. Sistemas de extensión de red eléctrica 6.4.3. Sistemas por Microrred 6.4.4. Sistemas independientes o domiciliarios 6.4.5. Sistemas híbridos

6.5. ALMACENAMIENTO 6.5.1. Baterías de Plomo-Ácido 6.5.2. Baterías de Níquel-Cadmio 6.5.3. Baterías de Litio

6.6. USOS 6.7. CONCLUSIÓN Y PROYECCIÓN DE FUTURO



7. LA ECUACIÓN DE LA ENERGÍA 7.1. ANALISIS DE LA ECUACIÓN DE LA ENERGÍA 7.2. PROCESO DE LA ECUACIÓN DE LA ENERGÍA

7.2.1. A medio plazo 7.2.2. A largo plazo

8. PROYECTO CONSTRUCTIVO DE ELECTRIFICACIÓN 8.1. INTRODUCCIÓN 8.2. ELECTRIFICACIÓN COMUNIDAD TIPAS (PLANIFICACIÓN CONVENCIONAL)

8.2.1. Sistema Red eléctrica. Proyecto constructivo bajo lineamiento Meper 8.2.1.1. Descripción del área de influencia

Ubicación geográfica

Posición georreferenciada. Latitud y longitud

Límites territoriales y superficie

Altitud, relieve y topografía

Características sociales

Aspectos físico naturales 8.2.1.2. Objetivo y alcance

Identificación del problema

Objetivo general

Objetivos específicos

Resultados esperados 8.2.1.3. Estudio de mercado y su demanda

Análisis de la demanda de energía eléctrica

Identificación del número de usuario

Categoría y cargas por tipo de usuario. Planilla de carga

Demanda residencial

Consideraciones sobre los factores de carga, diversidad y de potencia

Perdidas

Crecimiento de población

Proyección de la demanda y el consumo por categoría de usuarios 8.2.1.4. Disponibilidad de recursos locales 8.2.1.5. Estudio de generación con diferentes tecnologías

Generación fotovoltaica 8.2.1.6. Ingeniería de proyecto

Diseño eléctrico o Características generales de la línea o Características generales del conductor o Calibre del conductor o Puesta a tierra o Cálculo de Caídas de Tensión o Perdidas de energía y potencia o Nivel de aislamiento



o Protección contra sobrecorrientes y cortocircuitos o Puesto de Transformación o Protección de transformadores o Distribución del secundario

Diseño mecánico o Condiciones Generales del Diseño o Cálculo de Flechas o Distancia de seguridad o Profundidad de Empotramiento de los Postes o Selección de Apoyos o Momentos de Flexión Debido al Viento en el Poste o Estabilidad en la Fundación de Postes o Cargas Transversales y Horizontales o Características de las Riendas o Cálculo Mecánico de las Tensiones de los Conductores (TET)

8.2.1.7. Costos unitarios y presupuesto 8.2.2. Sistemas Microrred Fotovoltaico 8.2.3. Sistemas Domiciliario (SHS) enfoque AUE

9. CONCLUSIÓN 9.1. CONSIDERACIÓN FINAL

ANEJOS: ANEJO 1: POLÍTICAS SOBRE AUE EN DISTINTOS PAÍSES LATINOAMERICANOS. ANEJO 2: SITUACIÓN ENERGÉTICA EN BOLIVIA. ANEJO 3: SITUACIÓN Y EVOLUCIÓN DE LOS ODS, AGENDA 2030. ANEJO 4: ODS 7 y ODS 17. ANEJO 5: LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN BOLIVIA. ANEJO 6: CALCULO DE POTENCIAL DE LAS FUENTES ENERGÉTICAS DISPONIBLES EN BOLIVIA. ANEJO 7: TOPOLOGÍA DE LA RED EN COCHABAMBA, BOLIVIA. ANEJO 8: ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE PANELES FOTOVOLTAICOS Y BATERÍAS DE LITIO. ANEJO 9: CÁLCULO DE CAÍDAS DE TENSIÓN PARA RED PRIMARIA. ANEJO 10: CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE RECONECTADORES Y DE OPERACIÓN DE EQUIPOS DE SECCIONADORES. ANEJO 11: ANEJO FOTOGRÁFICO

Doc. Nº 2: MEMORIA DE PLANOS:

1 PLANO SITUACIÓN, LÍNEA AT DESDE COCHABAMBA

2 PLANO SITUACIÓN, LOCALIZACIÓN DE COMUNIDAD Y COLAS DE RED EXISTENTE

3 PLANO SITUACIÓN, LOCALIZACIÓN DE VIVIENDAS Y RED PROYECTADA



4 PLANO SITUACIÓN, LOCALIZACIÓN DE PROYECTO DE MT Y BT

5 PLANO GENERAL

6 PLANO TOPOGRAFÍA

7 PLANOS DE DETALLE DE RED PRIMARIA Y SECUNDARIA

Doc. Nº 3: PLIEGO DE PRSCRIPCIONES:

1 CONDICIONES GENERALES Y ADMINISTRATIVAS

2 ALCANCE DE SUMINISTRO

3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE ACUERDO A NORMAS

4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA LA CONSTRUCCIÓN

Doc. Nº 4: PRESUPUESTO:

1 COMPONENTES

2 ANALISIS DE PRECIOS UNITARIOS

3 INVERSIÓN TOTAL DEL PROYECTO

Doc. Nº 5: SEGURIDAD Y SALUD:

1 OBJETIVO

2 DATOS GENERALES

3 OBLIGACIOÓN DE PROMOTOR

4 EL COORDINADOR

5 CONTRATISTAS Y SUBCONTRATISTAS

6 OBLIGACIONES DE TRABAJADORES

7 LIBRO DE INCIDENCIAS

8 DERECHOS DE LOS TRABAJADORES

9 PREVENCIÓN DE RIESGOS

10 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS Y MEDIDAS PREVENTIVAS

11 INSTALACIÓN PROVISIONAL, REPLANTEO

12 SEÑALIZACIÓN



Índice de tablas: TABLAS: Tabla 1: Subdivisión de los Departamentos de Bolivia. Tabla 2: Cobertura de electrificación rural según departamento, 2012. Tabla 3: Hogares por combustible utilizado para cocinar, 2014. Tabla 4: Principales combustibles usados para cocinar según departamento, 2012. Tabla 5: Logros del programa Eurosolar. Tabla 6: Proyectos de KFW. Tabla 7: Logros del Proyecto IDTR. Tabla 8: Programa de electrificación rural BID BO-L1050. Tabla 9: Equipos instalados en la planta fotovoltaica Cobija. Tabla 10: Comparación cualitativa entre la Planificación convencional y la Planificación Express. Tabla 11: Clasificación de las plantas de generación en función de su FACTOR DE CARGA. Tabla 12: Comparativa de distintas alternativas. Tabla 13: Evolución tecnológica. Tabla 14: Extensión territorial por Distritos del Municipio de Totora. Tabla 15: Crecimiento poblacional en Totora. Tabla 16: Población según el idioma que habla. Tabla 17: Planilla general de uso energético, potencia unitaria y factor de simultaneidad. Tabla 18: Planilla de uso energético, potencia unitaria y factor de simultaneidad de la comunidad de Tipas. Tabla 19: Planilla de uso energético y durante qué horas al día se utiliza habitualmente. Tabla 20: Factor de contribución según la categoría y las zonas. Tabla 21: Tabla resumen de usuarios, energía, potencia, perdidas y factores. Tabla 22: Consumos específicos residenciales en la Provincia de Carrasco. Tabla 23: Consumos específicos generales en la Provincia de Carrasco. Tabla 24: Características generales de la línea. Tabla 25: Cálculo de Consumo y Demanda máxima diversificada a 10 años teniendo en cuenta el crecimiento. Tabla 26: Corrientes máximas admisibles para cables multiplexados tipo ACSR. Tabla 27: Corrientes máximas admisibles para conductores desnudos tipo ACSR. Tabla 28: Factores de corrección para temperaturas ambiente de 40 °C en conductores multiplexados. Tabla 29: Niveles de Tensión Permisibles para Redes Primarias. Tabla 30: Niveles de Tensión Permisibles para Redes Secundarias. Tabla 31: Características generales del conductor. Tabla 32: Valores orientativos entre suelos y su resistividad y las formulas necesarias para cada electrodo. Tabla 33: Carga máxima para transformadores en un sistema MRT. Tabla 34: Parámetros y coeficientes unitarios de caídas de tensión para 14,4 kV en sistemas MRT.



Tabla 35: Parámetros y coeficientes unitarios de caídas de tensión para 19,9 kV en sistemas MRT. Tabla 36: Parámetros y coeficientes unitarios de caídas de tensión para conductor #4AWG y 14,4 kV en sistemas MRT. Tabla 37: Coeficientes unitarios de pérdidas de potencia por Efecto Joule. Tabla 38: Aisladores de suspensión utilizados en redes de distribución 14,4/24,9 kV y 19,9/34,5 kV. Tabla 39: Aisladores de suspensión poliméricos utilizados en redes de distribución 14,4/24,9 kV y 19,9/34,5 kV. Tabla 40: Aisladores de paso y tipo carrete utilizados en redes de distribución de 14,4/24,9 kV y 19,9/34,5 kV. Tabla 41: Factores de corrección por altitud. Tabla 42: Características técnicas de los seccionadores-fusibles. Tabla 43: Corriente de ruptura para elementos fusibles Tipo K (Rápido) utilizado en redes primarias. Tabla 44: Características técnicas de los seccionadores-fusibles. Tabla 45: Tensión nominal de pararrayos utilizados para la protección contra sobretensiones en redes primarias de 4 hilos y neutro multiaterrizado. Tabla 46: Transformadores de distribución normalizados. Tabla 47: Número de consumidores por transformador (solo consumo residencial). Tabla 48: Factores de diversidad para transformadores monofásicos. Tabla 49: Capacidad de interrupción y restablecimiento mínima del interruptor termomagnético para baja tensión. Tabla 50: Capacidad de interruptores termomagnéticos normalizados. Tabla 51: Capacidad de los interruptores termomagnéticos para la protección del secundario del transformador. Tabla 52: Niveles de Calidad. Tabla 53: Tensiones secundarias normalizadas de distribución para el área rural en Bolivia. Tabla 54: Límites de tensión REA para conductores ACSR. Tabla 55: Capacidad de los interruptores termomagnéticos para la protección del secundario del transformador. Tabla 56: Distancias mínimas de seguridad de conductores a predios u otras instalaciones. Tabla 57: Distancias mínimas de seguridad verticales entre conductores y cables soportados por diferentes estructuras de soporte. Tabla 58: Profundidad del empotramiento de los postes. Tabla 59: Factores de capacidad de sobrecarga para estructuras de madera, adaptada de la tabla 261-3 del NESC. Tabla 60: Factores de capacidad de sobrecarga de vientos extremos para estructuras de madera de distribución cuando son instalados. Tabla 61: Unidades constructivas Tabla 62: Cuadro de presupuestos Tabla 63: Costos por componentes del sistema. Tabla 64: Cuadro de presupuesto total.



FOTOGRAFÍAS: Fotografía 1: Acometida a una casa sin habitar. Fuente: elaboración propia en la visita de una comunidad electrificada. Fotografía 2: Acometida a tres casas sin habitar, pero bajo la línea principal. Fuente: elaboración propia en la visita de una comunidad electrificada.

ILUSTRACIONES: Ilustración de Portada: Elaboración propia Ilustración 1: Mapa del crecimiento de concentración de población. Ilustración 2: Los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible. Ilustración 3: Distribución de los Departamentos de Bolivia. Ilustración 4: Señal de telecomunicación en un Municipio ejecutado.

ESQUEMAS: Esquema 1: Programas específicos. Esquema 2: Flujograma de la energía. Esquema 3: Microcentral hidroeléctrica. Generación, transmisión y distribución. Esquema 4: Micro central hidroeléctrica. Sistema de derivación y salto de agua. Esquema 5: Sistema individual de Aero generación de energía eléctrica. Esquema 6: Sistema individual de generación de energía eléctrica con panel fotovoltaico. Esquema 7: Topología de la red eléctrica. Esquema 8: Esquema de una microrred. Esquema 9: Sistema independiente o domiciliario, modelo Litio SHS AC-230V, 50Hz. Esquema 10: Sistema hibrido. Esquema 11: Sistema aislado domiciliario con batería de litio. Esquema 12: Otro modelo de sistema aislado domiciliario con batería de litio de 128W/h. Esquema 13: Distancias mínimas de seguridad a edificios vista frontal. Esquema 14: Carga Transversal. Esquema 15: Esfuerzos longitudinales, transversales y verticales. Esquema 16: Configuración de rienda. Esquema 17: Configuración de rienda para estructuras de vano de cruce. Esquema 18: Factores de relación para la posición de la rienda. Esquema 19: Fuerzas sobre el conductor.

MAPAS: Mapa 1: Mapa del Sistema eléctrico Troncal Interconectado de Bolivia, gestión de 2016. Mapa 2: Mapa del Sistema eléctrico nacional de Bolivia, gestión de 2012. Mapa 3: Mapa de Radiación Solar Media Anual para Bolivia (kWh/m2/dia) Mapa 4: Mapa de Radiación Solar Media Anual en Latinoamérica (kWh/m2/dia) Mapa 7: Ubicación Totora en la provincia de Carrasco y en Cochabamba. Mapa 8: Mapa de los 12 Municipios pertenecientes al Cono Sur de Cochabamba. Mapa 9: Ubicación de las 88 casas inicialmente localizadas en Tipas. Mapa 10: Ubicación de las 43 viviendas localizadas en Tipas tras el trabajo de campo. Mapa 11. Ubicación de la comunidad de Tipas y las colas de red de media tensión.



Mapa 12: Conclusión grafica de la solución de la comunidad, donde se representa que sistema le pertenece a cada vivienda por costo unitario. Mapa 13: Ejemplo del Software de Luces Nuevas que es capaz de dar solución rápida.

GRÁFICOS: Gráfico 1: Las 12 condiciones generales que permiten analizar el AUE. Gráfico 2: Las 5 condiciones fundamentales que permiten analizar el AUE. Gráfico 3: Perfil topográfico de norte a sur del municipio de Totora. Gráfico 4: Crecimiento poblacional en Totora. Gráfica 5: Población según el idioma que habla. Gráfica 6: Pirámide poblacional Totora. Gráfico 7: Curva de carga diaria

TFG PLANIFICACIÓN CON METODOLOGÍA DE A.U.E. Y PROYECTO CONSTRUCTIVO DE RED ELÉCTRICA Y

ENERGÍA ALTERNATIVA EN COCHABAMBA, BOLIVIA


1 RESUMEN El presente documento recoge el proyecto de planificación mediante metodología de Acceso Universal a la Energía y posteriormente del proyecto constructivo de red eléctrica de la comunidad de Tipas, localizada en Cochabamba, Bolivia. Una vez realizado el proyecto se demuestra que la solución es inviable para su ejecución, por tanto, imposible solventar el primer objetivo que es eliminar las velas como alumbrado habitual. Esto hace que se valoren alternativas de sistemas energéticos. Consiguiendo entender cuáles son las prioridades del Acceso Universal a la Energía se pueden establecer directrices de: ¿Cómo hacerlo?, ¿Cuándo hacerlo? Y ¿Quién le pertenece? Para llegar a un objetivo común de forma organizada, rápida y efectiva. ABSTRACT This document gathers the planning project through methodology of Universal Access to Energy and later of the construction project of electrical network of the community of Tipas, Cochabamba (Bolivia). Once the project is completed the solution is not viable for its execution, therefore, it is impossible to solve the first objective that is to remove the candles as usual lighting. This leads to the valuation of alternative energy systems. Understanding what the priorities of Universal Access to Energy are can establish guidelines for: How to do it?, When? And who belongs to you? To reach a common goal in an organized, quick and effective way.




1ºBLOQUE: PLANIFICACIÓN CON METODOLOGÍA DE AUE

2 INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES Y OBJETIVOS

Se considera que la energía eléctrica es uno de los servicios básicos más importantes en el desarrollo de las actividades del ser humano, sin embargo, en los países en vías de desarrollo, principalmente en las poblaciones del sector rural, no se dispone de este servicio básico. Esto se debe a diversos factores, como pueden ser: inaccesibilidad a la red de energía eléctrica por factores económicos y técnicos, desconocimiento administrativo, falta de capacidad de pago por parte de la población rural, dispersión de la población, pobreza de las zonas rurales, etc.

En este documento elaboro un Proyecto Fin de Grado de Cooperación en el que se pretende redactar una guía metodológica sobre Acceso Universal a la Energía, y especificando el trabajo de campo realizado globalmente sobre el municipio de Omereque y detalladamente en la comunidad de Tipas, situados en Cochabamba, Bolivia. El presente documento recoge el proyecto de planificación mediante metodología de Acceso Universal a la Energía y posteriormente del proyecto constructivo de red eléctrica de la comunidad de Tipas, localizada en Cochabamba, Bolivia. Una vez realizado el proyecto se ve que la solución es inviable para su ejecución, por tanto, imposible solventar el primer objetivo que es eliminar las velas como alumbrado habitual. Esto hace que se valoren alternativas de sistemas energéticos. Consiguiendo entender cuáles son las prioridades del Acceso Universal a la Energía se pueden establecer directrices

Por tanto, se podrán diferenciar dos grandes bloques:

Planificación, enfocado en definir estrategias y las directrices de la metodología sobre Acceso Universal a la Energía, para ello se tiene en cuenta distintos programas ya redactados y puestos en práctica, siendo este documento dinámico, adaptándose hasta conseguir la ecuación más idónea hasta el momento.

Proyecto constructivo, se realiza el documento técnico con información escrita y gráfica donde se aplica el estudio del apartado anterior de planificación hasta conseguir la definición de la actuación del proyecto civil.

El proyecto se realiza en Cochabamba (Bolivia), aunque se podrá trasladar a cualquier proyecto con la misma índole, adoptando las medidas que sean necesarias dependiendo de la cultura, organización social, poder adquisitivo, densificación, etc.

Cochabamba a pesar de ser el departamento con mejor cobertura de servicio eléctrico en Bolivia según el ‘Instituto Nacional de Estadística de Bolivia’ tiene aún problemas de densificación y ampliaciones de redes de distribución eléctrica en el área rural. La no disponibilidad de servicio eléctrico en diferentes localidades rurales del departamento




trae consigo profundos impactos en el nivel de vida de los pobladores del área rural, especialmente en la dimensión de salud, educación y comunicación además de sus actividades productivas.

El área de influencia del proyecto está caracterizada por: elevados niveles de pobreza, escaso acceso caminero, escasa provisión de servicios básicos, diversidad geográfica, cultural, económica y elevadas tasas de migración.

Una de las prioridades del gobierno, a través de Planes Estratégicos de Electrificación Rural, es utilizar la energía eléctrica como factor de desarrollo y satisfacción de necesidades básicas para el área rural en concordancia a la política de desarrollo económico y social. Sin embargo, el documento de este TFG además piensa que se debe

ejecutar con la implantación de planes de Acceso Universal a la Energía, donde la solución se centra en tres niveles de acción:

Lo urgente: erradicar la utilización de velas y mecheros como fuente de alumbrado a corto plazo.

o Problemas de salud: ceguera, quemaduras infantiles, inhalación de humo. o Problemas de educación: oportunidad de vida. o Incendios domésticos.

Lo importante: dar soluciones con energías alternativas para cubrir sus primeras necesidades de alumbrado, recarga de baterías (teléfonos móviles, radios, etc.), hasta que sea posible una solución ideal (red eléctrica).

Lo deseable: la red eléctrica y al ser posible con capacidad de proporcionar energía que también puedan apoyar procesos productivos.

Además de esos objetivos estructurados según la importancia, la solución tiene que ser universal, hablamos de un entorno global. Se tiene que dar la oportunidad a todos los habitantes, ellos pueden no aceptar la solución, pero debe existir la obligación de darles la oportunidad y explicarles a todos.

No se discrimina solución en zonas aisladas, si es inviable económicamente la solución de red se ejecuta con tecnologías alternativas.

Implantar estas tecnologías garantiza acciones más sostenibles y ecológicas, ya que no existe una política de reciclaje hasta el momento en Bolivia. Es más sostenible un sistema energético recargable por energías limpias que las pilas convencionales desechables.

Son distintos los intentos por conseguir el Acceso Universal a la Energía desde los años 1990, en los últimos programas redactados como Plan Estratégico de Electrificación Rural recogido en el programa ‘Mi Luz’ del anterior gobierno de Bolivia y en vigor hasta finales de 2019, se identifican cuatro factores que obstaculizan una implementación masiva de este tipo de proyectos:

Incomprensión del problema energético, sus causas y consecuencias, además de deficiente concepción de soluciones.

No se aplica en la práctica la voluntad política del sector público para formular estrategias y desarrollar planes de acción.

Ineficiente disponibilidad tecnológica para enfrentar el problema y desconfianza




de las autoridades sobre la sostenibilidad técnica de las soluciones.

Ausencia de un modelo de planificación y gestión.

Con este TFG se solucionan tres de estos cuatro puntos que obstaculizan la implementación. Ya que se tiene la magnitud del problema energético, causas y consecuencias; se conoce y estudia la disponibilidad tecnológica para solucionar el problema y garantizar la sostenibilidad; y se redacta modelos de planificación y gestión. Quedando así la problemática de la voluntad política para aplicar esta metodología, la cual tendrá el deber y obligación de emplear algún método para solucionar. El esfuerzo

centrado en este TFG recoge los obstáculos encontrados y la guía argumentada para la utilización de cualquier voluntad política para esta implantación.

Como dice el Ingeniero Nassir Sapag: ‘Un proyecto es la búsqueda de una solución inteligente al planteamiento de un problema tendente a resolver una necesidad humana’. Con esta idea se intentará solucionar la problemática descrita, para ello cuento con la experiencia de la fundación Luces Nuevas y otras fundaciones colaboradoras a esta, basándonos en los hechos se intentará transmitir la mejor solución hasta el momento, con oportunidad a mejoras si existieran.

2.1 REALIDAD ENERGÉTICA A NIVEL MUNDIAL, LATINOAMERICANA Y BOLIVIANA

A nivel mundial:

Según las estadísticas de diciembre de 2019 se contabiliza la existencia de 7.700 millones de seres humanos en el planeta Tierra. El 55% de la población mundial vive en ciudades o grandes núcleos urbanos, suponiendo esto un 2% de la superficie del planeta, producen el 85% del PIB mundial y consumen el 75% de la energía (que proviene de fuera de ellas) y la previsión de crecimiento de la población se estima a 8.500 millones para el año 2025 y 11.400 para 2050, siguiendo con la razón exponencial vivida hasta el momento.

De los 3.700 habitantes que crecerá la población hasta 2050, 2.500 millones de personas pertenecerán al grupo de núcleos urbanos.

Con estos valores estimados por la ONU se obtiene el conocimiento de que el 45% de la población restante habita en la superficie terrestre aislada o núcleos pequeños, equivalente al 27% del área (el 71% restante es superficie marina). Pudiendo decir así que este grupo social se caracteriza por tener una tipología dispersa, con las consecuencias de accesibilidad y oportunidad consecuente. De este grupo social tan solo tienen acceso a la energía producida un 25%.

Según el Comunicado HABITAT III, Quito, Oct 2016: ‘En virtud de que la población, las actividades económicas, las interacciones sociales y culturales, así como los impactos medioambientales y humanitarios están crecientemente concentrados en las ciudades, esto plantea desafíos enormes de sostenibilidad en términos de vivienda, infraestructura, servicios básicos, seguridad alimentaria, salud, educación, trabajo decente, seguridad y recursos naturales, entre otros’




Por tanto, la problemática internacional se prevé que afecte a núcleos densificados en un futuro cercano, si no se realiza acciones rápidas ahora en las zonas aisladas no se solucionaran en el futuro, ya que el reto del cambio climático y la dinámica del crecimiento urbano crea un nuevo paradigma energético en las ciudades con la producción de energía y control del consumo, donde se dejará a un lado a la población aislada.

Actualmente se cree que 1.400 millones de personas en el planeta no tienen acceso a la electricidad según datos de la ONU. Dependiendo de la fuente que se consulte este valor se altera, pero podemos hablar con certeza de que la cantidad es representativa a nivel mundial.

Ilustración 1: Mapa del crecimiento de concentración de población. Fuente: ‘World Population History Org’

A nivel latinoamericano:

En cuanto a la situación energética en Latinoamérica, se prevé un crecimiento del 80% del consumo de electricidad entre el 2011 y 2030 según el Banco Mundial, este crecimiento se debe a que la mayoría de los países son países en vías de desarrollo, por lo que están desarrollando planes estratégicos de electrificación en zonas aisladas y junto con el aumento demográfico de la región conllevará a un mayor uso de aparatos eléctricos, lo que, sumado a una mayor actividad industrial, disparará la demanda de energía.

Para cubrirlo de manera sustentable y que no agudice los efectos que ya se sienten en la región, se apuesta por la energía renovable. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés), entre 2010 y 2015 en América Latina se invirtieron más de 80.000 millones de dólares en energías renovables no convencionales (ERNC - excluyendo las grandes hidroeléctricas). Y en la región, una cuarta parte de la energía primaria total proviene de fuentes renovables, lo que convierte a Latinoamérica en uno de los mercados más dinámicos en este sector.




Países como Brasil, Chile, México, Perú y otros, miembros de la Alianza de Energía y Clima de las Américas ya han iniciado el cambio hacia una economía menos intensa energéticamente, aprovechando sus abundantes recursos renovables y buscando aumentar su eficiencia económica mientras reducen sus necesidades de inversión en infraestructura energética.

Actualmente en Latinoamérica existe una relación muy importante entre vulnerabilidad energética y pobreza. Para luchar contra la vulnerabilidad energética, un primer paso fue la aprobación de la Ley de Equidad Tarifaria en 2016 en muchos de estos países, cuyo objetivo es nivelar las tarifas de distribución para los usuarios residenciales más vulnerables del sistema.

Los principales retos a los que se enfrenta el sector energético en América Latina y el Caribe son varios, pero podemos mencionar los siguientes:

Gran aumento de los niveles de urbanización y concentración económica, y su consecuente impacto en el suministro de energía y en la calidad del aire.

Aparición de nuevas tecnologías disruptivas (energías renovables, sistemas y redes inteligentes, infraestructura de medición, sistemas almacenamiento y otros), que impulsarían la rápida transformación del modelo actual de prestación del servicio de energía y que requieren mayor conocimiento técnico.

Cambios en los patrones de los mercados energéticos mundiales (como el exceso de oferta de petróleo) con implicaciones para la seguridad energética, el comercio y el costo de la energía.

Aumento del impacto del cambio climático en el suministro de energía y la seguridad energética (como la hidrología, daños a la infraestructura energética por condiciones climáticas extremas, etc.), y los compromisos políticos para limitar las emisiones de gases de efecto invernadero.

Aumento de las restricciones financieras. El financiamiento de infraestructuras energéticas seguirá siendo un reto, y serán necesarios instrumentos de financiamiento innovadores como garantías, seguros climáticos, etc. para abordar los nuevos retos de carácter multidimensional.

Estos son los datos que se obtienen de las estadísticas y las predicciones a corto plazo. A la que sumamos la problemática y posibles soluciones, pero la realidad latinoamericana se identifica con 22 millones de personas privadas de electricidad.

En el Anejo 1: ‘Políticas sobre AUE en distintos países latinoamericanos’, se muestra de forma literal el contenido energético de 11 países latinoamericanos, redactado por sus ministerios de energía, incidiendo en los marcos regulatorios existentes y en los mecanismos adoptados hasta el 2017 (año de redacción, en la actualidad siguen sendas similares). El objetivo de este anejo es tener una magnitud de la realidad energética según las actuaciones y metodologías de distintas fuerzas políticas con un mismo objetivo.




A nivel boliviano:

Y en concreto, en Bolivia el marco energético no es accesible aproximadamente a 2 millones de personas, equivalente a 380.000 familias siendo más de 10.000 comunidades las afectadas. Aunque con el crecimiento demográfico, los proyectos de electrificación rural y factores propios de las familias, esta cantidad puede ser alterada. Pero si da una magnitud sabiendo que en Bolivia hay 11,2 millones de habitantes, 2 millones supone un 18% de la población, por tanto, casi un quinto de la sociedad boliviana está privada de un servicio básico.

Son diversos los intentos de subsanar el problema energético en Bolivia. Desde la elección como presidente de Evo Morales en 2005 hasta el final de su mandato a finales de 2019, se quiso dar continuidad a planes nacionales existentes con el planteamiento de cumplir la Agenda Patriótica 2025, con objetivos similares a la de los ODS 2030 pero en cinco años menos. Así se redactó el Manual de Elaboración y Evaluación de Proyectos de Electrificación Rural, siendo este una guía nacional para llevar a cabo programas de electrificación en todo el Estado Plurinacional, delegando esta responsabilidad a los responsables de los Gobiernos Departamentales, Gobiernos Municipales, regionales y distribuidoras. Nacieron programas de energía como el Programa ‘Mi Luz’ estudiando proyectos en concreto para solventar esta necesidad.

Según el libro ‘¿Servicios básicos para todos?’ de UNICEF la energía eléctrica se considera el servicio básico más fácil de conseguir, después de la accesibilidad a la educación y sanidad primaria. Es decir, la electrificación es un servicio básico que, comparado con otros como agua potable, saneamiento, servicios de gas, seguridad pública, transporte, etc. es más fácil de llevar a cabo, ya sea por la diversidad de fuentes de energía, fácil aplicación de tecnologías renovables que capten energía en zonas aisladas, por la simplicidad de diseñar un tendido eléctrico básico, por la eficiencia energética, diversidad de soluciones tecnológicas, reducción de costos por aprovechamiento energético o cualquier singularidad de estas, hacen que este servicio sea uno de los primeros que se debería de subsanar consiguiendo una solución para toda la sociedad.

Los planes específicos de Bolivia e información ampliada la encontramos en el Anejo 2: ‘Situación energética en Bolivia’

2.2 OBJETIVOS DE DESARROLLO SOSTENIBLE 2030

Los Objetivos de Desarrollo Sostenible recoge la intención internacional de poner fin a la pobreza, proteger el planeta y mejorar las vidas y las perspectivas de las personas en todo el mundo, además también tiene la intención de fortalecer la paz universal y el acceso a la justicia. Esta agenda se redactó en 2015 con la meta de cumplirla en 2030, todos los Estados Miembros de las Naciones Unidas aprobaron 17 Objetivos con 169 metas abarcando las esferas social, económica y ambiental, formando así la Agenda 2030.




Ilustración 2: Los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible. Fuente: ‘Naciones Unidas’

Haciendo referencia al ámbito que nos concierne, cabe destacar que casi la mitad de las personas (674 millones) no habrán conseguido el Acceso Universal a la Energía en 2030, siendo la energía eléctrica tan solo el 20% de toda la energía, el 80% restante se centra en calefacción, transportes, etc. Donde se debería hacer hincapié para apostar por energías limpias, pero se estima que la utilización de estas también será inferior a la prevista. Información ampliada en Anejo 3: ‘Situación y evolución de los ODS, Agenda 2030’.

De los 17 ODS este proyecto está ligado particularmente en dos de ellos, siendo estos el ODS 7 y el ODS 17. Siendo así uno de los objetivos el cumplimiento de estos.

2.2.1 ODS 7: Energía asequible y no contaminante

Garantizar el Acceso Universal a la Energía a servicios energéticos asequibles, fiables y modernos; aumentar energías renovables; mejorar eficiencia energética; menor utilización de combustibles fósiles. Estos son algunos de los puntos que el ODS 7 incluye y en este proyecto se incorporan cumpliendo así los objetivos internacionales.

Entre 1990 y 2010, la cantidad de personas con acceso a energía eléctrica aumentó en 1.700 millones. Sin embargo, a nivel mundial 1.400 millones siguen sin ella y con 10 años de horizonte para cumplir el Objetivo. Debido que la demanda sigue en aumento, es preciso un incremento considerable en la producción de energía renovable en todo el mundo. Es necesario invertir en fuentes de energía limpia, como la solar o la eólica si queremos garantizar el acceso universal a electricidad asequible para el 2030.




2.2.2 ODS 17: Alianzas para lograr los objetivos

Los Objetivos de Desarrollo Sostenible solo se pueden lograr con el compromiso decidido a favor de alianzas interinstitucionales de nivel mundial. Hoy el mundo está más interconectado que nunca. Mejorar el acceso a la tecnología y los conocimientos es una forma importante de intercambiar ideas y propiciar la innovación. Para lograr el crecimiento y desarrollo sostenibles, es vital que se

coordinen las políticas públicas de los países en desarrollo.

Con este objetivo se consigue cumplir una misma meta en tiempo reducido y con menor coste, son billones de dólares los invertidos en distintos planes y no son igual de eficientes.

En Anejo 4: ‘ODS 7 y ODS 17’ se especifican estadísticas, datos y metas de los objetivos.

2.3 ESFUERZOS POR CONSEGUIR PLANES DE ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGÍA

No podemos negar que las ultimas décadas los gobiernos de cada país afectado, las organizaciones mundiales y las fundaciones colaboradoras luchan por conseguir Planes de Acceso Universal a la Energía. Sus esfuerzos son notables, pero… ¿Suficientes o con metodologías correctas?

Si me centro en el caso boliviano donde llevo un año estudiando estos procesos, además de aprender de la larga experiencia de distintas organizaciones (en especial con Luces Nuevas, pero también de muchas otras colaboradoras a esta), puedo decir que el esfuerzo existe, pero la solución no es ni suficiente ni correcta.

En Bolivia desde los años 90 se escucha la intención de crear grandes programas nacionales que solucionen cualquier servicio de primera necesidad, en especial de una solución energética. Pero ninguno de ellos ha aterrizado con solución completa de Acceso Universal a la Energía. Hay programas de electrificación en base a redes eléctricas, pero de alcance limitado. Hasta finales de 2019 donde existía el Programa ‘Mi Luz’ del anterior gobierno del Estado Plurinacional si incluían soluciones alternativas, mejorando así el déficit de otros planes.




Pero sin una guía clara en la que especifique la metodología rápida, efectiva y eficiente para cumplir los objetivos nacionales e internacionales.

Uno de los problemas encontrados en estos apartados es la catalogación de ‘comunidad electrificada’ aquella comunidad a la que ha llegado la red. Pero que la distribuidora eléctrica haya ejecutado un proyecto en el área rural no quiere decir que todas las viviendas estén conectadas al suministro. Quizás algunas por desconocimiento, otras por desconfianza, otras por dificultades en el idioma, o simplemente que están aisladas 5km y pertenecen a la comunidad. Esto hace que en las estadísticas mundiales se catalogue como núcleo electrificado donde se garantiza la extensión de red, pero en realidad no se ha cumplido el objetivo de Acceso Universal a la Energía. Esta situación agrava las consecuencias para esas familias sin conexión, ya que no volverán al entorno para intentar hacer un segundo barrido de viviendas no conectadas, o al menos mientras existan comunidades sin red. Recordamos que AUE hace referencia a todas las viviendas.

De acuerdo al Censo de Población y Vivienda del año 2012 en Bolivia, había cerca de 2,8 millones personas, aproximadamente 500 mil familias, que no cuentan con este servicio de energía. Después de 8 años ha descendido a la cantidad de 2 millones de personas y 380.000 familias sin energía. Suponiendo que fuera una ecuación lineal (que no lo es, cada vez que se electrifique una comunidad la que queda estará más inaccesible a la anterior, por tanto, es lógico que por logística el tiempo determinado en crear la ejecución sea cada vez mayor) estimaríamos que se subsana este problema a 100.000 personas por año, puede parecer un numero bonito, pero si siguiéramos esta ecuación necesitaríamos otros 20 años para erradicar el problema de una nación. Valor inaceptable por la ONU que se ha puesto el límite en 2030 y más restrictivo los planes nacionales.

Además, cabe destacar que la tendencia mundial es intentar realizar electrificación por red, si esta no es posible lo que suelen decir es: ‘Si no tengo red hare micro redes’ con el objetivo de garantizar una igualdad y no exista discriminación.

Bien, explicada esta realidad lo que se plantea y se realiza en este documento es conseguir la implantación del Acceso Universal a la Energía. Eso requiere optimización de tiempo (no podemos ir al ritmo de 100.000 personas/año cuando el problema es mucho mayor), no se garantiza la igualdad energética es mucho más importante cumplir el primer objetivo que es erradicar velas y mecheros (no podemos garantizar la capacidad y potencia necesaria en una vivienda en la ciudad en comunidades lejanas) esta es la idea de equidad donde se tiene en cuenta variables cuantitativas y no cualitativas. Además, el AUE debe garantizar la realización de un programa ordenado e inteligente, donde se garantiza el servicio a todas las viviendas, no pueden ser proyectos de micro redes aislados para solventar un problema en tan solo una zona aislada, se debe aspirar a una solución mayor. Esta solución puede ser el conjunto de pequeñas micro redes, de extensiones, de sistemas aislados o de tecnologías alternativas. La solución dependerá de las características del entorno, pero se deberá pensar en que la solución serán la sumatoria de pequeñas soluciones. Explicaremos el procedimiento de Acceso Universal a la Energía en puntos posteriores.




3 BOLIVIA. ENCUADRE NACIONAL

En este capítulo se explica las características de Bolivia. País donde desarrollaremos nuestro trabajo y donde se implantarán las soluciones. La importancia de este es la comprensión de la estructura a nivel nacional, para ello estructuramos la información en tres bloques, facilitando así el trabajo de futuros capítulos

En el primer sector explicamos datos generales sobre la división política, económica, cultural, población y vivienda, información macroeconómica.

A continuación, describimos el sector eléctrico: su legislación, planes y políticas del sector y la situación actual.

Y terminamos con las experiencias desarrolladas en Bolivia con energías sostenibles: proyectos y programas ejecutados y con programas y proyectos actuales.

3.1 INFORMACIÓN GENERAL DE BOLIVIA

Bolivia es el quinto país más extenso de Sudamérica con una superficie de 1.098.581km2. Limita al norte y noreste con el Brasil, al sudeste con el Paraguay, al sur con Argentina y al oeste con el Perú y Chile. Es un país que no tiene salida al mar al igual que Paraguay.

Bolivia fue fundada como república el 25 de mayo de 1809, después de una larga guerra de independencia con la Corona española. Durante su primer siglo de existencia se suscitaron numerosos eventos políticos y bélicos que marcaron la historia boliviana, entre ellos se encuentran: la Guerra del Pacífico (1879-1884), conflicto bélico con el vecino país de Chile; la Guerra Federal (1898-1899), la cual involucró a los sectores del norte del país (liberales) confrontados contra los del sur (conservadores) y derivó en el traslado de la sede de Gobierno a la ciudad de La Paz; y la Guerra del Acre (1899-1903), serie de enfrentamientos sostenidos con Brasil.

Económicamente, durante esa época se levantó el sector extractivo minero, después de que éste quedará parcialmente desmantelado como consecuencia de la inestabilidad política que trajeron consigo los primeros años de la República. Así surgió en un primer momento un ciclo productivo ligado a la extracción de la plata, y al empezar el Siglo XX, uno nuevo enfocado al estaño.

Al cabo del primer centenario de Bolivia, el país vivió dos procesos que redefinieron su situación política y social: la Guerra del Chaco con el Paraguay (1932-1935), y la Revolución Nacional de 1953, la cual infirió en la aplicación de una Reforma Agraria, la nacionalización de las minas de estaño y la creación de una nueva reforma educativa. Esta época se caracterizó por un gran crecimiento económico, especialmente entre finales de la década de 1960 y principios de 1970.




Tras una serie de golpes de Estado que encumbraron a diferentes líderes militares, Bolivia inició una nueva etapa el año 1982 con el retorno de la democracia. No obstante, en 1985 la situación económica llegó a un estado de crisis, suscitándose una de las mayores hiperinflaciones registradas en el mundo; el Gobierno de ese entonces decidió liberalizar el régimen económico con la aplicación del D.S. 21060, la cual determinó, entre otras cosas, la aplicación de la ley de la oferta y la demanda en el mercado laboral. Desde entonces se vivieron diferentes momentos en los cuales se ha transitado por diferentes enfoques de administración política y económica del Estado, pero siempre en el marco del cumplimiento de la constitución política y el régimen político democrático.

3.1.1 División política

El territorio boliviano está conformado por nueve regiones administrativas denominadas ‘Departamentos’. Los departamentos están subdivididos en provincias (112 en total), las cuales a su vez tienen secciones de provincia (327 en total) que a partir de la promulgación de la Ley de participación popular (1994) son reconocidas como municipios y adquieren una importancia relevante en las decisiones económicas y de desarrollo de sus territorios.

La ciudad capital del país es Sucre, sin embargo, la sede de gobierno se encuentra en la ciudad de La Paz.

Departamento Superficie (km2)

Santa Cruz 370.621 Beni 213.564

La Paz 133.985

Potosí 118.218

Pando 63.827

Cochabamba 55.631

Oruro 53.588

Chuquisaca 51.524

Tarija 37.623

TotalBolivia 1.098.581

Tabla 1: Subdivisión de los Departamentos de Bolivia. Fuente: Elaboración propia con los datos de INE

La figura mostrada a continuación denota la división territorial de Bolivia con sus nueve Departamentos y con las fronteras internacionales.




Ilustración 3: Distribución de los Departamentos de Bolivia. Fuente: ‘FOTW Flags

of the World'

El país tiene tres áreas geográficas bien marcadas: Cordillera (Altiplano) Situada a una altitud de 3000 a 4000 metros sobre el nivel del

mar.

Valles Situados entre los 1500 y los 3000 metros.

Llanos De una altura mínima de 220 metros de altitud.

Bolivia tiene una variedad climática que va desde el frío altiplánico, pasando por templado en regiones de valles, hasta calor tropical en la zona de los llanos orientales.

Bolivia es un país multi-étnico y pluricultural con una población, proyectada al 2020, de casi 12 millones de habitantes distribuidos en tres eco-regiones: altiplano, valle y llanos; con una densidad poblacional de 7,8 habitantes por km2.

El país todavía experimenta un crecimiento rápido de su población de 2,33% anual. La población menor de 15 años representa el 41% del total y la edad mediana es de 20,3 años (31.2 % se encuentra en el tramo de edad de 10 a 24 años). La población de adultos mayores es de 4%. La población masculina y femenina está prácticamente distribuida a un 50%.




El idioma principal es el español, pero existen principalmente tres idiomas nativos que coexisten con el español, éstos son el Quechua, Aymará y el Guaraní.

Además, también encontramos otras 33 lenguas indígenas, menos expandidas, pero con su importancia cultural.

Por tanto, contamos con 36 culturas reconocidas por la Constitución Política del Estado, la cultura boliviana está llena de tradiciones y costumbres interesantes y poco comunes. Esto se debe a que las costumbres bolivianas provienen de una amplia variedad de orígenes, incluyendo los antiguos grupos indígenas, los españoles católicos y la cultura tradicional andina.

Los bolivianos están orientados generalmente a la familia y las personas a menudo están muy unidas, con todas las generaciones que conviven bajo un mismo techo.

3.1.2 Estructura Política, Social y Económica

Poderes del Estado: La Constitución establece la división de poderes en cuatro órganos de gobierno:

Órgano Ejecutivo. Compuesto por el presidente (Jefe de Estado), el vicepresidente y los ministros de Estado. El presidente y el vicepresidente son elegidos por sufragio universal y tienen un período de mandato de cinco años. Ambos pueden ser reelegidos por una sola vez.

Órgano Legislativo. La Asamblea Legislativa Plurinacional es presidida por el vicepresidente de Estado. Está compuesta por dos cámaras: la Cámara de Senadores con 36 miembros (cuatro representantes de cada departamento) y la Cámara de Diputados con 130 miembros (la mitad elegida por votación directa y la otra mitad elegida de forma indirecta en la lista encabezada por el candidato a presidente). Su facultad es la de aprobar y sancionar leyes. La Constitución prevé diputaciones especiales para los pueblos indígenas.

Órgano Judicial. Formado por el Tribunal Supremo de Justicia (máxima instancia de jurisdicción ordinaria), Tribunales, Juzgados y el Consejo de la Magistratura. La justicia es impartida en dos tipos de jurisdicciones: ordinaria e indígena originaria campesina. La justicia constitucional se ejerce por el Tribunal Constitucional.

Órgano Electoral. Compuesto por el Tribunal Supremo Electoral (máxima instancia formada por siete miembros elegidos por la Asamblea Legislativa Plurinacional), Tribunales Departamentales, Juzgados Electorales, Juzgados de Mesa y Notarios Electorales.

La moneda oficial es el Boliviano (Bs) y tiene un valor de cambio actual de 6.96 Bs/$US (abril de 2020). El producto interno bruto per cápita es de 870 $US en el año 2003, ascendiendo hasta los 3.548 $US en 2018




3.1.3 Datos de población y vivienda

El Censo nacional de población y vivienda realizado por el Instituto Nacional de Estadística (INE) de 2012 empadronó a 10.027.254 habitantes, de los cuales 6.751.305 (67,3%) fueron registrados en el área urbana y 3.275.949 (32,7%) en el área rural. Para la determinación de área rural se consideran a zonas con menos de 2000 habitantes.

3.1.4 Información macroeconómica

La tasa de crecimiento del PIB real para el año 2004 fue de 3.6%, valor mayor al del año 2003 que se vio afectado por los problemas políticos y sociales durante el gobierno del Lic. Gonzalo Sánchez de Lozada que culminó con la sucesión del mandato al vicepresidente constitucional (Lic. Carlos Mesa G) y posteriormente, el año 2005, asume la presidencia constitucional el Dr. Eduardo Rodríguez Veltzé (que ejercía el cargo de presidente de la Corte Suprema de Justicia).

Durante el periodo 2004 tuvieron buen desempeño los sectores de hidrocarburos, manufactura, construcciones y recuperación de la minería (estaño, plomo, zinc y antimonio). Declinaron los sectores de la agricultura por factores climáticos adversos y el sector financiero.

Según los datos del banco mundial el crecimiento del PIB en Bolivia llego a 40.290 M de $US en 2018 con tasa de 4,2% de crecimiento respecto a los años anteriores.

3.2 SECTOR ELÉCTRICO

3.2.1 Legislación

La Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia, establece en su Art.20 inciso I. ‘Toda persona tiene derecho al acceso universal y equitativo a los servicios básicos de agua potable, alcantarillado, electricidad, gas domiciliario postal y telecomunicaciones’.

Para el sector energético boliviano y específicamente el subsector eléctrico, el marco regulatorio está compuesto por la Nueva Constitución Política del Estado (CPE), vigente desde el 7 de febrero de 2009, la Ley 1604 - Ley de Electricidad -, vigente desde el 21 de diciembre de 1994, y los reglamentos específicos del sector eléctrico.

La CPE en su artículo 378 inciso I. establece que las diferentes formas de energía y sus fuentes constituyen un recurso estratégico, y su acceso es un derecho fundamental y esencial para el desarrollo integral y social del País. Asimismo, señala que se regirán por los principios de eficiencia, continuidad, adaptabilidad y preservación del medio ambiente.

La CPE dispone también en el artículo 378 inciso II., que es facultad privativa del Estado el desarrollo de la cadena productiva energética en las etapas de generación, transporte y distribución, a través de empresas públicas, mixtas, instituciones sin fines de lucro, cooperativas, empresas privadas, empresas comunitarias y sociales, con participación y control social. Asimismo, señala que la cadena productiva energética no podrá estar




sujeta exclusivamente a intereses privados ni podrá concesionarse, y la participación privada será regulada por la ley.

El artículo 379. I. establece que el Estado desarrollará y promoverá la investigación y el uso de nuevas formas de producción de energías alternativas, compatibles con la conservación del medio ambiente. En el inciso II del mismo artículo establece que ‘el Estado garantizará la generación de energía para el consumo interno…’

En la CPE se han establecido competencias en relación a las energías alternativas y sostenibles, en los niveles del Gobierno Departamental y del Gobierno Municipal. Las competencias que la CPE asigna a estas instancias son, ‘exclusivas’ y son las siguientes, en su jurisdicción: Proyectos de fuentes alternativas y sostenibles de energía de alcance Departamental y Municipal respectivamente preservando la seguridad alimentaria.

En el artículo 304 de la CPE, a nivel de las Autonomías Indígena Originario Campesinas, se especifica las competencias respecto a la electrificación en Sistemas Aislados, y establece que podrán ejercer las competencias exclusivas con relación a la electrificación en Sistemas Aislados dentro de su jurisdicción.

3.2.1.1 Leyes y normas del sector eléctrico

Si bien la Ley de Electricidad entró en vigencia durante el año 1995, esta Ley sigue siendo el principal instrumento legal del sector hasta la fecha. Las características más importantes que se pueden mencionar de esta ley son:

o Norma las actividades de la industria eléctrica. o Desagrega las actividades de la industria eléctrica en generación, transmisión

y distribución.

o Establece principios para la determinación de precios y tarifas. o Transfiere las actividades de la industria eléctrica a la iniciativa privada. o Introduce competencia en la actividad de generación.

Para la electrificación rural que seguramente en muchos de los proyectos se utilizarán fuentes sostenibles, la Ley de Electricidad prevé fundamentalmente el artículo 61.

La Ley de Electricidad, en el artículo 61 no estipula ninguna responsabilidad al sector privado en cuanto a operación y mantenimiento, o financiamiento de la electrificación rural. Se consideraba que, de no ser realizada por la iniciativa privada, esta sería responsabilidad del Estado destinando recursos a través de financiamientos del Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR). Las prefecturas (ahora inexistentes) y los Municipios de acuerdo a la Ley de Participación Popular tenían responsabilidades en proyectos específicos de electrificación rural.

En todo caso, la Ley de Electricidad promulgada en el año 1994, responde a un contexto político y económico diferente, donde se buscaba atraer el capital




privado, viabilizar el proceso de capitalización de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), introducir los conceptos de eficiencia del sector eléctrico a través de la competencia; todo esto con una alta preeminencia de participación privada y un rol estatal minimizado. Con la aprobación de la Nueva Constitución Política del Estado, se requiere un nuevo marco normativo para el sector, puesto que el Estado debe controlar las actividades de generación, transmisión y distribución donde el régimen de concesiones ya no está permitido, en ese marco se está elaborando una nueva Ley de Electricidad.

Para la correcta aplicación de la Ley de Electricidad actualmente se dispone de trece Reglamentos de los cuales dos de ellos están específicamente destinados a electrificación rural, como también dispone de Decretos Supremos y Resoluciones administrativas de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE).

Los trece Reglamentos son los siguientes: 1. Operación del Mercado Eléctrico. 2. Concesiones, Licencias y Licencias Provisionales. 3. Uso de bienes de Dominio Público y Servidumbres. 4. Precios y tarifas. (Modificado en fecha 11 de junio de 2008) 5. Calidad de Distribución. 6. Infracciones y Sanciones. 7. Electrificación Rural (Nueva versión aprobada el 22 de noviembre de 2005). 8. Servicio Público de Suministro de electricidad. 9. Calidad de transmisión. 10. Comercialización e interconexiones internacionales de electricidad. 11. Recursos provenientes del sector eléctrico destinados a electrificación rural. 12. Reglamento al artículo 15 de la ley de electricidad (establece la segregación de las empresas en el SIN y limitaciones en la propiedad) 13. Reglamento de funciones y organización del CNDC.

Mediante resolución Nº 92/2009 de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad se aprueba el Reglamento de otorgación de registros y/o suscripción de contratos de electrificación rural que modifican los límites de potencia establecidos en la Ley de Electricidad y sus Reglamentos, que establece el nuevo límite con potencias menores a 2 MW y no requieren de licencia o concesión, solamente Registro. Prácticamente todos los Sistemas Aislados menores a 2 MW proveen servicios de electricidad en las poblaciones menores y en las áreas rurales, tanto con fuentes sostenibles como convencionales.

3.2.1.2 Nuevo reglamento de electrificación rural

El nuevo Reglamento de Electrificación Rural aprobado por Decreto Supremo 28567 de 22 de diciembre de 2005 con sus 5 capítulos y 3 anexos se constituye en el instrumento normativo base para las actividades de sistemas eléctricos en el área rural, para las diferentes fuentes energéticas.




3.2.1.3 Tarifa dignidad

Los Sistemas Aislados en Bolivia que generan con grupos electrógenos a Diesel, obviamente tienen costos de generación más altos que los costos del SIN, a pesar de disponer de un subsidio adicional ya que reciben el combustible a un precio de 1,10 Bs/litro, siendo el costo en el mercado interno de 3,72 Bs/litro.

Además del subsidio a los combustibles fósiles, existe la denominada Tarifa Dignidad, que consiste en reducir en un 25% la tarifa al consumidor final de la categoría residencial, cuyo consumo sea inferior a 70 kWh por mes en el área urbana y 30 kWh en el área rural.

A partir del año 2010 la tarifa dignidad se amplió en el área rural a clientes con consumos de hasta 70 kWh/mes. Este subsidio es aplicado tanto en el SIN como en los Sistemas Aislados y de esta manera beneficia al 100% de clientes en las áreas rurales del sector residencial.

3.2.2 Planes y políticas del sector eléctrico

3.2.2.1 Agenda patriótica

La Agenda Patriótica al 2025 plantea que el sector eléctrico Nacional tiene una participación significativa transversal en muchos de los trece pilares de esta agenda, principalmente con los dos primeros pilares que son: 1 ‘erradicación de la pobreza extrema’ y 2 ‘socialización y universalización de los servicios básicos son soberanía para vivir bien’ y dentro de este segundo pilar de manera particular el acceso al servicio básico de electricidad, mediante el aprovechamiento de diferentes fuentes de energía entre ellas las energías sostenibles.

3.2.2.2 Manual para la elaboración de proyectos ‘MEPER’

Un instrumento técnico metodológico para electrificación rural en Bolivia, sea con fuentes sostenibles o no, es el “Manual para la elaboración y evaluación de proyectos de electrificación rural” (MEEPER) que fue editado el año 2000 por el ex Viceministerio de Energía e Hidrocarburos con apoyo del Banco Mundial. A la fecha, desde 2016 hay una versión actualizada de este manual.

El documento contiene un conjunto de guías para la elaboración y evaluación de proyectos de electrificación rural, tanto para energías sostenibles y convencionales.

Las guías están relacionadas a la normativa legal vigente del sector eléctrico hasta ese periodo.




3.2.2.3 Plan nacional de desarrollo

El Plan Nacional de Desarrollo define al sector de electricidad como estratégico, generador de excedentes, y dinamizador de los sectores: agropecuarios, de transformación, industria, turismo y vivienda, basado en cuatro pilares.

o Desarrollo de la infraestructura eléctrica. - Consolidar un sector eléctrico

eficiente que cuente con una infraestructura como para satisfacer la demanda interna y generar excedentes para la exportación.

o Universalización del servicio eléctrico. - Incrementar la cobertura de la población urbana y rural en forma sostenible y con equidad social.

o Soberanía e independencia energética. - Diversificar la matriz energética de las fuentes de generación de electricidad para el mercado interno y externo.

o Consolidar la participación del Estado en el desarrollo de la industria eléctrica con soberanía y equidad social, de acuerdo con el Mandato Constitucional. - Consolidar la participación del Estado en la planificación, regulación y operación, a nivel de generación, transmisión y distribución.

El Plan Nacional de Desarrollo establece el siguiente objetivo para el sector eléctrico: o Garantizar el suministro eléctrico, asegurando el acceso universal a este

servicio en forma sostenible y con equidad social.

Este objetivo se debe lograr a través de cuatro políticas, entre ellas la de ‘incrementar la cobertura del servicio eléctrico en el área urbana y rural’. En relación a esta política, el PND señala que los proyectos a través de los cuales se incrementará la cobertura del servicio eléctrico son la ‘interconexión de Sistemas Aislados, la extensión de redes eléctricas, la densificación de usuarios en redes de distribución, el incremento de la capacidad de distribución eléctrica; la generación a gas natural y las energías sostenibles’.

3.2.2.4 Plan de universalización, Bolivia con energía 2010-2025

A inicios de la gestión 2011 se contó con el Plan de Universalización - Bolivia con Energía 2010 - 2025, en el que se determina la cobertura y alcance de acceso al servicio eléctrico de hogares. Este documento contiene información estratégica que permitirá desarrollar la infraestructura eléctrica en coordinación con las diferentes entidades territoriales autónomas.

El Plan de Universalización, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el PEVD, se ha propuesto lograr la universalización de acceso al servicio eléctrico hasta el año 2025. Para ello, se han trazado metas intermedias, tanto para el área urbana como rural.

En el área rural deberá pasar del 50% en el 2010 al 70% en el 2015, luego al 87%

en el año 2020 y lograrse la universalización del servicio en el año 2025.




Como parte del análisis efectuado en el Plan de Universalización, se establecieron los requerimientos de financiamiento, la potencia requerida, así como el número de hogares a ser beneficiados con la electrificación en los próximos tres quinquenios, hasta alcanzar la universalización del servicio básico de electricidad.

3.2.2.5 Programa de electricidad para vivir con dignidad PEVD

El Programa Electricidad Para Vivir Con Dignidad fue creado mediante D.S. 29635 de 9 de julio de 2008, a fin de lograr el acceso universal al servicio público de electricidad, incentivando la combinación de inversión pública y privada, para mejorar las condiciones de vida, reducir la pobreza, generar empleos y consolidar una estructura productiva, económica y social para todos los bolivianos.

Este Programa está bajo la tuición del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, actualmente está compuesto por diferentes programas y proyectos de electrificación rural mediante diversas tecnologías convencionales y alternativas que cuentan con financiamiento del Estado de Bolivia y de la Cooperación Internacional.

El Programa Electricidad para Vivir con Dignidad, ha incluido el componente de energías sostenibles como un medio para lograr la universalización del servicio de electricidad. Es así que señala lo siguiente: Componente Energías Sostenibles, hace referencia a la implementación de fuentes energéticas sostenibles y alternativas: Sistemas Fotovoltaicos, Micro Centrales Hidroeléctricas, Biomasa, Eólico. Se estima que por lo menos 180000 hogares rurales deberán ser atendidos mediante estos sistemas descentralizados por la alta dispersión de los asentamientos. En la actualidad, el VMEEA está dando un fuerte impulso a este componente a través de créditos y donaciones que han sido consolidados y que se encuentran en ejecución.

El Programa, para el año 2015, disponía de tres financiamientos vigentes directamente relacionados con las energías sostenibles que son los siguientes: o Programa de electrificación rural BID BO-L1050, es un proyecto financiado

por el BID con una inversión de 411.6 millones de Bolivianos para la extensión de líneas de distribución, transmisión y la implementación de proyectos piloto con energía renovable.

o Acceso a fuentes de energía moderna, es un proyecto que se enfoca en la entrega de sistemas fotovoltaicos domiciliarios en el departamento de Pando. Tiene un presupuesto de 8.8 millones de bolivianos y beneficiara a 5 000 familias.

o Infraestructura descentralizada para la trasformación rural II, este proyecto se enfoca en la extensión de redes eléctricas y su densificación, además de la instalación de sistemas fotovoltaicos domiciliarios y sistemas fotovoltaicos




sociales. Cuenta con un presupuesto de 348 millones de bolivianos y se espera beneficiar a 27.3 mil familias en el área rural.

o Programa de electrificación rural con energía renovable, se enfoca en la implementación de sistemas híbridos solar-diésel además de la dotación de sistemas fotovoltaicos y termo solares a escuelas y postas de salud. Cuenta con un presupuesto de 35 millones de Bolivianos y beneficiara a 21 postas de salud.

o Sistemas fotovoltaicos y termo solares en puestos de salud del departamento de pando, instalara 21 sistemas fotovoltaicos y termo solares en 21 puestos de salud en el departamento de pando.

o El Programa de Energías Sostenibles, financiado por el Banco de Desarrollo de Alemania (KfW) y que alcanza a 5.2 millones $US de financiamiento. Este programa está exclusivamente dirigido a utilizar la hidroelectricidad para atender demandas de la población rural aislada.

3.2.2.6 Políticas del sector energético en Bolivia

El modelo de gestión del sector eléctrico boliviano viene siendo objeto de cambios a partir del año 2006. El Plan Nacional de Desarrollo (PND), concedió alta prioridad a retomar el control, por parte del Estado, del sector eléctrico y del sector de hidrocarburos, considerándolos sectores estratégicos de la economía y la sociedad boliviana. En una nueva acción en busca de crear bases más sólidas para la planificación estatal, el Plan de Desarrollo Energético (PDE), lanzado en 2008, reitera la importancia del Estado Boliviano para garantizar la seguridad energética del País, con énfasis en el abastecimiento interno, en la industrialización del gas natural y en el cambio de la matriz eléctrica; dando mayor importancia al aprovechamiento del potencial hidroeléctrico.

La CPE dio al Gobierno Boliviano la base jurídica para el fortalecimiento de la participación del Estado en el sector eléctrico. El artículo 378 inciso II. señala que el desarrollo de la cadena productiva del sector energético es facultad privativa del Estado, en concordancia con el Decreto Supremo 29272 de 2007, que establece la participación y control estratégico de ENDE en la generación, transmisión y distribución de electricidad.

3.2.2.7 Política de energías alternativas para el sector eléctrico

En el marco de lo establecido en la CPE, señala que el sector eléctrico debe promover y desarrollar la investigación y el uso de nuevas formas de producción de electricidad a partir de fuentes de energías alternativas, el VMEEA ha desarrollado un estudio, cuyo diagnóstico establece que el sector eléctrico carece de una normativa específica para el desarrollo de las energías alternativas, lo que limita su expansión.




A partir de esto, se concluye y define como política de energías alternativas, el de promover y fortalecer el desarrollo de las fuentes de energías alternativas para la generación de energía eléctrica, bajo los siguientes objetivos estratégicos:

o Consolidar un marco normativo y técnico en energías alternativas. o Contribuir a la diversificación de la matriz energética. o Contribuir al acceso universal para el servicio básico de electricidad y sus

aplicaciones productivas. o Desarrollar y fomentar las aplicaciones y el uso eficiente de energías

alternativas. o Fortalecer las instituciones nacionales involucradas con las energías

alternativas. o Promover el desarrollo de la ciencia, tecnología e investigación específica

para las energías alternativas.

Para alcanzar los objetivos establecidos, se establecen cinco programas pilares, que servirán de marco para la generación y desarrollo de proyectos específicos:

o Generación de electricidad con energías alternativas. o El Programa Electricidad para Vivir con Dignidad (ya existente). o Desarrollo normativo y fortalecimiento institucional. o Desarrollo de la investigación, transferencia tecnológica, promoción y

difusión. o Directrices de planificación de mediano y largo plazo hacia la Agenda

Patriótica 2025 del Gobierno Boliviano, con su segundo pilar denominado ‘Socialización y Universalización de los Servicios Básicos con Soberanía para Vivir Bien’

3.2.2.8 Plan para el desarrollo de energías alternativas 2025

En noviembre de 2014 se publica el documento elaborado por el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, enmarcado en la Constitución Política del Estado, en los 13 pilares de la Agenda Patriótica del Bicentenario 2025 y en el Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025.

El objetivo del Plan consiste en establecer las líneas de acción para lograr una participación efectiva y significativa de las energías alternativas en la matriz energética del sector.

Para el logro del objetivo propuesto se tienen las siguientes metas:

o Contribuir a la Diversificar la matriz energética. o Desplazar el consumo de combustible fósil. o Contribuir significativamente al acceso universal de la electricidad en hogares

que se encuentran alejados de las redes existentes. o Usos productivos de la electricidad




El Plan establece cuatro programas específicos:

Esquema 1: Programas específicos. Fuente: ‘Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, abril de 2016’

3.2.3 Situación actual

3.2.3.1 Estructura del Sistema Eléctrico Boliviano

La industria eléctrica en Bolivia comprende las actividades (etapas) de generación, transmisión (transporte) y distribución.

Las tres etapas del flujo eléctrico están desarrolladas por dos sistemas eléctricos reconocidos en la Ley de Electricidad; estos son: o El Sistema Interconectado Nacional (SIN), que provee de energía eléctrica de

manera simultánea a las ciudades más grandes del país. o Los ‘sistemas aislados’, que proveen de energía eléctrica a las ciudades más

pequeñas y a las empresas separadas del SIN. o Adicionalmente a estos dos sistemas se cuenta con ‘sistemas aislados

menores’, y los ‘autoproductores’, que representan una mínima parte de las actividades de la industria eléctrica en Bolivia. Estos otros sistemas aislados menores son los que tienen una capacidad instalada menor a 1 000 kW, y en general son cooperativas menores ubicadas en poblaciones pequeñas del país.




Cabe mencionar que existen pequeños sistemas eléctricos con fuentes renovables, ya sea con sistemas fotovoltaicos o micro y minicentrales hidroeléctricas, pero de los cuales no se tiene información estadística oficial. Los Mapas 1 y 2 muestran el sistema eléctrico de Bolivia:

Mapa 1: Mapa del Sistema eléctrico Troncal Interconectado de Bolivia, gestión de 2016. Fuente: ‘Comité Nacional de Despacho de Carga 2016’




Mapa 2: Mapa del Sistema eléctrico nacional de Bolivia, gestión de 2012. Fuente:

‘Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, memoria del año 2012’

El sistema Interconectado Nacional:

Las empresas que conforman el SIN deben estar separadas en empresas de generación, transmisión y distribución, cada una de ellas dedicada a una sola actividad. Las operaciones de compra y venta de energía eléctrica en este sistema se realizan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), administrado por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC).

Sistemas Aislados:

Dentro de los sistemas aislados las empresas sí pueden estar integradas verticalmente, es decir, que una empresa puede realizar más de una de las actividades definidas en la industria de electricidad.




Los autoproductores son empresas, en su mayoría mineras, que generan electricidad para su propio consumo en base a energía hidráulica y térmica. Un ejemplo es la empresa minera Huanuni. Es importante aclarar que los autoproductores no pueden vender electricidad a terceros como un servicio público.

3.2.3.2 Cobertura de electrificación

De acuerdo a datos del Censo 2012 del Instituto Nacional de Estadística (INE), el porcentaje de cobertura del servicio eléctrico en el país al año 2012 alcanzó una cobertura del 82,29% y por tanto aún el 17,71% de la población boliviana no cuenta con servicio de electricidad.

Particularmente la cobertura en el área urbana alcanzó un 95,56% que comparativamente con el año 2005 tuvo un crecimiento del 9%, asimismo, en el área rural la cobertura al 2012 alcanzó un 57,48% con un crecimiento del 26% con relación al año 2005.

Específicamente la cobertura de electricidad en el área rural de Bolivia, se muestra en la siguiente Tabla 2, que contiene el total de hogares y los porcentajes de hogares rurales con y sin electricidad.

DEPARTAMENTO

Hogares rurales

% con electricidad

% sin electricidad

CHUQUISACA 75.801 41,81 58,19

LA PAZ 308.844 60,87 39,13

COCHABAMBA 186.557 54,1 45,9

ORURO 60.444 56,88 43,12

POTOSÍ 149.012 54,85 45,15

TARIJA 44.266 77,61 22,39

SANTA CRUZ 115.465 62,84 37,16

BENI 25.292 48,46 51,54

PANDO 11.821 50,88 49,12

Tabla 2: Cobertura de electrificación rural según departamento, 2012. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘Instituto Nacional de Estadística’

Se puede observar que el área rural de Chuquisaca tiene el porcentaje más elevado sin electrificación, alcanzando a un 58,19% y que el Departamento con mayor cobertura de electrificación rural es Tarija con 77,61 %.




3.2.3.3 Consumos y usos de energía eléctrica

La Tabla 3 muestra los combustibles usados por los hogares para cocinar. Se observa que, en el área rural, en el año 2014, la mayoría de los hogares (52,67%) usa leña, seguido de gas licuado (40,16%).

Sin embargo, según la información de la Tabla 3, para el año 2014 en el área urbana, el gas licuado, llega a ser el principal combustible usado para cocinar con el 71,84%. El gas natural por cañería ocupa el segundo lugar en porcentaje de abastecimiento en el área urbana con 22,17%.

La principal fuente energética en las áreas rurales dispersas y alejadas es la biomasa (principalmente leña y en menor medida estiércol u otras formas de biomasa).

Los usos productivos de la energía en familias rurales dispersas representan un porcentaje marginal del consumo total; cuando existen, son específicos, concretos y deben abordarse de una manera particular. Adicionalmente, una gran mayoría de usos productivos tienen una demanda térmica.

Bolivia: hogares por combustible utilizado para cocinar, según área geográfica (en %)

DESCRIPCION 2014(p)

BOLIVIA 100 Leña 18,72

Guano, bosta o taquia (*) 1,91

Gas licuado (Garrafa) 61,29

Gas natural por red (Gas por cañería) 14,97

Otro (1) 0,1

Electricidad (*) 0,2

No cocina 2,81

Área Urbana 100 Leña 1,76



Gas natural por red (Gas por cañería) 22,17

Otro (1) (*) 0,01

Electricidad (*) 0,3 No cocina 3,79

Área Rural 100

Leña 52,67



Gas natural por red (Gas por cañería) (*) 0,57

Otro (1) (*) 0,3




Electricidad (*) 0

No cocina (*) 0,84

Tabla 3: Hogares por combustible utilizado para cocinar, 2014. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘Instituto Nacional de Estadística’

(1) Aquellos no incluidos en las categorías anteriores, como ser Kerosen, cáscara de castaña u otros.

(*) Coeficiente de Variación superior al 20 %, utilizar como dato referencial,

para el periodo 2012 y 2013.

La Tabla 4 muestra los principales combustibles usados para cocinar según departamento, 2012 (en porcentaje de hogares). Se observa que el departamento con mayor porcentaje de uso de leña para cocinar es Potosí con 45,2%. El gas licuado en garrafas y gas natural por cañería representa el mayor porcentaje de utilización para cocción en todos los departamentos.

Departamento Gas licuado y Gas

natural (% de hogares) Leña (% de hogares)

Beni 63 33,36 Pando 55,9 39,34 Chuquisaca 57,38 40,87 Cochabamba 71,82 25,62 La Paz 72,08 20,11 Oruro 70,21 24,69 Potosí 50,84 45,2 Santa Cruz 84,01 12,85 Tarija 75,04 22,14

Tabla 4: Principales combustibles usados para cocinar según departamento, 2012. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘Instituto Nacional de Estadística’

3.2.3.4 Gastos en Energía y Capacidad de Pago

Los gastos en energía en el área rural son importantes en relación a los ingresos de la población, más aún tomando en cuenta el bajo nivel de eficiencia de los energéticos no comerciales respecto a la electricidad o GLP.

En cuanto a los gastos en energéticos tradicionales, en el diagnóstico del año 2005 se llegó a las siguientes conclusiones importantes:

A nivel país, en los centros poblados el mayor porcentaje de gastos por energéticos tradicionales respecto a los gastos totales corresponde a las pilas utilizadas para radios (29 %), seguido por el gasto en garrafas de GLP (21,4%); el gasto correspondiente al consumo de diésel es de 18,4%, el de velas asciende a 17,2% y en última posición se encuentra el gasto en kerosene que corresponde al 14%.




La estructura de gastos por fuente en las comunidades dispersas presenta algunas variantes con relación a la de los centros poblados. Las pilas son el energético con mayor porcentaje de gastos (34,3%), seguido del consumo de diésel (20%), GLP (18,8%) y kerosene (15,3%), y por último las velas con un 11,6%.

Prácticamente todos los estratos de población podrían pagar una tarifa eléctrica de 2,50 $US por mes.

El gasto anual promedio correspondiente a energéticos tradicionales para la población nacional en condiciones de indigencia es de 53,50 $US y para la población en condiciones de marginalidad es de 36,70 $US. El promedio para el total de población en condiciones de extrema pobreza es de 45,10 $US.

Existe una diferenciación del nivel de gasto por región geográfica, siendo el más bajo correspondiente al altiplano con un total de 40 $US para la población en condiciones de indigencia y 29 $US para la población en condiciones de marginalidad.

En la región de Valles el gasto anual es de 54 $US para la población en condiciones de indigencia y 38 $US para la población en condiciones de marginalidad. La situación para la región tropical es muy diferente ya que para la población en condiciones de indigencia y marginalidad se estima un gasto anual en 67 $US y 44 $US respectivamente.

El nivel de ingresos en el área rural varía según las actividades realizadas, vale decir que la actividad agropecuaria presenta el menor nivel de ingresos. La relación de los ingresos de otras actividades rurales respecto a los ingresos por actividades agropecuarias es de 2 a 1.

Los gastos anuales por consumo de energía eléctrica tanto en el área rural como urbano son mayores a los gastos anuales por consumo de energéticos tradicionales, pero al comparar el porcentaje que representan estos gastos respecto al nivel de ingreso, la perspectiva cambia, pues el mayor porcentaje de gastos en energía respecto al nivel de ingresos, se observa en la población que tiene el nivel más bajo de ingresos y de gastos en energía.

Los costos para cubrir la demanda del 11% de energía que podría ser sustituida por electricidad significan, en promedio, un 78% del gasto energético total de una familia. Los gastos promedio por familia en iluminación y comunicación anualmente significan un costo de 68 $US por año para el altiplano, 107 $US por año para los valles y 114 $US por año para los llanos.

Para tener datos confiables de los gastos en energía que puedan ser sustituidas por electricidad (no se analizó cocción de alimentos), el Viceministerio de Electricidad, Energías Alternativas y Telecomunicaciones (VMEEAT) de entonces con apoyo del Banco Mundial, en el marco del proyecto IDTR encargó la




realización de encuestas en diversas zonas representativas del país. Las zonas fueron la de los llanos, valles y altiplano.

Los resultados de las encuestas muestran que los gastos promedios mensuales en energéticos tradicionales (velas, mecheros, lámparas a kerosene, pilas secas, etc.) en las tres zonas difieren poco, notándose que hasta un 50% de la población gasta alrededor de 5 $US por mes.

En lo que toca a la capacidad de pago de la población rural, por lo exiguo de sus ingresos, esta es débil, aunque cuentan con la ventaja de poder utilizar los recursos que destinan a la compra de insumos energéticos (vela, kerosén, pilas y en algunos casos gas), para cubrir el costo del uso del servicio eléctrico.

3.2.3.5 Potencial de la energía solar

Debido a la posición geográfica de Bolivia, parte de su territorio cuenta con niveles de radiación elevados, que son una ventaja para la aplicación de soluciones con energía solar. La zona suroeste, frontera con el desierto de Atacama de Chile tiene niveles de radiación, cerca al máximo mundial. Lo mostramos en el siguiente Mapa 5.

Mapa 3: Mapa de Radiación Solar Media Anual para Bolivia (kWh/m2/dia) Fuente: Elaborado en base a Universidad Mayor de San Simón, 2010




De la misma forma mostramos la radiación a nivel latinoamericano, donde podemos observar que la máxima radiación como decíamos este alrededor del desierto de Atacama.

Mapa 4: Mapa de Radiación Solar Media Anual en Latinoamérica (kWh/m2/dia) Fuente: Elaborado en base de ‘SolarGis’




3.3 EXPERIENCIAS DESARROLLADAS EN BOLIVIA CON ENERGIAS SOSTENIBLES

Después de la crisis mundial del petróleo en la década de los años 70, varios países empiezan a pensar en la utilización de fuentes energéticas sostenibles, desarrollando tecnología y promoviendo proyectos.

En Bolivia durante la década de los años 80 como iniciativas académicas en universidades y las desaparecidas Corporaciones de Desarrollo se ejecutan algunas actividades orientadas a utilizar energías sostenibles, pero sin el impacto esperado.

3.3.1 Proyectos – Programas ejecutados

En la década de los 90 el Gobierno Boliviano inició Programas y Proyectos de Cooperación bilateral y multilateral con el fin de promover la electrificación rural con énfasis en la utilización de energías sostenibles. Estas experiencias se detallan a continuación:

3.3.1.1 El programa de energía sostenibles-PROPER (1992-1996)

Se desarrolló, con participación del Gobierno Boliviano a través de la entonces Secretaría Nacional de Energía y el Gobierno de la República de Alemania a través de la GTZ Agencia de Cooperación Técnica Alemana. El Programa se denominó ‘Programa para la Difusión de Energías Sostenibles, PROPER – Bolivia’.

Las actividades principales del PROPER, se centraron en apoyar con transferencia tecnológica a empresas productoras y proveedoras de sistemas de energías sostenibles, entre ellas la energía fotovoltaica y mini hidráulica. También se desarrollaron actividades de capacitación mediante universidades e institutos técnicos de formación laboral y cursos específicos para personas interesadas en la temática, logrando crear una capacidad instalada para la formación de recursos humanos en energías sostenibles. Se invirtieron alrededor de 4 M $US.

Los seminarios, eventos y publicación de materiales audiovisuales e impresos, fueron parte de las actividades de promoción y difusión.

3.3.1.2 El programa de medio ambiente y energía (1994-2002)

Desarrollado por el Gobierno de Bolivia y la Embajada Real de los Países Bajos, este programa buscó incentivar principalmente el uso de las energías sostenibles en Bolivia a través de aplicaciones específicas en electrificación rural. Dentro del Programa se realizaron experiencias piloto de electrificación rural con mini centrales hidráulicas y sistemas fotovoltaicos. Se hicieron inversiones aproximadamente de 24 M $US durante toda la gestión.




3.3.1.3 El programa nacional de Biomasa-PNB (1999-2002)

Desarrollado por el Gobierno de Bolivia, el Banco Mundial y la Embajada Real de los Países Bajos tuvo como objetivo desplazar el uso ineficiente de la leña en el pequeño sector industrial rural ya sea por GLP o por gas natural y mejorar la eficiencia. Este programa dejó montado un mecanismo de financiamiento a la pequeña industria rural, contando para ello con el Fondo de Biomasa, así como capacidades locales para encarar nuevos proyectos de sustitución y uso eficiente de la biomasa, principalmente leña. Hizo una inversión aproximada de 1,8 M $US para el desarrollo del programa.

3.3.1.4 El programa de electrificación rural con energías sostenibles (1999-2004).

Desarrollado por el Gobierno de Bolivia y PNUD/GEF orientado a levantar barreras y facilitar el acceso a los servicios eléctricos con sistemas fotovoltaicos y micro centrales hidráulicas bajo un enfoque de mercado, combinando subsidios y microcrédito. Se invirtió aproximadamente 4.5 M $US.

3.3.1.5 El proyecto eco-tecnológico (1999-2002)

Se desarrolló por iniciativa de una asociación de Organismos no Gubernamentales bolivianos e italianos, logrando instalar más de 10 micro centrales hidráulicas, con potencias entre 10 a 50 kW en diferentes partes de País que presentaban un potencial hidráulico. Invirtió alrededor de 3 M $US.

3.3.1.6 Programa Eurosolar

El Programa Eurosolar fue parte del Programa Electricidad para Vivir con Dignidad.

El objetivo general del Programa Eurosolar fue promover el uso de energías sostenibles en el área rural del País, con el propósito de mejorar las condiciones de vida de la población más necesitada, empobrecida y marginada, carente de todo servicio básico y de esta manera contribuir, por un lado, a la reducción de la pobreza, a través de mecanismos de ampliación del acceso a la electricidad, y por otro lado al desarrollo de servicios básicos.

El Programa Eurosolar ha beneficiado a escuelas rurales carentes de todo tipo de servicios básicos, en 59 comunidades campesinas con los más altos índices de pobreza del País, dotándolas de energía eléctrica con base a energías sostenibles (solar/eólica), para el funcionamiento de un equipamiento informático completo, además de internet.




DEPARTAMENTO COMUNIDADES FAMILIAS

Chuquisaca 28 2736

Cochabamba 12 911

Oruro 2 227

Potosí 3 282

Santa Cruz 14 1410

Total 59 5566

Tabla 5: Logros del programa Eurosolar. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘MHE (2012). Memoria 2010 - 2011. La Paz: MHE’.

Los logros alcanzados son los siguientes según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2012, pp. 147–148: 1. 100% de instalación de sistemas de electrificación en las 59 comunidades

beneficiarias más equipamiento de salud y educación. 2. 100% de instalación de sistemas de telecomunicaciones en las 59

comunidades beneficiarias. 3. 100% capacitación a gestores comunales, en temas de operación y

mantenimiento del kit Eurosolar. 4. 25% de avance en la realización de capacitaciones on-line a actores locales

de las comunidades beneficiarias, técnicos municipales, maestros, estudiantes, madres, personal de salud, productores, etc.

5. Fortalecimiento permanente a los Comités Locales de Gestión, a través del trabajo desarrollado por los cinco facilitadores sociales permanentemente en campo, para asegurar la autogestión de los Centros Comunitarios.

6. 100% Transferencia de propiedad de los kits Eurosolar de electrificación a los 35 Gobiernos Municipales en representación de las 59 comunidades beneficiarias.

7. Conformación de un Comité de Seguimiento Multiministerial, a través de un Convenio Multiministerial, compuesto por los Ministerios de Salud, Educación, Desarrollo Rural y Tierras, Desarrollo Productivo y Economía Plural y el Ministerio de Medio Ambiente y Agua.

3.3.1.7 Convenio entre el MHE y la Cooperación Alemana

El Convenio Marco de Cooperación Internacional entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la GTZ (Cooperación Técnica Alemana; desde el año 2011 "Cooperación Internacional Alemana", GIZ), tuvo una vigencia hasta el 31 de diciembre del 2012, a fin de impulsar la identificación de proyectos y en su caso:

o Capacitación y mejora de la Gestión Pública. o Acceso a fuentes modernas de energía. o Implementación de energías sostenibles no convencionales- ERNC. Con base en el Acuerdo Marco se suscribió el Convenio Específico de Cooperación Internacional entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas y la GTZ. El objeto del convenio consistió en apoyar a hogares de escasos recursos del área rural y zonas




periurbanas, para que accedan al servicio energía eléctrica a través de diferentes mecanismos de apoyo que incentiven el acceso a la energía moderna. El convenio preveía el cofinanciamiento de proyectos de densificación de acometidas, para efectiva conexión de los hogares a las redes de electricidad en el área rural del País, ampliando el alcance de cobertura del servicio eléctrico a hogares de escasos recursos a través de micro empresas instaladoras o Municipios. La meta fue alcanzar al menos 70000 hogares del área rural y de las áreas periurbanas.

3.3.1.8 Proyecto GPOBA

El Proyecto GPOBA (Global Partnership Output Based Aid, Asociación Mundial para la Ayuda en Función de Resultados) fue impulsado, a través del Programa “Electricidad para vivir con dignidad”, con el objetivo de desarrollar infraestructura para hacer posible el suministro de servicios de electricidad con sistemas fotovoltaicos en zonas rurales, así como el suministro de lámparas solares (Pico PV). En fecha 11 de octubre de 2011 se adjudicaron proyectos a dos empresas (ENERGÉTICA y ENERSOL), en ocho áreas de los Departamentos de La Paz, Potosí, Cochabamba y Chuquisaca.

La finalidad del proyecto fue proporcionar energía eléctrica con sistemas fotovoltaicos a familias, centros sanitarios y escuelas que no contaban con ese recurso básico por vivir en áreas rurales y empobrecidas. Habiéndose instalado 7.564 sistemas Fotovoltaicos, beneficiando a la misma cantidad de familias; asimismo 1.600 familias adicionales fueron favorecidas con la misma cantidad de pico sistemas fotovoltaicos. En lo referente a infraestructura social, fueron beneficiados 136 establecimientos educativos en las áreas de intervención del proyecto.

3.3.2 Programas y proyectos actuales con energías sostenibles en Bolivia

Con la finalidad de promover la electrificación rural con energías sostenibles en Bolivia se tienen proyectos y programas que se enmarcan en el Programa Electricidad para Vivir con Dignidad. A continuación, se muestra el detalle de estas iniciativas.

3.3.2.1 Programa energías sostenibles KfW

El objetivo del Programa es hacer un uso sostenible de las energías sostenibles y poner éstas a disposición de las regiones alejadas del Sistema Interconectado Nacional (SIN), a fin de dotar de electricidad a los hogares beneficiarios y para aplicación en usos productivos, a través de la autogestión, mediante empresas operadoras locales. Para alcanzar estos objetivos se han realizado diferentes procesos y tareas como las siguientes:

1. Aprobación y No Objeción de la Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW)

Cooperación Alemana a la propuesta definitiva presentada por el Programa




de Energías Sostenibles KfW-VMEEA, manteniendo el financiamiento por 5.1 millones de Euros con una duración en la ejecución de los proyectos hasta junio del año 2015.

2. Firma de Convenio y Adenda al Convenio Específico de Cofinanciamiento para la ejecución del proyecto Mini Central Hidroeléctrica Totorapampa en el Departamento de La Paz, con una potencia de energía eléctrica de 400 kW para beneficiar a 942 familias del área rural.

3. Firma de Convenios Específicos de Cofinanciamiento con los Municipios de Ascensión de Guarayos en el Departamento de Santa Cruz e Inquisivi en el Departamento de La Paz.

4. Recepción provisional de la Micro central Hidroeléctrica Kanamarca en el Municipio de Inquisivi, Departamento de La Paz, con una potencia de energía eléctrica de 28 kW beneficiando a 70 familias de comunidades campesinas aisladas del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

5. Conformación de la Empresa Operadora Local del proyecto Micro central Hidroeléctrica Kanamarca.

Asimismo, se ha realizado una evaluación para la inclusión de nuevos proyectos hidroeléctricos en el Programa de Energías Sostenibles KfW según el siguiente detalle (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2012, pp. 146–147):

1. MCH Kuchuiva, Municipio Tomave del Departamento de Potosí con una potencia de 750 kW y conexión a SIN.

2. MiniCH Rio Blanco, Municipio Ascensión de Guarayos del Departamento de Santa Cruz con una Potencia de 200 kW para beneficiar a 220 familias del área rural.

3. MCH Sopachuy, MCH San Lucas y MCH Villa Vaca Guzmán en el Departamento de Chuquisaca y MCH Pampa Grande, MCH Tuca Vaca en el Departamento de Santa Cruz. (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2012, pp. 146–147)

4. MCH Mallku Villamar, se encuentra localizada en el Cantón Zoniquera de la primera sección Municipal Colcha “K”, provincia Nor Lípez del Departamento de Potosí, funciona desde el año 2010 y tiene una potencia instalada de 28.8 kW, beneficiando a 105 usuarios.

5. MCH Pucará, en la provincia Vallegrande del Departamento de Santa Cruz, con una potencia de 100 kW y que beneficia a 400 hogares de la zona.

En el año 2016 el programa KFW tiene los siguientes proyectos en operación, ejecución y compromiso:




Proyecto Estado Familias Costo Total (bs) Departamento Municipio

MCH Pucara Operación 400 4 076 863 Santa Cruz Pucara

MCH Mallku Villamar

Operación 100 1 233 800 Potosí Colcha “K”

MCH Kanamarca

Operación 80 1 148 734 La Paz Inquisivi

MCH LA Muma

En ejecución 140 2 912 010 La paz Ichoc

MCH 15 de agosto

Comprometido 170 6 713 867 La paz Irupana

Tabla 6: Proyectos de KFW. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘PDEV (2016). Rendición pública de cuentas’

3.3.2.2 Proyecto de IDTR

El Proyecto Infraestructura Descentralizada para la Transformación Rural IDTR que es parte del programa del Gobierno Boliviano ‘Electricidad para vivir con dignidad’, tuvo como objetivo expandir y mejorar la provisión de servicios de infraestructura en el área rural y periurbana, para apoyar la Estrategia Nacional de Infraestructura Rural, así como expandir la cobertura del servicio de electricidad, promover los usos productivos y sociales de la electricidad y asegurar el acceso a la energía eléctrica de manera sostenible y con equidad social.

Además de la instalación de paneles fotovoltaicos para viviendas rurales, el IDTR comprende también otras medidas, como la densificación de la red eléctrica en las regiones más pobladas.

El Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas lanzó el proyecto IDTR el año 2007 y hasta el año 2011 la inversión total fue de aproximadamente 32 millones de US$.

En las gestiones 2010-2011 ha permitido el acceso al servicio de energía eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos, densificación y pequeñas extensiones de redes eléctricas en media y baja tensión y el uso eficiente de la leña en comunidades rurales a través de cocinas mejoradas de acuerdo al siguiente detalle:




DEPARTAMENTO

Nº DE CONEXIONES Nº SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS Densificación

Fase I Densificación

Fase II

Beni 1048

Cochabamba 1570 3830 554 Chuquisaca 226

La Paz 4693 5025

Oruro 295 733

Pando 414 500

Potosí

Santa Cruz 1023 1040

Tarija 409

Total 7700 12373 1287

Tabla 7: Logros del Proyecto IDTR. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘MHE (2012). Memoria 2010 - 2011. La Paz: MHE.’

Después del éxito alcanzado por el proyecto IDTR en la primera fase, se tienen previstas dos fases adicionales, una hasta el 2015 y otra del 2015 al 2020.

El 10 de octubre del 2014 la asamblea legislativa plurinacional aprueba la ley 581 con lo cual se da paso al inicio de operaciones de la segunda fase del proyecto de “infraestructura descentralizada para la trasformación rural”. El proyecto contará con 348 millones de bolivianos para la implementación de 3 componentes.

Componente 1: ‘Servicios de electricidad para áreas desatendidas’, la cual está destinada a incrementar el acceso a electricidad en zonas rurales de Bolivia. Se espera alcanzar los siguientes resultados:

o 14 575 extensiones de redes eléctricas y densificación o 12 609 Sistemas fotovoltaicos domiciliarios o 138 Sistemas fotovoltaicos sociales o Más de 23 000 familias Beneficiadas en potosí y Chuquisaca

Componente 2: ‘Apoyo a estrategias de acceso y energía limpia’, buscara determinar la viabilidad técnica de la implementación de nuevas tecnologías de electrificación y apoyar políticas energéticas del estado plurinacional.

Componente 3: ‘Gestión del proyecto’ En esta componente se espera gestionar el proyecto mediante una unidad dependiente del ministerio de hidrocarburos y energía.




3.3.2.3 Programa de electrificación rural BID BO-L1050

El 7 de mayo del 2011, se aprueba el contrato de préstamo del banco interamericano de desarrollo mediante la ley 116 por un monto total de 60 millones de dólares para financiar el programa de electrificación rural BO-L1050. Teniendo como objetivo principal la mejora de calidad de vida de la población de bajos ingresos que no tienen acceso o tienen acceso limitado a electricidad mediante la ampliación y mejora de la cobertura del servicio eléctrico. Además, contiene los siguientes objetivos específicos:

1. Incrementar la cobertura de electrificación rural mediante el financiamiento de proyectos de extensión de redes.

2. Incrementar la capacidad de distribución eléctrica de sistemas rurales mediante el financiamiento de proyectos de reconversión de sistemas de media tensión monofásicos a trifásicos.

3. Mejorar la conexión de sistemas interconectados e integrar sistemas aislados al sistema interconectado nacional (SIN).

4. Apoyar al gobierno boliviano para implementar y garantizar la sostenibilidad del programa electricidad para vivir con dignidad mediante asistencia técnica y apoyo para el Viceministerio de electricidad y energías sostenibles, financiando actividades para identificar, actualizar, evaluar, estructurar y ejecutar proyectos de electrificación rural.

Este programa tiene los siguientes proyectos en ejecución en el año 2016:

Departamento Proyectos en ejecución Familias por beneficiar

Cochabamba 9 14 816

Chuquisaca 2 2 395

La Paz 5 9 080

Oruro 2 2 878

Pando 1 1 800

Santa Cruz 1 124

Total 17 31 093

Tabla 8: Programa de electrificación rural BID BO-L1050. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘PDEV (2016). Rendición pública de cuentas.’

3.3.2.4 Acceso a Fuentes de Energía Moderna

En 2013 Bolivia firma un acuerdo con el Gobierno del Reino de Dinamarca en base al Programa País: “Promoción del crecimiento económico, manejo sostenible de recursos y ejercicio de derechos (2014 – 2018)”. Es de este acuerdo que se crea el proyecto acceso a fuentes de energía moderna con un capital de 1.3 millones de dólares. En la actualidad se está realizando la entrega de 5 500 sistemas pico fotovoltaico que beneficiara la misma cantidad de familias en 14 municipios del Departamento de Pando.




3.3.2.5 Programa de electrificación rural con energía renovable

Continuando la línea de apoyo del BID en temas de electrificación rural, el 22 de abril se firma el contrato para la implementación del programa de electrificación rural en Bolivia. Este cuenta con 5 365 200 dólares del fondo nórdico de desarrollo y tiene como objetivo principal el de apoyar el desarrollo y uso de energía sostenible en Bolivia mediante 3 líneas de trabajo.

Componente 1: Sistemas híbridos, mediante la asistencia en los estudios para diseñar 10 sistemas híbridos de generación eléctrica de fuentes sostenibles que remplazaran la producción de energía eléctrica de combustibles fósiles. Además de la instalación y puesta en marcha de por lo menos 3 sistemas híbridos de hasta 100 kW en el departamento del Beni.

Componente 2: Sistemas solares, contempla la instalación de electricidad y agua en 300 escuelas y 50 centros de salud en el altiplano. Estos sistemas serán alimentados por sistemas fotovoltaicos de 85 kW y 300 sistemas termo solares para calentar el agua. También se prevé la entrega de 3000 sistemas pico fotovoltaicos con tecnología LED.

Componente 3: Supervisión, monitoreo y difusión: Se realizará diversos programas de capacitación para fortalecer instituciones y la población boliviana en general en eficiencia energética y el uso de energías sostenibles. Además, que se asignará presupuesto para la supervisión del programa de electrificación rural. Hasta la fecha se tiene los siguientes resultados:

1. Adquisidor de 1 565 Pico sistemas fotovoltaicos para hogares del área rural. 2. Contratación de la ejecución de un sistema hibrido solar-diésel en Beni. 3. Contratación de un estudio de pre-inversión de sistema híbrido en el Beni. 4. Contratación de provisión e instalación de sistemas fotovoltaicos y sistemas

termo solares para los departamentos de La Paz, Oruro y Potosí.

3.3.2.6 Proyecto ENDEV

El Proyecto EnDev Bolivia - Acceso a Energía, forma parte del Programa Mundial llamado “Energising Development” (Energizando el Desarrollo) cofinanciado por el Reino de los Países Bajos y Alemania.

Desde el año 2005, el Proyecto es ejecutado por la Cooperación Técnica Alemana - GTZ, mediante intervenciones continuas y coordinadas en diferentes unidades de trabajo que son las siguientes: o Iluminación: Esta Unidad se concentra principalmente en la densificación de

redes de distribución de energía eléctrica en áreas rurales del País. o Cocinas mejoradas a leña: Tiene por objetivo la diseminación de cocinas

mejoradas, para hogares e instituciones sociales en comunidades rurales.




o Infraestructura Social: Se incentiva la instalación de sistemas termosolares y fotovoltaicos en instituciones sociales como postas de salud, centros educativos, internados, etc.

o Producción Primaria: Apoya a pequeños productores en la introducción de tecnologías energéticas enfocadas a la dotación de agua, mediante equipos de bombeo y transformadores de tensión, con el fin de mejorar la producción agropecuaria.

o Transformación: Se concentra en el apoyo a familias productoras organizadas del País, proporcionando tecnologías modernas y eficientes para diferentes iniciativas productivas en agricultura y otros rubros.

o Biodigestores: Promueve la instalación de biodigestores familiares de bajo costo para la utilización de residuos animales de predios familiares rurales para la producción de biogás como combustible y biol como fertilizante.

o Gas Natural: ‘Sembrando Gas en Bolivia’, surge como resultado de alianzas estratégicas, que comprende el financiamiento total de la instalación interna de gas natural en centros educativos y postas sanitarias, realizada por empresas instaladoras autorizadas.

Hasta el año 2015 el programa ENDEV obtuvo los siguientes resultados: 1. Familias beneficiadas: 180 116 2. Instituciones beneficiadas: 4 740 3. MyPEs beneficiadas: 25 778 4. Municipios beneficiados: 209

3.3.2.7 Proyectos específicos con energías sostenibles

Se han logrado identificar algunos proyectos específicos con energías sostenibles que se ejecutaron y se desarrollan en el País y cuya información se describe a continuación:

Parque eólico Qollpana:

En el año 2014 el presidente Evo Morales inauguró el primer parque eólico del país “Qollpana”. El cual fue construido con una inversión de aproximadamente 7.7 millones de dólares y una capacidad instalada de 3 MW que benefician a más de 24 mil Bolivianos. Las 2 turbinas gold wind WTG77-1500 se encuentran ubicadas en la localidad de qollpana en el municipio de pocona de la provincia Carrasco en el departamento de Cochabamba. El proyecto fue desarrollado por la empresa CORANI, que es parte de ENDE Corporación y contó con la asistencia técnica de CINER.

Debido al éxito del proyecto qollpana, a finales del 2014 se realizó la firma para la ampliación de la granja eólica con la instalación de 8 aerogeneradores con una capacidad instalada total de 24 MW y una inversión de 54.6 millones de dólares. Este proyecto es ejecutado por la empresa TSK electrónica mediante un financiamiento del fondo para la revolución industrial en condiciones concesionales. A julio de 2016, se tiene un avance del 92% en la ejecución del proyecto.




Estos proyectos traerán los siguientes beneficios: o Desplazar energía producida por centrales termo eléctricas a gas,

permitiendo al país la exportación de dichos recursos. o Impulsar el desarrollo de la normativa para la operación de aerogeneradores

en territorio boliviano, ya que actuara como laboratorio para futuras experiencias con esta tecnología.

o La generación de fuentes de trabajo en zonas remotas de nuestro país. o Contribuye a lograr las metas de la política nacional de generación de energía

con tecnologías sostenibles.

o Disminución de la emisión de los gases invernadero. o En la actualidad se encuentra en la fase de estudios de factibilidad y pre-

factibilidad los siguientes proyectos eólicos: Warnes San Julián El Dorado La Ventolera

Qollpana fase 3

Planta fotovoltaica de Cobija:

En Cobija, Pando se encuentra en funcionamiento desde el año 2015 la primera planta fotovoltaica del país. Esta planta cuenta con 5MW de potencia instalados de paneles fotovoltaicos además de 2MWh en baterías de Lio-ion que junto a los 11MW de generadores del sistema aislado cobija forman el primer sistema hibrido de gran envergadura de Bolivia.

La planta fotovoltaica se encuentra ubicada a 6 km al sureste de la ciudad de cobija, tiene una extensión de aproximadamente 15 ha. Lo paneles fotovoltaicos se encuentran agrupados en líneas de 18 paneles, montados en estructuras de soporte de 6 m de longitud y con una capacidad de 12 paneles. Dentro la estructura los paneles están distribuíos 3 a lo ancho y 4 a lo largo por lo que en cada conjunto de 6 estructuras se instala 4 líneas de 18 paneles. Se encuentra divido en 3 campos fotovoltaicos conectados a 3 edificios de trasformación. Los equipos que se encuentran en la planta fotovoltaica se encuentran detallados en la siguiente Tabla 9:




Ítems Cantidad Marca Modelo

Paneles fotovoltaicos 17.352 Yingli 300 W

inversores para los paneles fotovoltaicos 6 SMA SC 800CP XT

Contenedores de baterías Lio-ion 2 Shaft Intesium Max 20

Inversores para el banco de baterías 4 SMA Central storage 630

Tabla 9: Equipos instalados en la planta fotovoltaica Cobija. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de ‘Adaptado de “Group Isastur., hybrid photovoltaic plant with energy storage in Cobija [dissertion]’’. Madrid, España: Energy engeniering forum;

2014.’

El sistema se encuentra controlado por un controlador de ahorro de combustible de SMA de manera de integrar la planta fotovoltaica con el actual sistema de generación de diésel. Sus funciones principales son las de garantizar la regulación de frecuencia-potencia, emulación de la reserva reactiva, suavización de perfiles de producción fotovoltaica y el nivel de carga mínimo de los grupos diésel. Los principales beneficios que traerá este proyecto al país son: 1. Se prevé que la planta conlleve a un ahorro de 1.9 millones de litros de diésel

al año. 2. Un ahorro de 1.8 millones de dólares anuales para el gobierno central debido

a que se dejará de usar diésel subvencionado.

3. Mayor confiabilidad para la red aislada de cobija. 4. Se espera alcanzar una reducción de aproximadamente 5 000 toneladas de

CO2 al año.

Sistema híbrido El Espino:

124 familias guaraníes de la comunidad “El Espino”, perteneciente al municipio de Charagua en el Departamento de Santa Cruz, se benefician desde octubre del 2015 de una planta híbrida que cuenta con una potencia instalada de 60 kW de paneles fotovoltaicos y 72kVA de generadores a diésel. El componente fotovoltaico tuvo una inversión de aproximadamente 471 053 dólares, lo cual representa aproximadamente el 70% de la inversión total del proyecto.

Debido a que el espino es un plan piloto de electrificación rural, la cooperativa rural de electrificación también implementara un sistema de medidores prepago. Esta experiencia servirá para determinar si este tipo de tecnología de medición y cobro es viable en zonas rurales remotas. Se espera lograr eliminar los costos de lectura, facturación, cobranza, corte y reconexión.

Proyecto piloto San Antonio de Lípez.

En el marco del proyecto de electrificación rural del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia (VMEEA) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) el año 2009, se ejecutaron cuatro proyectos




piloto en la comunidad San Antonio de Lípez del Departamento de Potosí y fueron los siguientes: Clausura agrosilvopastoril de 60 Hectáreas con cerco eléctrico fotovoltaico para la crianza de camélidos, forraje y producción de quinoa; mejoramiento del albergue turístico comunitario mediante la dotación de sistema termosolar de 400 litros para calentamiento de agua para las duchas del albergue comunitario; establecimiento de un centro artesanal para la esquila de camélidos y la producción de prendas de lana de camélidos con esquiladoras eléctricas portátiles de 12 V DC; y como proyecto principal la instalación de una micro central hidroeléctrica de 30 kW para la dotación de electricidad a la comunidad.

Mejora del acceso a la energía en las comunidades rurales de Bolivia:

Este proyecto, fue ejecutado por CINER, MOSOJ CAUSAY E INGENIEROS SIN FRONTERAS El año 2009 como parte del proyecto ‘Mejora del Acceso a la Energía en las comunidades rurales en Bolivia’ y con financiamiento de la AECID, Agencia Española de Cooperación Internacional al Desarrollo, se instalaron un total de 22 sistemas eólicos domiciliarios de 100 W de potencia cada uno, de los cuales 13 se instalaron en el Municipio de Turco, 9 en el Municipio de Challapata, además de 5 sistemas fotovoltaicos en Challapata. Los Municipios de Turco y Challapata se encuentran en el Departamento de Oruro.

Con tecnología fotovoltaica se efectuaron 64 instalaciones domiciliarias en el Municipio de Pocona del Departamento de Cochabamba y también una microrred fotovoltaica con 720Wp con red eléctrica de 220 V AC en la comunidad Saqasaqa, dependiente del Municipio de Sacaca, perteneciente a la Provincia Alonso de Ibáñez del Departamento de Potosí.

Biomasa para generación de electricidad proyecto ESD-NRECA.

En la Localidad de Riberalta, Provincia Vaca Diez del Departamento del Beni, se desarrolló el proyecto denominado ‘Electrificación para el Desarrollo Sostenible’ (ESD), ejecutado por NRECA (National Rural Electric Cooperative Association) en cooperación con la Cooperativa Eléctrica de Riberalta (CER). El Proyecto diseñó y ejecutó la instalación de un sistema de conversión de biomasa de un 1 MW para proporcionar energía eléctrica a la comunidad de Riberalta en el Departamento del Beni. El combustible utilizado fue cáscara de castaña en un 90% y 10% de deshechos de madera. La central eléctrica operaba con ciclo de vapor e inició su funcionamiento el año 1997.

Experiencia de conexión de minicentrales hidroeléctricas a la red:

Una iniciativa de conectar un pequeño sistema de generación eléctrica con energías sostenibles para inyectar electricidad a la red eléctrica, principalmente en sistemas operados por las empresas distribuidoras, fue la realizada por la empresa Grupo San Joaquín en Cochabamba. Se conectó una micro central




hidroeléctrica de 11 kW con generación asincrónica, posteriormente otra de 185 kW. Hasta mediados del año 2004, se amplió la potencia instalada en este sistema llegando a un total de 1.5 MW, pero en cinco módulos dispuestos en cascada. Estos sistemas actualmente se encuentran en operación y generan ingresos económicos para el operador de la micro central que vende toda la energía generada a ELFEC.

Estos esquemas pueden ser replicables en lugares en los que se tiene una MCH con posibilidades de conexión a la red, para de esta manera elevar los factores de planta y generar ingresos adicionales para los beneficiarios de la MCH.

Experiencia con sistema tarifario fotovoltaico:

El esquema tarifario que utilizó la CRE a fines de la década de los noventa, denominado “CRE solar” para el servicio de electricidad a través de sistemas fotovoltaicos en la región de San Julián del Departamento de Santa Cruz, consistía en el pago mensual que realizaba el usuario por el servicio del sistema fotovoltaico de 50 Wp. Tanto el mantenimiento preventivo como correctivo estaban a cargo de la CRE. Inicialmente el proyecto fue realizado con apoyo de PROPER y NRECA – USAID instalándose 100 sistemas fotovoltaicos. Posteriormente se lograron instalar mayor cantidad de sistemas hasta llegar a una cantidad de aproximadamente 5000 en base a un apoyo ofrecido por la Cooperación Neerlandesa y acudiendo al fondo MILIEV. Este esquema era considerado como de “pre electrificación” y no tuvo el resultado esperado, principalmente por la siguiente razón: o Los valores de la mensualidad resultante llegaron a ser muy elevados (7 y 9

US$/mes) en comparación a los costos de servicios de otras tecnologías y con posibilidades de mayores prestaciones de energía y potencia. De esta manera los usuarios efectuaron comparaciones con precios de servicios a través de redes en otras zonas y consideraron que no eran precios justos los que tenían que pagar por el servicio tarifario de sistemas fotovoltaicos.

o Otra razón adicional radica en que los usuarios hicieron “cálculos” respecto a la cantidad desembolsada por ellos por el servicio mensual y resulta que después de un cierto periodo de años se consideran propietarios de los sistemas, porque aseguran que ya habrían pagado gran parte de los costos de capital. Cabe mencionar también que la incidencia de robos de los sistemas fotovoltaicos fue un tema más recurrente en el caso del Proyecto CRE-Solar que en otros proyectos. En definitiva, el proyecto entró en crisis, fundamentalmente por déficit en temas de gestión. La CRE oficialmente cerró el proyecto y posteriormente se realizó la extensión de red eléctrica a la zona.




4. ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGÍA. UNA VISIÓN HISTÓRICA

El Grupo Asesor sobre Energía y Cambio Climático de las Naciones Unidas define el concepto de ‘Acceso Universal a la Energía’ como el acceso de todas las personas a servicios energéticos fiables, económicamente asequibles, sostenibles y con bajas emisiones de gases de efecto invernadero. Actualmente, alrededor del 20% de la población principalmente de zonas rurales de países en desarrollo carece de acceso a la energía eléctrica. Por consiguiente, este grupo plantea, que hasta el 2030 cada ser humano debe disponer de 50 a 100 kWh de energía eléctrica al año.

El Acceso Universal a la Energía se debe comprender como una oportunidad de mejorar la calidad de vida, no como una obligación. Todas las familias deben acceder al proyecto, por ello es necesario que todas conozcan las diferentes alternativas de los proyectos energéticos que se podrían implementar en sus comunidades, diferenciando las ventajas y desventajas de cada proyecto para poder decidir la solución más adecuada, siendo asequible e inmediata.

Hasta el momento la gestión de políticas y modelos de implantación de AUE, demuestran las dudas sobre el cumplimiento del ODS 2030. Por ello, tanto el deseo de Luces Nuevas como el mío, es que las experiencias adquiridas ayuden a los diferentes países en adoptar lineamientos nacionales para alcanzar el Acceso Universal a la Energía, dando un golpe de timón y planteando nuevos procedimientos.

El Acceso Universal a la Energía tiene varios pilares fundamentales, condiciones, etc. El presente capítulo, tiene la finalidad de establecer algunas bases teóricas que posibiliten la ejecución de un plan corto, pero intenso, donde se puedan validar a mediana escala varios postulados de un modelo de gestión para el AUE y el establecimiento de lineamientos que posibiliten que cada país pueda pensar o actuar de otra forma que le posibilite la concreción del AUE.

4.1. CAMINOS HACIA EL ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGÍA

El camino hacia el Acceso Universal a la Energía (AUE) según he podido observar con la experiencia y demostraciones de Luces Nuevas, enfocándose desde la visión del poder político, la tecnología y la sociedad, se basa en cuatro pilares fundamentales, estos cimientos son:

Decisión política

Disponibilidad tecnológica

Aceptación familiar

Modelo de gestión y guía metodológica

Desde los años 1990 se viene hablando del Acceso Universal a la Energía (AUE), un deseo utópico que contrastaba con otras realidades y convicciones. Una de las dificultades fue la tecnología, alta tasa de fallos y vida útil corta. Desde 2010 vemos el impresionante




desarrollo en la tecnología del led y del litio que ha posibilitado el reposicionar el viejo sueño del AUE.

Con esto, a la fecha, vemos que las tres primeras condiciones pueden ser cumplidas rápidamente, el mayor obstáculo es el vinculado al Modelo de Gestión y Guía metodológica, aquí es donde deberían desplegarse el mayor de los esfuerzos.

Un modelo de gestión exitoso debe abarcar:

Comprensión del problema de la energía en la sociedad.

Diagnóstico, Planificación e implementación con un enfoque de AUE.

4.1.1. Descifrando el problema: comprender e identificar

Esta fuera de discusión que la salud, educación y el desarrollo humano se ven seriamente comprometidos en grupos poblacionales carentes de energía eléctrica. Un ciudadano sin salud y sin educación tiene muy pocas oportunidades en la vida.

Definamos algunos conceptos esenciales que orientaran las acciones del plan a ser desarrollado en aplicación de los objetivos planteados:

Debe comprenderse que en América Latina principalmente, la forma de vida, necesidades, aspiraciones y recursos disponibles son diferentes en las ciudades y el área rural.

Esto ya nos lleva a pensar que las soluciones tecnológicas para los habitantes en las ciudades no serán iguales a las de los habitantes en las áreas rurales.

El tener soluciones tecnológicas diferentes, no debe llevar a la confusión de que es un proceso de discriminación. Se debe hacer lo que se puede, con una tecnología que llegue a todos y en un tiempo razonablemente corto. Cada comunidad es realista con la opción asequible para ellos, siempre teniendo en cuenta que es mejor que las velas o mecheros.

El no poder implementar una solución de red eléctrica en corriente alterna inmediata, no significa que no haya otras alternativas tecnológicas transitorias, que luego escalen a soluciones mejores. Las soluciones tecnológicas escalables a de plantearse para el área rural, deberían concurrir a mediano o largo plazo en una solución deseada: la red eléctrica convencional en corriente alterna.

Se da la impresión que los grandes proyectos energéticos (granjas solares, eólicas, etc) contribuyen significativamente al alcance del Acceso Universal a la Energía. Pero estos grandes proyectos hacen que los que tienen energía tengan más de la necesaria y sin embargo limitan en mayor medida a aquellos que no tienen, ya que la inversión en grandes proyectos requiere mayor presupuesto por la transmisión y distribución de red.




Idealmente la energía debería servir también para usos productivos, es demostrable que, en proyectos de electrificación rural, no han podido implementarse proyectos orientados el uso productivo.

Mas generación no implica mayor cobertura, en el caso boliviano se tiene más del 50% de reservas instaladas y tan solo usando el 7% de esta energía resolveríamos el AUE, el mayor problema radica en los costos de extensión de redes.

4.1.2. Los 12 factores generales que permiten analizar el acceso a la energía

Con la experiencia adquirida a lo largo de los años podemos saber que el análisis de Acceso Universal a la Energía se caracteriza por 12 variables generales, estos factores son los que intervienen en alguna etapa del proceso, podemos decir que son las condiciones de la implementación y son: decisión política de la autoridad competente; leyes y normativas explicitas; compresión del problema energético; planificación (corto, medio y largo plazo) y modelos de gestión; factor económico; saber ejecutar o saber hacer; desarrollo de capacidades conceptos de AUE; experiencia técnica y de implementación de soluciones; enfoque de la cooperación internacional, ONG, etc hacia el AUE; tecnología disponible, eficiente y de larga vida útil; percepción del beneficio en la solución técnica disponible; medio ambiente.

Decisión política de la autoridad competente:

Es una condición necesaria pero no suficiente.

La decisión política hace referencia a la aceptación de la autoridad competente. Suele ser el alcalde o delegados del alcalde en el entorno del municipio, ellos tienen la obligación de solucionar los problemas de su pueblo, entre otros el servicio básico de la energía. Pero también puede ser una fuerza política superior, ya sea del Ministerio, de gobernadores, o cualquier otro responsable con poder de decisión.

Con la aceptación política se consigue la actuación de forma ágil. Ya que una actuación aprobada por la autoridad te permite entrar en las comunidades o distritos en su nombre, además la comunicación con dirigentes y comunidades es mucho más eficaz. A partir de este punto se puede tener el conocimiento de la situación y el lugar exacto de las comunidades.

Podemos observar que, con el paso de los años, se ha solucionado esta variable. En el año 2000 la decisión política no existía, los responsables solían decir que sería problema del siguiente alcalde no de ellos, sus objetivos no canalizaban la necesidad de AUE. Con el paso de los años y las decisiones a nivel país permite que hoy en día no sea un problema.




Leyes y normativas explicitas:

La redacción de leyes y normas es importante para la actuación. A nivel de las autoridades están obligados por ley, ya que la Constitución Boliviana recoge artículos donde detallan que cada autoridad es responsable de ‘la provisión de los servicios básicos’ serán ellos quienes elijan el modo de cumplirlo, pero debe ser universal. ‘Es competencia exclusiva de los gobiernos departamentales autonómicos la planificación y promover el desarrollo humano, así como generación y transporte de energía a zonas aisladas’

Por tanto, la evolución respecto el año 2000 es notable, entonces no se especificaba esta serie de artículos. Hoy en día no podemos considerar haber llegado al mínimo ideal para favorecer el AUE, ya que, aunque hay avances existen autoridades o asociaciones (pueden firmar convenios según el Artículo 302 inciso 35) que no tienen el conocimiento completo de ellas.

Comprensión del problema energético:

No se tiene un sentido racional del problema energético. Lo primero que tiene que hacer una autoridad es aceptar que es imposible implantar red eléctrica al 100% de las viviendas del municipio. De la misma forma no es viable una complementación con microrredes, hay zonas con viviendas muy dispersas. También se tiene que considerar que es posible las medidas graduales, es decir un proceso escalable donde se implanta la solución real y se mejora cuando sea posible.

En este aspecto la mejora ha sido mínima en los últimos años, falta pulir la comprensión de estas ideas por parte de los responsables.

Planificación (corto, medio y largo plazo) y modelos de gestión:

En el Acceso Universal a la Energía existe la necesidad de tener una planificación rápida y efectiva. Donde se gestione las actuaciones inmediatas y en los siguientes años (corto y medio plazo). Una vez solventado el objetivo principal se perfecciona la tecnología implantada con horizonte a largo plazo.

Hasta el momento se ha utilizado una planificación basada en métodos convencionales, en la última década se creó el Meper, manual que se ha utilizado para esta planificación. Si hablamos desde el punto de vista de un manual técnico es un buen documento, pero el riesgo mayor es que el esfuerzo técnico realizado puedo encontrase con la realidad de ser un proyecto inviable por razones presupuestarias. Hay mucha demanda en el país por lo que el país prioriza proyectos por importancia y por inversión, no todos los proyectos son aceptados. Por tanto, en el tiempo se puede decir que se ha avanzado, ya que en el año 2000 no existía ningún manual, pero no vemos que haya herramientas más agiles y más adecuadas para una diversidad de situaciones reales.




Factor económico:

En el factor económico no existe un problema, Bolivia no es un país con un PIB muy alto, pero tampoco es pobre. Con una decisión política acertada se puede destinar un porcentaje considerable de los presupuestos anuales para el AUE.

Por ejemplo, ¿Qué es más importante, conseguir AUE en un municipio o dotar de campos de fútbol de césped artificial? Según ‘Página Siete Bolivia’, entre 2011 y 2019 hubo una inversión de 3.630 millones de Bs en 1.029 proyectos de canchas de futbol u otros espacios deportivos. Bajo la idea de ‘prevenir es curar’, ya que el deporte es salud, así se ahorrarían costes sanitarios. Lo que queremos decir no es que este mal la idea de hacer estos proyectos con su inversión, pero habría que tener un plan de inversiones priorizados por las necesidades más apremiantes. ¿Cuánto gastar y en qué tiempo?

Desde el punto de vista técnico no solo podemos decir que el deporte es salud, sino que existen ahorros de mantenimiento o riego en los municipios de estos campos de fútbol. Pero por qué en vez de hacer estos proyectos en ese tiempo no se hace en el doble de tiempo y la mitad de esa inversión se destina a los servicios básicos como el AUE.

Al igual que este ejemplo existen otras posibles reconstrucciones en las inversiones económicas a nivel país.

También existen inyecciones como las de FONPLATA. FONPLATA es un Banco de Desarrollo conformado por cinco países de la cuenca de la plata (Argentina, Brasil, Bolivia, Paraguay y Uruguay), cuya principal misión es la de apoyar económicamente a proyectos de desarrollo. Un banco que quiere ayudar y países que quieren ser ayudados.

Y por último en este apartado económico podemos decir que con ayudas y flexibilidad las familias pueden co-financiar soluciones tecnológicas, ellos están quemando 2-3Bs diarios en velas o mecheros, dinero que pueden invertir en una solución mejor.

Por estas razones, nuestra valoración en el factor económico en el 2020 no es un problema, estipulamos que puede estar en el mínimo ideal, ya que dinero hay.

Saber ejecutar o saber hacer:

Si hay las condiciones técnicas, los recursos económicos, los recursos humanos y toda la documentación de respaldo, lo más importante será llevar adelante un proceso o un proyecto. Se necesitan personal con un alto perfil de ejecución.




Desarrollo de capacidades conceptos de AUE:

El camino que debería de seguir el Estado es desarrollar un equipo de personal cualificado para conseguir que exista un diagnóstico, planificación y ejecución común para todo el AUE.

Con esta delegación se obtienen ventajas, ya que no solo conocerán como deben realizar el proceso, sino que además pueden conseguir mayor eficacia por la experiencia adquirida con el tiempo.

Es cierto, que este sistema de delegar y gestionar ya existe en la ejecución de redes eléctricas, con la labor de las distribuidoras, pero falta pulirlo mirando hacia el AUE.

Experiencia técnica y de implementación de soluciones:

Bolivia tiene mucha gente altamente cualificada. Existen muchos profesionales tanto en el área técnico como en el de implementación.

Podrían ser capaces de absorber las labores específicas para el proceso de AUE. Por lo que no es un problema de experiencia o de conocimientos de la mano de obra.

En esta variable hace 20 años casi no había personal cualificado, pero hoy en día si encontramos, no tendremos que prestar mayor atención en esta condición.

Enfoque de la cooperación internacional, ONG, etc hacia el AUE:

Existe cooperación que tienen intención de ayudar a solucionar problemas de AUE, pero el problema es su enfoque. Cualquier cooperación existente ahora mismo y con la que se ha contrastado información no plantean un correcto enfoque.

Esto es un hecho demostrado, su solución es lenta y con un costo superior al necesario para erradicar el problema fundamental. Cuando no se considera la extensión de red por condiciones obvias, se suele apostar por sistemas aislados de microrredes, sin tener en cuenta tipologías de población dispersas u otros factores. No se conocen de mayores esfuerzos para implementar programas masivos, sostenibles y que generen un efecto multiplicador en cadena. (explicaremos que son en el siguiente capítulo).




Tecnología disponible, eficiente y de larga vida útil:

Vivimos en el siglo XXI donde los avances tecnológicos son muy importantes. En el siguiente capítulo veremos con detalle las tecnologías que existen para la generación y almacenaje de energía.

La oferta y demanda de estos productos hacen que tengan fácil accesibilidad para conseguirlos, además se han ido puliendo los avances para conseguir una vida útil larga y una mayor eficiencia.

Podemos destacar la tecnología con paneles fotovoltaicos y baterías de litio. Su optimización en vida útil, eficiencia, reducción de peso, bajo mantenimiento, etc hacen que sea una solución posible y apetecible.

No se sabe si en el futuro existirá una nueva evolución tecnológica, pero actualmente y en un futuro cercano existe una solución sólida para conseguir los objetivos.

Percepción del beneficio en la solución técnica disponible:

Los habitantes de las zonas aisladas son realistas y saben su situación. También saben que para muchos de ellos, es imposible que llegue la red.

Cuando se les explica la realidad ellos son conscientes de la situación, por lo que aceptan soluciones tecnológicas con el objetivo de erradicar su principal problema.

De la misma forma ellos son realistas y saben qué tipo de solución pueden tener, por lo que será la mejor dentro de sus posibilidades.

La divulgación de este conocimiento y los avances técnicos hacen que hoy en día exista la aceptación de la solución tecnológica. Avance considerable ya que hace 20 años no existían alternativas como las de hoy en día.

Medio ambiente:

Una solución alternativa es más sostenible que una generación de energía habitual para la red eléctrica. Un sistema alternativo tiene fuente de energía renovable (con la excepción de los generadores diésel), sin embargo, los sistemas




de generación habituales generalmente tienen mayor porcentaje de ser centrales que utilizan energía de fuentes no renovables.

Además, también hay que considerar que se eliminarían velas, mecheros y pilas que son contaminantes (cada uno en su medida).

A pesar de ello no existe normas estrictas de gestión de residuos en Bolivia, pero las soluciones adoptadas muestran un avance más sostenible a las soluciones del pasado.

Podemos hacer la comparativa mostrando el Gráfico 1 con la evolución de los últimos 20 años, donde de 0 a 100 el 70% se cataloga como mínimo ideal para que llegue a los niveles de aceptación para el AUE. Estas ponderaciones no representan un valor exacto sino una aproximación del valor que se ha visto con la experiencia.

Podemos observar en el gráfico que la evolución es notable en estos últimos 20 años, pero algunos valores siguen siendo inferiores al mínimo ideal.

Gráfico 1: Las 12 condiciones generales que permiten analizar el AUE. Fuente: ‘Luces Nuevas’

4.1.3. Los 5 factores críticos como clave de solución.

De las 12 condiciones existen 5 de ellas que son fundamentales y son: la decisión política de la autoridad competente; leyes y normativas explicitas; planificación y modelos de gestión; saber ejecutar o saber hacer; y desarrollo de capacidades conceptos de AUE.




Pero ninguna de estas variables tratadas de forma independiente son suficientes, es decir, si consiguiéramos tener cuatro condiciones de las cinco no cumpliría los requisitos necesarios para realizar un correcto Acceso Universal a la Energía.

Analizando estos 5 aspectos podemos deducir que donde más hay que avanzar en el cómputo total de las 12 variables, es en los más críticos, como observamos en el Gráfico 2 4 de los 5 podemos considerar que están por debajo del mínimo ideal estimado.

Gráfico 2: Las 5 condiciones fundamentales que permiten analizar el AUE. Fuente: ‘Luces Nuevas’

4.1.4. El flujograma de la energía

Con el siguiente flujograma, puede comprenderse que cualquier momento es el indicado para iniciar un proceso de AUE, la pregunta que se debe hacer es ¿Cuál es la tecnología asequible por la comunidad?

Como podemos ver en el Esquema 2 el de abajo son distintas las tecnologías que se pueden implantar, de la más básica siendo la picolámpara a la más complicada de ejecutar siendo el tendido eléctrico, pasando por sistemas SHS de corriente CC, de CA y por microrredes.

Cualquier tecnología seleccionada puede ser mejorada al darse las condiciones necesarias en cualquier momento. Como venimos diciendo el primer objetivo se puede conseguir con la opción más asequible por la comunidad, después cuando se haya conseguido el AUE empezara el capítulo de mejorar lo existente. Dependiendo de las




posibilidades se podrá escalar los escalones que se pueda hasta llegar a la meta, sistema de red eléctrica.

Esquema 2: Flujograma de la energía. Fuente: ‘Luces Nuevas’

4.1.4.1. Las tecnologías disponibles para el flujograma

Las tecnologías utilizadas en el flujograma se basan en la energía de generación solar con paneles fotovoltaicos y almacenamiento en baterías de litio, a excepción de los sistemas más grades como la red eléctrica o microrredes que puede tener distinta generación eléctrica. El detalle de las fuentes de energía, centrales de transformación, sistemas eléctricos y almacenamiento lo encontramos en el siguiente Capítulo 6. Alternativas tecnológicas.

Pero introduciendo el flujograma en el tema, cabe decir que tenemos los siguientes sistemas: o Picolámpara: sistema parecido a una linterna con batería interna que se

recarga mediante un sistema con placa fotovoltaica. Es un sistema pequeño, pero permite dar buena calidad de luz y además tiene capacidad para cargar la batería de teléfonos móviles y radios.

o Solar Home System (SHS) de CC: Sistema domiciliario con batería de litio, es un sistema de corriente continua con una tensión de 12V, permite recarga de teléfonos móviles, radios, varios leds, etc.

o Solar Home System (SHS) de CA: Sistema parecido al anterior, pero con más paneles fotovoltaicos, permite crear un sistema en corriente alterna. Una de las principales ventajas de este sistema es la accesibilidad a tecnología final (las cargas: led, televisiones, etc.) compatibles con la corriente alterna.




o Microredes: las microredes son sistemas aislados útiles para la generación de grandes cantidades de potencia eléctrica, debe tener algunas características concretas para poder utilizar este sistema, como población centralizada. La generación de la energía en las microrredes puede ser de distintas fuentes de energía, no tiene que ser necesariamente la solar, pero como veremos en el siguiente punto la fuente solar tiene ventajas considerables.

o Red eléctrica: el último escalón del flujograma es la red eléctrica, es la meta y el objetivo deseado. La red permite la igualdad de condiciones en la población, en el sentido de poder instalar las mismas cargas que un usuario en la ciudad. Según el testimonio de la distribuidora con la que tuvimos contacto, la red puede tener limitaciones de capacidad para hacer usos productivos. Para aumentar dicha capacidad se desencadena una serie de tareas que incrementan el presupuesto más aún. Esta solución es apropiada en un primer instante para aquellas viviendas que estén en un grupo de densificación o extensión de poca distancia. Para el resto de población es una solución escalable cuando se solucione el AUE.

4.1.4.2. Energía solar como alternativa tecnológica base

Analizando el Gráfico 2 el de arriba vemos que cualquiera que sea la solución a plantearse (por costo, por disponibilidad, etc) siempre habrá una solución. Debemos remarcar que todas las soluciones planteadas estarán basadas en energía solar, no consideramos a otras fuentes de energía como puede ser la eólica, hidroeléctricas, geotérmicas, etc. Algunas razones para no optar por estas otras fuentes de energía son: su manejo técnico más complicado, menos demanda y por tanto más complicada su logística, en caso de problemas técnicos es difícil pensar en soluciones económicas y rápidas.

Para procesos de Acceso Universal a la Energía, la experiencia con Energía Solar nos muestra que:

o Es una alternativa de alta confiabilidad. o Es de manejo muy sencillo. o Muy bajo mantenimiento. o Alta aceptación por parte de los usuarios. o Posibilidad de adaptarse a distintos sistemas o tecnologías (recarga de

picolámparas, recarga de litios o generación en microrredes). o Especial atención la merece la solución más simple y básica que es la

picolámpara (ofrece elevados niveles de calidad en iluminación, permite recarga de teléfonos móviles, uso de radio). Es una solución de iluminación.

o El costo de una picolámpara que tiene una vida superior a 10 años, puede equivaler al gasto familiar de 3 meses en velas y pilas para radio o linternas.

o En muchas regiones de muchos países, es razonable pensar en un proceso del acceso universal a la iluminación (solución en base a una picolámpara),




como una acción previa al acceso universal a la energía, es el primer paso de la solución (este paso podría durar años, lo hemos visto en la práctica).

o La disponibilidad de recursos económicos, debería definir con que solución y tecnología empezar, las opciones van desde la extensión de red hasta la solución comentada de las picolámparas. Pero si destaca la generación a través de energía fotovoltaica.

4.1.4.3. La necesidad de tener un plan.

Como se ha descrito anteriormente conocemos el problema, sabemos que variables hay que atender para conseguir el AUE, está el deseo de conseguir las metas planteadas, también tenemos la tecnología y un camino a seguir atendiendo el flujograma. Pero no tenemos unos modelos de gestión efectiva, Por eso surge la necesidad de crear una guía metodológica y una planificación adecuada para el AUE.

4.2. EL MODELO DE GESTIÓN.

El modelo de gestión debe ser el esquema o marco de referencia necesario para mostrar a las autoridades. Respondiendo a la pregunta ¿qué se puede y en cuánto tiempo?

Por años se ha pensado que la solución del AUE viene por redes eléctricas, en la creencia que era lo más digno para las familias carentes de este servicio, el tiempo ha demostrado que deben buscarse otras alternativas y aplicarlas siguiendo un determinado modelo de gestión.

La energía al ser considerada como uno de los servicios básicos más importantes, el Estado, tiene la responsabilidad de elaborar, actualizar y desarrollar estrategias que promuevan el desarrollo sostenido buscando la ampliación de la cobertura de los servicios de electricidad en todo el territorio nacional de área urbana como del área rural.

El modelo de gestión se basa en dos documentos: la guía metodológica y la planificación.

4.2.1 La guía metodológica

La guía metodológica tiene que ser un documento que recoja la información social necesaria para poder adaptar el proyecto a la población que va dirigida. Hay muchas culturas, topologías, intereses, etc. y cada sociedad puede tener unas características distintas.

Pero la información recogida tiene que cumplir que sea:

Real: tiene que estar dimensionado con valores y datos correctos.

Rápido: debe ser un documento que se realice en poco tiempo.

Adaptable: se tiene que adaptar a las necesidades y posibilidades de las familias.




Y todo ello se consigue de forma más eficiente con ayuda de dirigentes o responsables sociales de la zona que conozcan bien el entorno.

Las etapas que se plantean para ejecutar una correcta guía metodológica son 4, con esto se puede realizar un proyecto de AUE recogiendo los requisitos explicados:

Información previa del municipio y sus comunidades:

Se debe de tener la información de PTDIs, afiliados, unidades educativas, colas de red eléctrica aledañas, etc. No hace falta información extra como puede haber en un documento MEEPER, pero si lo necesario para hacer un trabajo acorde con las necesidades.

Es imprescindible colaborar con las autoridades del municipio, ellos tienen la información de los documentos físicos ya redactados y son el nexo con dirigentes o responsables sociales. Con este gesto se consigue dar un paso hacia el AUE, debido a la rapidez de conseguir la información.

Los dirigentes o las responsabilidades sociales que mencionamos son conscientes de la situación de su pueblo y conocen con certeza todas las características que nos pueden hacer falta.

Socialización, ganarse su confianza y respeto:

Este aspecto es muy importante. La sociedad y cultura está muy bien organizada en Bolivia, Mensualmente hacen una o dos reuniones, son estos días los que se tienen que aprovechar para hacer la incursión a la comunidad. Como es lógico, aunque vayas con dirigentes y recomendado por una autoridad, existe una desconfianza. Cierto es que sin ese apoyo inicial es muy difícil que te den la oportunidad de hablar con ellos.

Bien, cuando se da la oportunidad de dialogar con ellos en su reunión mensual, existe una labor de socialización fundamenta. Este es un paso primordial para tener la aceptación social, pero no solo eso, sino para obtener datos reales en el veredicto del siguiente punto.

Se debe responder a la importancia que puede tener el AUE para la salud, educación y oportunidad de todas las familias, en especial de los más pequeños. Se les tiene que explicar (con los datos recolectados del punto anterior) lo que tardaría en llegar una solución ideal como la red eléctrica. Hay que ser realistas y desmentir utopías o falsas ideas sobre soluciones irreales.

Con esto y utilizando técnicas de sociología que permitan acercarte a los usuarios, como puede ser el orgullo nacional, acercarse a su cultura o simplemente empatizar




con el fútbol, se consigue crear un ambiente cómodo y de confianza. Hay que hacerles ver que quien realice este trabajo no lo realiza por un interés económico.

Cuando se consigue esto los datos que te dará la sociedad serán reales. Respondiendo realmente a las preguntas de ¿Cuantos son? (ya que las listas de afiliados pueden estar alteradas) ¿Dónde están? (Muchas estructuras no son viviendas sino casas abandonadas o de almacén) ¿Qué tecnología se adapta y se pueden permitir?

Identificación de viviendas con un grupo social:

Una vez conseguida esa confianza se procede a la identificación de viviendas. La cual tiene que tener unas particularidades necesarias:

o La identificación de viviendas se da en un lugar determinado, es decir, no se va casa por casa.

o Este lugar tiene que ser accesible para el profesional que lo realiza, puede ser el centro educativo donde ha impartido la socialización o un sitio más accesible como la capital del municipio.

o La tecnología necesaria es un ordenador con una aplicación de georreferenciación. Esta puede ser Google Earth, Arc Gis u otra similar. Hay que tener en cuenta que se tiene que estar preparado con tecnología como baterías y ordenadores portátiles (zonas sin electricidad) y la posibilidad de compartir datos de internet vía teléfono o similar (no suele ser problema por la buena cobertura en aspectos generales)

o El técnico debe saber utilizar herramientas fáciles de usar, pero avanzadas como por ejemplo grabación previa del área a estudiar, esto permite que no colapse las aplicaciones por la falta de la tecnología que puede haber en la ciudad.

o La identificación de viviendas debe realizarse con un grupo pequeño, pero de distintas familias. Incluso elegido de forma inteligente a los participantes, por lo observado en la reunión de socialización (se pueden observar a vecinos distantes o con opiniones distintas).

o La confianza ganada en la socialización y el análisis de viviendas con grupos reducidos de dirigentes u otros vecinos, hace que el veredicto de la solución sea la real. Si algún vecino intenta favorecer a su familia o la de sus amigos el compañero del grupo social lo negará, de la misma forma si a algún miembro del grupo no encuentra o se le olvida alguna vivienda lo recordará. De la misma forma las imágenes satelitales pueden no estar actualizadas, algunos vecinos han dicho de viviendas de nueva construcción que no se ven en la aplicación, pero si están construidas.

Este sistema se ha utilizado en numerosas comunidades hasta conseguir las características actuales. Comprobando los datos de este procedimiento con los valores reales si vamos casa por casa, son idénticos o muy parecidos. Sin embargo, utilizando lista de afiliados como pueden hacer distribuidoras u organizaciones dan




una tasa de error del 50% aproximadamente, esto resta oportunidad a otras comunidades, es una densificación innecesaria.

Como podemos observar en la siguiente Fotografía 1, podemos observar una acometida a una casa que no está habitada, además esa ramificación es exclusiva para esa acometida (no es densificación por estar bajo la línea eléctrica). Además de posibles errores técnicos que se podrían evaluar como el vano que vemos en la imagen.

Fotografía 1: Acometida a una casa sin habitar. Fuente: elaboración propia en la visita de una comunidad electrificada.

En la Fotografía 2 mostramos tres casas sin habitar, pero en este caso podemos observar dos tipos de postes, podemos demostrar que unos son postes de la línea principal (son los postes rectos y elevado), por tanto, estamos en otro caso distinto al anterior. Lo que muestra esta imagen es una correcta actuación por que se ha realizado una densificación. Ya que se ha derivado una línea de baja tensión por que la línea principal pasa al lado de las casas.




Fotografía 2: Acometida a tres casas sin habitar, pero bajo la línea principal. Fuente: elaboración propia en la visita de una comunidad electrificada.

Los afiliados son un grupo de habitantes que pertenecen o están vinculados a una comunidad, es un censo, pero no garantiza que vivan en dicha comunidad. Los afiliados tienen la confianza del alcalde, dirigentes y de la comunidad; quizás no viven en la comunidad, pero si quieren pertenecer a ella; deben asistir a trabajos comunales, a las reuniones establecidas, cuota comunal, etc.; reciben ventajas individuales o por núcleo familiar, como reparto de harina por persona, etc.

Planificación y solución de AUE:

La guía metodológica termina con la planificación de la comunidad estudiada, donde se detalla que medida tecnológica y en qué tiempo tendrán la solución. Este ultimo paso es fundamental para la autoridad responsable para la toma de deciiones de forma ordenada. Se detalla en el siguiente punto.




4.2.2 La planificación.

Hay muchas definiciones de planificación, tomemos una:

‘…Planificar es decidir hoy lo que se hará en el futuro o, dicho de otra manera, planificar es decir hoy dónde queremos estar mañana y cómo llegaremos. El proceso de planeamiento permite determinar el destino, conocer los objetivos a largo plazo, optimizar el uso de recursos, y estar preparados frente a eventos inesperados…’

Vemos que todo país planifica de una u otra forma, el alcance del objetivo y su cumplimiento puede diferenciar una planificación u otra. Para el tema que nos interesa, la planificación energética, vemos que hay líneas de acción sobre un proceso de planificación típico.

4.2.2.1. Planificación convencional

Durante muchos años se ha implantado un Manual para la Elaboración y Evaluación de Proyectos de Electrificación Rural (MEEPER).

Como la premisa es optimizar los recursos limitados, hay que escoger los mejores rigurosamente evaluados, se toman en cuenta los siguientes criterios:

o Para todo proyecto de electrificación en el área rural, según manuales y

procedimientos seguidos por las autoridades, se necesita: Conocer la elegibilidad del posible grupo beneficiario (situación

legal). Conocer su dinámica poblacional, tasa de crecimiento y capacidad de

pago. Identificación y proyección de demandas domésticas, sociales y

productivas. Análisis de los recursos energéticos disponibles e ingeniería del

proyecto. Selección de la mejor alternativa tecnológica. Evaluación Económica-Financiera.

o Los proyectos elaborados, cuya factibilidad es posible, irán a un proceso de selección frente a otros similares que también están en competencia por los mismos recursos económicos (limitados). En todo caso, el tiempo que transcurre desde la idea inicial a la ejecución, si acaso se la hace, es de varios años. Un proyecto tiene muchas fases: estudio de la demanda, identificación, prefactibilidad, ingeniería de detalle, financiamiento y ejecución.

Es decir, son programas muy densos que estudian al detalle áreas de intervención, diagnóstico de la población detallado (especificando costumbres, culturas, etc.), usos productivos que se pueden ejecutar, necesidades presentes y futuras, que desarrollo puede potenciar los lugareños, se estudian posibles




alternativas para ver generación de energía, estudio geográfico, climatológico, etc.

Por lo que este sistema de planificación como podemos observar es muy lento. La intención puede ser buena, pero es imposible conseguir AUE con esta planificación. Tenemos que acordarnos que el problema a nivel Bolivia está en 13.000 comunidades. No podemos hacer tantos MEEPER y tardar tanto tiempo. Quizás el MEEPER se pueda utilizar para un número determinado de comunidades al año con el objetivo de potenciar estas, pero para realizar AUE se tendrá que utilizar otra planificación.

Además, tenemos los problemas de que: o Genera falsas expectativas en importantes sectores de la población, muy

pocos proyectos son aprobados ya sea por el factor económico o cumplimiento de requisitos.

o Se infiere que hay discriminación si pobladores del área rural reciben una solución tecnológica de menores prestaciones que en las ciudades. Más que igualdad requerimos comprender lo que es equidad:

‘…equidad adapta la regla para un caso concreto con el fin de hacerlo más justo, es un acto de justicia que todo ciudadano tenga alguna solución energética inmediata y de calidad acorde a las posibilidades del momento, sabiendo que los niveles de oferta enérgica en el área rural no han podido ser iguales a los de las ciudades …’

Con los métodos clásicos de implementación de proyectos, no es posible pensar en el logro del Acceso Universal a la Energía para el 2030. Si vemos que en Bolivia hay más de 10.000 comunidades sin Energía Eléctrica, imaginémonos el costo que representaría efectuar solo los estudios a diseño final. No habrá consultores ni capacidad para efectuar estudios con un enfoque de AUE.

La planificación convencional, que asume soluciones típicas de proyectos definidos asumen ser muy complejos y tampoco ha demostrado su utilidad para procesos del acceso Universal a la Energía.

4.2.2.2. Planificación dinámica

Dado lo explicado anteriormente y siendo esa la única planificación existente, nace la necesidad de crear una planificación, esta nueva planificación le hemos llamado dinámica o exprés y se ha puesto en práctica con la Fundación Luces Nuevas.

Definiremos a la planificación dinámica, como un proceso de planificación ágil y simple que nos permita disponer de datos e información de alta calidad.

Los conceptos que hay que entender para una planificación dinámica:




o Debe comprenderse que el concepto de Acceso Universal a la Energía, no está vinculado a una solución tecnológica definitiva del problema de la energía. La solución de extensión de redes eléctricas afortunadamente, a la fecha ya no es la única alternativa.

o El pensar que las soluciones tecnológicas deben ser únicas (o parecidas en cuanto a prestaciones de energía) ha llevado al concepto erróneo que solo se puede avanzar gradualmente en función de los recursos económicos (limitados) disponibles, generando un mensaje que el Acceso Universal a la Energía es posible, pero de aquí a decenas de años.

o Podemos lograr el Acceso Universal a la Energía con soluciones tecnológicas transitorias de alta calidad, mientras llegue algo mejor.

o Lo urgente es el desplazamiento de las velas y mecheros, la tecnología sustituta dependerá de la capacidad económica disponible.

o Debe existir el convencimiento que ‘sí’ es posible lograr el Acceso Universal a la Energía en tiempos prudentes (depende de cada situación).

Las soluciones planteadas desde la planificación dinámica son en una dimensión nacional, todo país debería tener un Plan Nacional de Acceso Universal a la Energía. Las características propias de cada país deben ser tomadas en cuenta. Bolivia está dividida políticamente en 9 departamentos 339 Municipios.

Con la planificación dinámica que planteamos, podríamos tener rápidamente y a costos muy bajos una visión país con información de alta calidad.

Una planificación dinámica nos permite: o Una evaluación rápida de cuantas familias carecen del servicio de

energía.

o Donde están ubicadas. o Que tecnología puede implementarse. (Aquí entra el flujograma). o La cronología de ejecución. El municipio o la institución competente en

temas de energía tiene las herramientas para determinar en qué tiempo podrá el AUE.

o Permite seleccionar a comunidades que podrían pasar a la categoría de planificación estándar donde podría ser posible llegar a una etapa de ingeniería de detalle. (En estos casos si se puede incluir MEEPER)

o Con los datos de la planificación dinámica, será muy sencillo elaborar proyectos de energía solar para las familias carentes del servicio.

La planificación dinámica es un primer filtro que nos indica:

o Clasificación de tecnología muy rápida y confiable según una distribución zonal de toda una región, por ejemplo, un municipio.

o Inversiones requeridas según tecnología seleccionada. o Tiempo estimado para conseguir el AUE.




4.2.2.3. Cuadro comparativo entre ambas concepciones de planificación

Teniendo la certeza que una solución de Acceso Universal a la Energía con redes eléctricas es literalmente imposible, también asumimos la idea que una ‘planificación convencional’ detallada de todo un país no es útil, salvo que existan los recursos económicos, los recursos técnicos y humanos para su implementación en un tiempo tan corto que garantice que los datos y proyectos de Ingeniería de detalle siguen vigentes al momento de su implementación.

En el cuadro a continuación, intentamos mostrar una comparación cualitativa entre la Planificación convencional y la Planificación Express.

PLANIFICACION

CONVENCIONAL

PLANIFICACION EXPRESS

PERFIL DE RECURSOS HUMANOS REQUERIDOS

Técnicos e ingenieros del área eléctrica

Técnicos, ingenieros, extensionistas comunitarios, sociólogos.

DISPONIBILIDAD DE RECURSOS HUMANOS

Existen profesionales con amplia experiencia que diseñan las redes o elaboran proyectos en energia. Para un programa masivo, es probable que existan los suficientes profesionales.

Las instituciones con competencia en el tema energía, deberían proporcionar el personal a ser entrenado en 2 niveles:

NIVEL 1, Diagnóstico inicial. (80 horas de capacitación: Técnicos, ingenieros, extensionistas comunitarios, sociólogos.)

NIVEL 2, Elaboración de los planes estratégicos en electrificación rural PEER, tomando la información generada en el Nivel 1 (24 horas de capacitación, técnicos e ingenieros del area Electrica)

CONCEPTO DEL ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGIA

No se considera que el problema podría ser resuelto en un período corto de tiempo (pocos años). Prima el criterio de contemplar soluciones técnicas estándar (redes, micro-redes, etc) muy difícil lograr el AUE. Al ser soluciones familiares muy costosas, el recurso disponible solo alcanza para soluciones parciales.

Al Pensar diferente y dar soluciones transitorias y escalables de alta calidad, hay grandes posibilidades del AUE en un tiempo prudente y definido. Este tiempo dependerá de las condiciones de cada Municipio.




COSTO DE LA PLANIFICACION GLOBAL

Posiblemente mas costosa al requerir recursos humanos altamente calificados y estudiar la mejor alternativa en cada comunidad

Al ser simple y además contando con la participación de personal de Municipios, Gobernación o Ministerio se hace muy asequible

HERRAMIENTAS DE APOYO

Entre otros, mencionamos al MEPER, Manual de Elaboración de Proyectos en Energía Rural y su versión actualizada al 2015, Software de diseño convencional de redes, con cálculos completos (varios proveedores), etc

LUCES NUEVAS ha elaborado material como apoyo a procesos de acceso Universal a la Energía. Entre otros tenemos la “Guia metodológica orientada al AUE”, software dedicados como apoyo al proceso de planificación en procesos del concepto AUE

ACTUALIZACION PERIODICA DE DATOS

Puede complicarse, porque las metodologías de planificación normalmente no son uniformes y hay la posibilidad hacer casi todo el trabajo nuevamente

Con los conceptos del AUE, los equipos de trabajo tienen una directriz técnica uniforme, cualquier funcionario debidamente entrenado podría darle continuidad a una actualización.

COSTO DE ACTUALIZACION

Costosa, es probable que quien hizo la primera planificación ya no haga la actualización, y se haga un nuevo trabajo con otros criterios.

Muy bajo, lo ideal es que el propio personal de la institución a cargo de la electrificación lo haga

Tabla 10: Comparación cualitativa entre la Planificación convencional y la Planificación Express. Fuente: elaboración propia a partir de los datos de cada Planificación

4.2.3. La planificación estratégica básica en electrificación rural (PEBER)

Planteamos que cada municipio debería tener una planificación estratégica para el logro del AUE, cada municipio debería tener su Planificación Estratégica de Electrificación Rural (PEBER)

Este documento utilizará la planificación dinámica, será posible conocer 4 variables fundamentales del Municipio:

Cuántas familias no acceden al Acceso a la Energía.

Donde están localizadas.

En función de los recursos disponibles, con qué tecnología se planea lograr el AUE.

Y en qué tiempo.

Condiciones para desarrollar la Planificación Express:

Tener una clara comprensión que el AUE no significa resolver el problema energético en un territorio como un municipio. Si un municipio resuelve el AUE aplicando el PEBER o similares programas, apenas habrá dado un paso y deberá pensar luego en la transición energética hacia soluciones de mayor oferta energética que mejore la disponibilidad y permita su aplicación en procesos productivos.




Los municipios, en coordinación con la Gobernación y autoridades del Ministerio de Energías deberían contar con la capacidad de elaborar los PEER, esto requiere plantear una instancia de capacitación intensa y dirigida. Formación de RRHH

La elaboración de los PEBER debería ser simple y sencilla, aunque no por ello sería incompleta.

El PEBER debe ser el eje ordenador para los procesos de AUE y estar en consenso con autoridades nacionales.

Un municipio define su acción en función de sus recursos disponibles y de los que pueda apalancar de otras instituciones.

Debe ser una decisión política de autoridades alcaldes, familias dirigentes. Todos los actores deben estar de acuerdo. Al ser un plan para TODOS, la experiencia ha demostrado elevados índices de aprobación cuando hay certeza de ejecución dentro un plan Municipal. Los beneficiarios exigen cronogramas y que se cumplan.

Coordinación con las Distribuidoras eléctricas y con toda institución poseedora de información útil (Instituto Nacional de Estadística, Instituciones de Planificación, etc)

4.2.4. Documentación, equipos, criterios y políticas uniformes.

Es importante que la solución del modelo sea único. Esta característica tiene que ser fundamental para conseguir formar a un equipo profesional que sea capaz de realizar un proyecto en cualquier destino.

Cuando el proceso entra en una fase de dinámica se consiguen minimizar errores y agilizar el ritmo de ejecución por la experiencia adquirida.

También se ha valorado formar a equipos en cada comunidad, pero sería difícil para la aplicación única de su comunidad, a nivel municipio empieza a cobrar sentido, en especial si son municipios grandes con muchas comunidades sin AUE (hablamos en el entorno de 400 comunidades o más sin AUE) y a nivel país es una opción sólida que debería de existir.

4.2.5. Operativizando el modelo de gestión, las condiciones.

4.2.5.1. Misión-visión-alcance

La misión es la finalidad que tiene que tener el proceso. En primer lugar, conseguir el AUE dando la oportunidad a todas las comunidades que tengan el problema. Y en segundo lugar conseguir consolidar este modelo de gestión, es el camino que hay que seguir para realizarlo en tiempo y forma real.




La visión tiene que mirar a fuerzas estatales, es decir, tienen que existir políticas de Estado, esta es la forma que cobre fuerza el proceso, mientras esto no exista la evolución no será lo rápido que debería de ser.

Y el alcance son las metas, donde queremos llegar. Se quiere erradicar el principal problema de velas y mecheros, consiguiendo en corto y medio plazo AUE en todas las comunidades, por aisladas que estén. Y a largo plazo se ira avanzando hacia el objetivo ideal, pero con el problema erradicado.

4.2.5.2. Formación de equipos de trabajo

La correcta formación del equipo de trabajo determinara una buena ejecución de la solución. Este equipo tiene que desarrollar capacidades institucionales y personales.

La visión del equipo tiene que tener claro el objetivo principal, la meta posible para alcanzar el AUE y todos los pasos intermedios a seguir detallados en los anteriores puntos.

Pero, sobre todo, para poder ser un equipo profesional tiene que ser un equipo que todos los individuos tengan conocimientos técnicos y sociales. Esto se ha podido observar que es fundamental para un correcto diagnóstico.

o Alguien técnico puede ser muy bueno en la parte tecnológica, podrá dimensionar de forma correcta, elegir soluciones apropiadas, manejar los sistemas de software in-situ y solucionar problemas si se dan. Pero sin conocimientos sociales no tendrá la aceptación de la comunidad, seguramente no consiga empatizar y los datos serán erróneos.

o De lo contrario, alguien sociólogo, puede acercarse a la comunidad, entenderla y dialogar para obtener toda la información necesaria. Pero su diagnóstico no será correcto porque no tendrá conocimientos técnicos, no sabra tomar decisiones como decidir tecnologías apropiadas o diferenciar entre extensión o densificación, esto puede repercutir a la hora de dar una información a la comunidad ya que puede que no sea lo acertada como es.

4.2.5.3. Plan operativo

El plan operativo recoge las instrucciones y metodología para responder a: la organización de equipos técnico-sociales; la logística de material y equipos técnicos, como pueden ser ordenadores portátiles, baterías externas, adaptadores para la batería externa, equipo demostrativo de un SHS para demostrar una solución cómoda y de forma dinámica; información previa, saber si hay escuelas o centros educativos, PTDIs, etc.




4.2.5.4. Recursos materiales-software

De la misma forma es importante prepara los softwares que vamos a utilizar en el trabajo de campo, uno de estos softwares puede ser Google Earth, pero como vamos a trabajar sin conexión tenemos que hacer un barrido previo en el trabajo de gabinete.

Este barrido lo que permite es una visualización del área de trabajo, así queda precargado para conseguir buena calidad a la hora de trabajar con él en campo.

De la misma forma tenemos que conocer bien los softwares ya que si conectáramos a internet por error en la zona de campo, al no existir conexión perderíamos el trabajo realizado sin conexión.

Así como crear una serie de pautas organizadas para una elaboración rápida y segura.

Otras consideraciones son tener en cuenta distintos sistemas de almacenamiento, guardando información, conocer el área a estudiar, poder cargar las visualizaciones de trabajo de gabinete, etc.

4.3. SOSTENIBILIDAD, SEGUIMIENTO, UPGRADE. NO SON PLANES ESTÁTICOS.

Por sostenibilidad entendemos que se refiere a un sistema organizado en busca de objetivos de desarrollo humano, pero a la vez preservar los sistemas naturales. Por tanto, la sostenibilidad se basa en tres factores: sociedad, economía y medio ambiente.

Los factores determinantes son: la calidad del producto, las autoridades y los usuarios.

El producto tiene que tener altos niveles de calidad, tanto los materiales que le componen como el proceso de fabricación. Esto hace que aumente su vida útil, por tanto, hace que sea más sostenible.

El diseño a la facilidad de reparación y mantenimiento, así como dispones de repuestos hace que sean reparables los sistemas utilizados. Se entiende como un reciclaje, adaptándose a un proceso sostenible, ya que la nueva fabricación siempre va a ser más sostenible.

Mejoras tecnológicas disponibles y adaptación a nuestra solución, lo que se basa en un buen dimensionamiento, no ejecutar aquello que sea un exceso para la situación sin aprovechamiento de su capacidad.

Las autoridades en todos los niveles (Ministerios, Gobernación, Municipio, Comunidad) deben ser participativos y de apoyo. Debe haber un plan que




acompañe el tema energético con inversiones necesarias, mantenimiento, etc. Ya que sin estas labores para la comunidad sería un simple regalo y por tanto como no les ha costado ningún sacrificio su cuidado o mantenimiento puede ser pésimo, provocando que no se aprovechen al máximo los sistemas implantados.

Los usuarios son los receptores, por tanto, todos tienen que tener la posibilidad de tener el acceso a la solución de AUE.

Tiene que tener un valor añadido para la familia, es decir tienen que tener un sentido de pertenencia, forman parte de su núcleo familiar.

La organización tanto a nivel de la familia como a nivel de comunidad tiene que tener sentido, participando de forma equilibrada y manteniendo el sistema implantado.

4.4. USOS PRODUCTIVOS.

En el área rural la mayor parte de los habitantes se dedican a los servicios primarios de agricultura y ganadería.

Ya desde cualquier proyecto, plan o programa se lleva trabajando desde hace años en la evolución de la zona rural para dar la oportunidad a los habitantes de las zonas rurales con mejoras tecnológicas para sus oficios y nuevas fronteras de trabajos emprendedores, según el área.

Para la incrementación de la tecnología, la base como se pueden imaginar, es la electrificación. La electrificación permite mejorar o implantar estos sistemas de mejora. Pero podemos observar que en primer lugar no hay Acceso Universal a la Energía en todas las comunidades y en segundo lugar que este incremento de tecnología provocaría una restructuración en la red ya existente, haciendo imposible en muchos lugares aislado la distribución de energía necesaria.

La distribuidora eléctrica tiene su primera tendencia hacia la industrialización de las zonas rurales, con dimensionamiento de 500W, cierto es que con 500W se puede realizar alguna pequeña industrialización y generar usos productivos. Pero debe existir la actualización de redes. Hay que tomar valores y ver desequilibrios, realizar balance de cargas, cambiar los trasformadores, en algún punto ejecutar trifásica en vez de monofásica. Comenzando así el rediseño. De hecho, diseñan con 8 A de corriente de retorno en algunas líneas y tienen 14 A, por lo que muestra un consumo mayor.

No se espera que Bolivia se industrialize, por falta de red y porque los emprendimientos son aislados, no existe esa cultura en Bolivia, además su economía se basa en negocios pequeños, por ejemplo, las granjas familiares pueden albergar 20, 25, 30… cabezas de ganado. Pero estudiando los apartados anteriores, la solución está en la adaptación de una




solución adecuada a la comunidad, teniendo en cuenta que es posible y que uso productivo podría realizarse.

Con esta idea nacen muchos usos productivos, a continuación, menciono parte de alguno de ellos que he podido observar por la realización y desarrollo de Luces Nuevas.

Agricultura tecnificada: debe existir hidroponía y riego por goteo, con temporizador y aumento de presión. Esto requiere un sistema de generación de energía aislado que permita su ejecución.

Puede servir cualquier sistema o generación, permitiendo la adaptación idónea la situación

Aprovechamiento de madera en la producción de astillas, la fabricación de unas pequeñas cocinas con un pequeño ventilador, permiten mejorar la calidad de las vidas del área rural, ya que estas cocinas generan menos CO2 por el proceso de combustión optimizado, además del aprovechamiento de materia prima.

En este sistema se puede conectar a una pequeña batería de litio el ventilador de la cocina. Y en cuanto la fabricación de materia prima se puede garantizar aprovechando la madera abundante que suelen utilizar llevándolas a centros que tendrían una pequeña máquina trituradora, a cambio de un pequeño costo por la generación de esta materia.

Son distintas las posibles soluciones, por ejemplo, en este segundo caso es costo añadido que puede tener la familia, pero puede compensarse con el aumento de ingresos por la rentabilidad de su agricultura hidropónica, por ejemplo.

Uno de los factores más impórtate de los usos productivos son la localización de estos. Tiene que tener espacio suficiente para la implantación, tiene que haber energía eléctrica, normalmente se requiere presencia o cercanía de agua, tiene que estar enfocada a los usos de primera necesidad los cuales garantiza la ley de la oferta y la demanda y la accesibilidad, estando situado en una zona intermedia entre los usuarios y la recepción de materia prima o fuente de energía.

En conclusión, los usos productivos tienen que ser realistas y con alto impacto social. Es decir, ver películas en un domicilio estilo cine o vender helados, nunca podrían ser un uso productivo, ya que, aunque podría ser una evolución en la calidad de vida no es realista ni tendrá un impacto de primera necesidad.




4.5. EXPERIENCIA, EXTRAPOLACIÓN DE LA METODOLOGÍA.

Este sistema de Acceso Universal se puede extrapolar a cualquier servicio básico o cualquier otra variable, con sus correspondientes adaptaciones, lógicamente. Pero lo que se quiere transmitir es que la evolución del sistema y proceso para obtener la información con un modelo de gestión bien estructurado, ya está diseñado y demostrado. Siendo este explicado en este capítulo que permita hacer el diagnóstico y la planificación con contenido real. Hasta el momento y comparando los diversos planes y proyectos mencionados, no existe otra solución que garantice mejor resultado.

Pongo el ejemplo de un sistema de telecomunicación en la Ilustración 4 donde podemos observar que no se consigue un Acceso Universal a la telecomunicación en dicho Municipio debido a la falta de información verídica.

Podemos observar como hay comunidades colindantes que podrían haber tenido Acceso a la telecomunicación, pero no la tienen.

Ilustración 4: Señal de telecomunicación en un Municipio ejecutado. Fuente: Luces Nuevas

De la misma forma se puede extrapolar a cualquier otro servicio, no solo telecomunicaciones y electricidad, sino aguas, educación, sistemas sanitarios, etc.




2º BLOQUE: PROYECTO CONSTRUCTIVO

5 INTRODUCCIÓN Y ALCANCE DEL 2º BLOQUE

Una vez entendido cual es la realidad energética a nivel mundial, latinoamericana y boliviana, tenemos la magnitud de la situación a la que nos enfrentamos. También hemos podido entender cuáles son los objetivos donde se pretende llegar y son necesarios para erradicar los problemas fundamentales de servicios básicos que tiene una amplia parte de la población.

Con este conocimiento hemos analizado la planificación del país donde se ejecuta el proyecto, entendiendo cual es la organización política, social y económica. Analizando el sector eléctrico ya que nuestro proyecto depende de este y mirando hacia atrás con las experiencias desarrolladas con energías sostenibles en el pasado del país.

Una vez entendido lo anterior se explica el Acceso Universal a la Energía, explicando cuales son los fundamentos y el orden para la correcta planificación de una metodología de AUE. Hay que entender los factores generales, los críticos y el flujograma energético para poder dar solución a los problemas.

Con esto se redacta el modelo de gestión necesario para llegar a la planificación de comunidades, comparando entre métodos clásicos y dinámicos, tomando fuerza los dinámicos, propuesta de futuro que nosotros damos.

Con esto tenemos la base suficiente para poder explicar la parte técnica del proyecto, la cual desarrollamos a continuación en los siguientes capítulos. Encontraremos el análisis de cualquier alternativa tecnológica existente hasta la actualidad, fuente de energía que podemos encontrar y tipos de centrales. Se desglosa las posibilidades de sistemas de electrificación y distintas baterías de almacenaje.

Terminando el bloque con el desglose del capítulo de ingeniería de detalle donde se explica cómo se realizaría un proyecto constructivo de estas características rurales. Dando todo tipo de detalle cómo se realiza de forma clásica mediante procedimientos locales. Una vez terminado se ve su costo por vivienda y su inviabilidad para poder ejecutarse.

Finalizando con la conclusión tras el análisis completo y detallado donde se demuestra que es imposible la electrificación por métodos clásicos. Por tanto, se tiene que adoptar la planificación explicada de forma dinámica, siguiendo el flujograma de energía posible para cada comunidad y con su alternativa energética real.




6 ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS

Si definimos la energía desde un concepto físico, podremos decir que es la capacidad de un cuerpo o sustancia para realizar un trabajo. Atendiendo a términos tecnológicos y económicos, la energía es un recurso natural que adecuadamente manipulado y transformado es capaz de realizar un trabajo.

Debido a la necesidad de disponer de energía, son muchos los avances a nivel mundial por optimizar su generación. El problema existente en el ámbito internacional y el cambio climático hace que se presionen y apuesten por energías limpias y eficaces. La eficiencia energética se ha desarrollado a partir de proyectos y políticas de gran alcance que hacen que el ahorro y la eficiencia sea una realidad en el presente.

Todas las tecnologías de generación existentes son necesarias, ya que se pueden complementar para conseguir suministrar la potencia y energía de la forma más adecuada, dando así la posibilidad de disponer de distintas tecnologías para solucionar la demanda de los consumidores en cada momento. Cada tecnología debe estar adecuada para prestar un servicio concreto en relación con la cobertura de la demanda eléctrica.

También la versatilidad de las tecnologías existentes permite que se puedan elegir entre tecnologías con costes fijos (potencia) muy altos y costes variables (energía) muy bajos, ideal para la producción durante muchas horas al año. O viceversa, costes fijos bajos y variables altos, para aquellas donde la demanda es muy alta y durante pocas horas al año.

Una de las características en el uso de la electricidad es la dificultad de almacenar energía por el alto costo que representan por ejemplo las baterías (es previsible que existan otras tecnologías de almacenamiento de energía, basadas en almacenamiento de calor o con hidrogeno), es uno de los motivos para que la relación oferta-demanda debe tener una alta correlación.

6.1 TOPOLOGÍA DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Un sistema eléctrico es un sistema interconectado que centra su esfuerzo en llevar potencia eléctrica de un punto inicial a otro final. La topología se centra en la generación, transmisión y distribución.

La generación eléctrica consiste en transformar energía no eléctrica en energía eléctrica. Se da en plantas generadoras, normalmente están alejadas de áreas pobladas y se sitúan en un punto cercano a la fuente de energía para su transformación. Las distintas fuentes de energía se recogen en el punto 1.3.2 de este documento.

Estas plantas de generación suelen ser grandes (MegaWatts o TeraWatts) o pequeñas (algunos miles de Watts) dependiendo del recurso energético, de la




demanda disponible y si esta va a ser local (Microredes) o será transmitida a grandes distancias (cientos o miles de kilómetros). A mayor potencia, el costo de producción es más bajo.

La transmisión eléctrica es la encargada de transportar la energía, ya sea grandes distancias si es por medios de red eléctrica o a distancias más reducidas si realiza la ejecución por sistemas de Microred o sistemas aislados. Para los sistemas domiciliarios en zonas rurales y aisladas, la fuente de generación está en la propia vivienda o muy próxima a ella (solar, eólica, pico-hidroeléctrica).

La distribución de electricidad engloba la etapa final, donde se distribuye la energía desde la fase anterior hasta el último usuario. Esta fase tiene una tipología radial, para evitar así caídas de tensión y reducción de costos en tendido de redes. Esta fase de distribución concluirá con la acometida al usuario final.

6.2 FUENTES DE ENERGÍA

Las fuentes de energía son las que tienen energía primaria la cual se puede transformar en energía eléctrica, se puede clasificar en energía renovable y no renovable:

Las energías renovables son las que se pueden obtener con recursos limpios y casi inagotables que proporciona la naturaleza, además se consideran renovables a aquellos que permiten la independencia, es decir, que todos los países o distribuidoras pueden generarlos.

Se consideran energías renovables a la energía eólica, solar, hidráulica, biomasa, geotérmica y mareomotriz.

Las energías no renovables son las que tienen reservas limitadas y por tanto se agotan según se van consumiendo, este factor hace que sea más caro según disminuyen las reservas.

Se consideran energías no renovables a la energía procedente del petróleo, el carbón, el gas natural o la energía nuclear. (En el caso de la Energía Nuclear hay opiniones divididas, algunos consideran que no es renovable porque su combustible (Uranio) algún día va a terminarse, otros dicen que es renovable o parcialmente renovable porque en el proceso de conversión, los reactores reciclan un cierto porcentaje de su combustible).

Atendiendo a esta definición, es cierto que algunos recursos renovables podrían dejar de serlo si su tasa de utilización fuera tan alta que se llegaría a un agotamiento de las reservas disponibles. Algunos de esos recursos renovables se pueden clasificar como perpetuos, ya que su agotamiento es poco probable por muy intensiva que sea su utilización.




Normalmente, la utilización de un recurso o energía renovable tiene la característica intrínseca de producir un impacto mucho menor en el medio ambiente respecto a la utilización o transformación de energía no renovable. Por este motivo, algunos países pueden tener pequeñas variantes en la clasificación, por ejemplo, en Bolivia la energía hidroeléctrica la incluyen en el grupo de las energías renovables, (pero no se olvida que hay impacto medioambiental (deforestación y generación de metano en la reacción química de materia orgánica (biomasa) en contacto con el agua.

Las distintas fuentes son:

6.2.1 Petróleo

El petróleo es un líquido viscoso que contiene alta concentración de hidrocarburos (átomos de carbono e hidrogeno). Dependiendo de estas concentraciones de hidrocarburos puede tener diferentes capacidades caloríficas. Se utiliza principalmente como fuente de energía, también como materia prima para la fabricación de una gran variedad de derivados.

Su utilización generalmente está en motores diésel. Las centrales que utilizan esta fuente de energía son las centrales térmicas, tanto de ciclo convencional como de ciclo combinado.

6.2.2 Gas Natural

El gas natural es una fuente de energía fósil que consiste en mezcla de hidrocarburos, al igual que el petróleo, también proveniente del subsuelo. El gas natural suele requerir de una etapa de separación donde se separa el metano CH4 de los otros componentes pesados como el Butano y propano). La distribución y transporte se realiza mayormente por ductos, para su utilización es necesario considerar la ubicación geográfica de los gasoductos, las plantas o campos gasíferos, así como los volúmenes y presión del gas natural en el posible punto de conexión. Para aplicaciones domésticas, a parte del gas natural, se usa el GLP (Gas Licuado de Petróleo, compuesto por Butano y propano) que se lo comercializa en bombonas. El GLP mayormente se extrae del Gas natural proveniente de pozos gasíferos y en menor proporción de los procesos de refinación del petróleo.

6.2.3 Carbón

Es una roca formada por carbono fundamentalmente. En 1990 suministraba aproximadamente un tercio de la energía comercial de todo el mundo. Su formación tiene un origen vegetal en los periodos de Carbonífero y Cretácico. Su fosilización organogenia hace posible su utilización como combustible fósil.

Su utilización como fuente de energía eléctrica se da en las centrales térmicas.




6.2.4 Nuclear

Energía de fisión que se obtiene al impactar átomos de ciertas sustancias con neutrones a gran velocidad. Esas sustancias son generalmente uranio.

La principal característica de este tipo de fuente de energía es su alta productividad por unidad de masa en comparación con otras fuentes de energía, a pesar de la poca eficiencia del proceso (se desaprovecha del 86 al 92% de energía liberada). Sin embargo, cuenta con el inconveniente de la generación de residuo radiactivo. Este residuo genera grandes problemas medioambientales dificultando así la gestión del residuo.

6.2.5 Mareomotriz y undimotriz:

El mar también se puede utilizar como fuente de energía, se aprovecha el movimiento de las mareas, como fuente mareomotriz. También tenemos fuente undimotriz relacionada con el mar, donde se aprovecha las corrientes marinas, la térmica oceánica y de osmosis para la generación de energía eléctrica.

6.2.6 Biomasa

Los recursos provenientes de la biomasa son todas las materias orgánicas producto de procesos biológicos, incluyendo los residuos y desechos orgánicos, susceptibles de ser aprovechados energéticamente. Su transformación previa a combustibles de mayor densidad energética y física, contándose para ello con diversos procedimientos que generan una gran variedad de productos. Así, proceda de residuos o de cultivos energéticos, la biomasa generalmente se transforma en calor, combustibles o electricidad, que conducen a la forma de energía útil requerida en cada caso.

Esta transformación se produce en las centrales de biomasa.

6.2.7 Geotérmica

La fuente de energía geotérmica se consigue con el aprovechamiento del calor del subsuelo terrestre, las rocas del subsuelo calientes permiten calentar el agua que circula en esas capas subterráneas. Se puede transformar tanto para energía térmica como para energía eléctrica en centrales geotérmicas.

6.2.8 Hidráulica

El agua es una fuente de energía históricamente reconocida, ya eran nuestros ancestros los que utilizaban la energía del agua para mover molinos y poder trabajar con ellos.

El recurso hídrico está caracterizado por la existencia de ríos, vertientes y quebradas que tengan disponibilidad de caudal permanente durante todo el año. A partir de la existencia de flujo se pueden crear lagos artificiales para el manejo y aprovechamiento del agua.




El flujo de agua genera energía cinética, reconduciendo estos flujos por centrales hidroeléctricas generamos energía eléctrica.

6.2.9 Eólica

El recurso eólico aprovecha la energía del viento, la cual posee también una fuerte dependencia, al igual que el recurso solar de los factores climáticos locales. El potencial eólico se obtiene cualificando la velocidad del viento en las diferentes épocas del año, la frecuencia y la altura a la que se mide la velocidad. También influye la forma del relieve de la superficie del terreno, siendo las superficies libres de obstáculos, la densidad de aire, entre otros, los mejores lugares para el aprovechamiento del potencial eólico.

Al igual que la energía hidráulica el viento también genera energía cinética, a través de molinos de viento, en las centrales eólicas, se puede transformar esta energía cinética en energía eléctrica. El inconveniente de este, es tiene un importante impacto ambiental, sobre todo con colisión de aves.

6.2.10 Solar

EL recurso solar es la energía proveniente del sol (radiación solar), la cual tiene una fuerte dependencia con los factores climáticos locales, asociados, a su vez, con factores geográficos. La cuantificación del potencial solar se obtiene conociendo la radiación solar media anual en la zona o el número de horas de insolación durante el día, así como otros parámetros meteorológicos, como la temperatura ambiente media anual.

La energía solar se puede aprovechar tanto para el aprovechamiento eléctrico como para el térmico, la energía fotovoltaica se consigue cuando se convierte cierta radiación en energía eléctrica a través de unos paneles. La energía térmica cuando este aprovechamiento es utilizado para calentar un fluido. El impacto ambiental de las placas fotovoltaicas que se sitúan a cotas bajas es la deforestación necesaria, así como el espacio ocupado en el entorno natural.




6.3 TIPOS DE CENTRALES ELÉCTRICAS:

Para poder generar la electricidad de las fuentes de energía se necesitan centrales que hagan la transformación.

6.3.1 Centrales termoeléctricas de ciclo convencional:

En estas centrales se utilizan diésel, carbón y gas natural. Se queman estos productos y se aprovecha la energía calorífica para elevar la temperatura de depósitos de agua. Esta agua cambia de fase produciendo vapor de agua, el vapor mueve turbinas que con el movimiento genera electricidad, a través de un alternador que transforma energía mecánica en eléctrica. Por último, el vapor pasa por un condensador para volver a estado líquido y así comenzar otra vez el ciclo.

6.3.2 Centrales termoeléctricas de ciclo combinado:

Su funcionamiento es parecido a la central de ciclo convencional, también se utilizan las mismas fuentes de energía y también tienen una turbina que se mueve por vapor de agua. Pero además tienen otra turbina adicional que se acciona con los gases de combustión generados de la primera turbina, cuya alta temperatura sirve para calentar agua en una caldera de recuperación que produce vapor para una segunda turbina. Una central termoeléctrica de ciclo combinado, puede alcanzar rendimientos del 55%, comparados al 30% de centrales termoeléctricas convencionales.

6.3.3 Grupos electrógenos:

Los grupos electrógenos a diésel son sistemas que abastecen de energía eléctrica a poblaciones concentradas o nucleadas, y el abastecimiento se realiza mediante pequeñas redes, que generalmente funcionan con tensiones de 220 o 380 V. En algunos casos, cuando se trata de poblaciones con una extensión de red de más de un kilómetro o con potencias a distribuir, se requieren instalar transformadores de potencia que eleven la tensión para transportar la energía eléctrica sin arriesgar una posible caída de tensión que afecte la calidad de servicio. La característica principal de estos sistemas es que dependen de la provisión permanente de combustible subvencionado o no de parte del Estado.

Si bien los motores a diésel están diseñados para un funcionamiento continuo, en algunos casos en Bolivia se utilizan solo unas cuantas horas por la noche, por limitaciones técnicas, económicas y de disponibilidad del combustible.

6.3.4 Centrales nucleares:

El calor liberado por la fisión nuclear en un reactor calienta grandes cantidades de agua. El vapor a alta presión produce electricidad al pasar por turbinas conectadas a un generador.




6.3.5 Centrales mareomotrices:

Los movimientos de las mareas accionan una turbina que mediante un generador produce electricidad. Se habla de estas centrales con el objetivo de su consideración por la posible consideración en otro país, ya que en Bolivia no existe presencia de mar.

Actualmente existen tres tipos de centrales de esta fuente: Presas de mareas: se emplazan en desembocaduras y aprovechan las carreras de

mareas, el sistema es parecido al de las centrales hidráulicas. Su desventaja los elevados costos de construcción y mantenimiento.

Generador de corriente de marea: las corrientes mueven una sucesión de turbinas axiales con un sistema parecido al de los molinos de viento.

Energía mareomotriz dinámica: este método no se ha aplicado, es una teoría, pero se basa en combinar los dos procesos anteriores. La ejecución sería mar adentro fuera de la costa.

6.3.6 Centrales undimotrices:

La central undimotriz es igual a la mareomotriz, pero utiliza el movimiento de oleajes en lugar de las mareas. Su construcción puede ser tanto en la costa como fuera de ella y se basa en colocar las centrales allá donde existan corrientes marinas o zonas de alta generación de olas

6.3.7 Centrales de biomasa:

En este caso el calor se genera tras quemar materia orgánica, esta materia orgánica puede proceder de cualquier fuente: vegetal, animal, agrícola o cualquier otro residuo. Por lo que puede tener un carácter muy heterogéneo.

Estas transformaciones pueden ser a través de combustión directa, gasificación, pirolisis y la biometanización (biogás).

6.3.8 Centrales geotérmicas:

El sistema geotérmico es un sistema similar al de las centrales termoeléctricas, ya que se calienta agua para producir vapor que mueve una turbina. Pero en este caso se aprovecha el calor del subsuelo, es calor natural.

Energía originada por el calor interno de la tierra que actúa sobre depósitos de agua meteórica almacenada en reservorios de capas freáticas produciendo vapor y agua caliente cuando salen a la superficie y puede ser aprovechable para la generación de energía eléctrica. También se da el caso de inyectar agua desde la superficie terrestre mediante el uso de una tubería y por una segunda se recibe vapor como producto del intercambio de energía.




Un campo geotérmico que se presta para un desarrollo energético debe tomar en cuenta la identificación de las manifestaciones geotérmicas, la prospección para la perforación, la evaluación física, química y geológica del reservorio, así como la determinación la calidad y cantidad del recurso geotérmico encontrado y la distancia a los centros de consumo de energía.

La aplicación de esta energía está relacionada con las características del reservorio podemos clasificarlas en:

Recurso de alta temperatura (más de 150ºC), se aprovecha para generar electricidad.

Por debajo de los 100ºC, también para generar energía eléctrica y para sistemas de calefacción o refrigeración.

Con temperaturas bajas (30ºC) uso exclusivo para calefacción.

Actualmente en Bolivia hay un proyecto en desarrollo de una central geotérmica que permitiría la generación de 60MW, sería la primera experiencia. En Centroamérica, hay una gran experiencia en centrales geotérmicas especialmente en El Salvador con más de 200 MWs instalados.

6.3.9 Centrales hidroeléctricas:

Estas centrales no necesitan calor, son distintas a las anteriores, lo que se realiza es un aprovechamiento con un salto de agua (Energía Potencial) que genere energía cinética y tenga la fuerza necesaria para mover una turbina hidráulica. Se suelen construir en presas, pero también se pueden construir en canalizaciones abiertas o cerradas (tuberías forzadas o penstock).

La evaluación del potencial hidro energético para fines de generación de energía eléctrica es cuantificada a través del caudal medio (Qm) y la altura de aprovechamiento (H). Además, es importante conocer la distancia entre el lugar de aprovechamiento del recurso hídrico y la comunidad beneficiada. Este último dato también nos permitirá determinar la inversión de las redes eléctricas.

En menor dimensión encontramos las micro centrales hidroeléctricas (MCH) son sistemas que aprovechan recursos hídricos y pueden garantizar el suministro de energía eléctrica las 24 horas al día, durante todo el año y en condiciones técnicas de suministro de energía eléctrica de 220 o 380 V. El sistema está constituido por obras civiles, que tiene obra de toma y un azud para desviar el curso del agua hacia los equipos de generación (turbinas).

El sistema eléctrico consta de un generador que suministra energía eléctrica, la cual es transportada y distribuida hasta los consumidores mediante redes eléctricas.

La instalación de una MCH es posible en lugares que cuenten con recursos hídricos aprovechables, tanto por caudal por altura o desnivel del río. Es recomendable pensar en la instalación de estos sistemas cuando se dispongan de alturas o desniveles mayores a 10 metros.




Esquema 3: Microcentral hidroeléctrica. Generación, transmisión y distribución.

Esquema 4: Micro central hidroeléctrica. Sistema de derivación y salto de agua.

En rangos mayores (hasta 1.000 KW), las centrales hidráulicas se clasifican como

minicentrales, las cuales tienen características similares a las micro centrales. A partir

de estas encontramos las centrales hidroeléctricas de alto rendimiento situadas en

presas, las cuales pueden alcanzar miles de MW. (No existe un standard para clasificar

al tipo de instalación según la potencia: pico-central, micro centrales (1KW-10MW,

Minicentrales (1-10MW), Centrales Hidroeléctricas de gran potencia, más de 10MW)

6.3.10 Centrales eólicas:

Aprovechan el flujo del viento mediante turbinas con aspas o paletas de configuración aerodinámica, y de esta manera se produce el giro de un eje que se acopla con un generador eléctrico. Estas centrales eólicas reciben el nombre de aerogeneradores.

Para sistemas pequeños se utiliza un aerogenerador de 12 o 24 V. La energía eléctrica producida es almacenada en baterías para el posterior consumo en equipos de corriente




continua, de manera similar a los sistemas fotovoltaicos.

Los sistemas eólicos con acumuladores de energía eléctrica son utilizados en instalaciones individuales por cada consumidor o grupos reducidos. Las generaciones de energía eléctrica con turbinas eólicas de potencias mayores a 10 kW son utilizadas para conectarse con redes existentes. Es posible tener configuraciones híbridas (eólica + grupo electrógeno a diésel, solar, etc).

La utilización de sistemas eólicos depende de la disponibilidad del viento, con una velocidad mínima de 3,5 m/s.

El siguiente esquema muestra los componentes básicos de un sistema de Aero generación:

Esquema 5: Sistema individual de Aero generación de energía eléctrica.

6.3.11 Centrales solares:

Las centrales solares se identifican dos tipos. Las termo solares que usan el calor del sol para calentar agua. Y las fotovoltaicas que transforma directamente la energía de los rayos de sol en electricidad, gracias a las células fotovoltaicas.

Las centrales fotovoltaicas aprovechan la radiación solar para convertirla en energía eléctrica mediante unas celdas fotovoltaicas interconectadas entre sí, conformando el llamado panel o módulo fotovoltaico.




Las celdas, compuestas por células fotovoltaicas, tienen una o varias capas de un material semiconductor y están recubiertas de un vidrio transparente que deja pasar la radiación y minimiza las pérdidas de calor. Los rayos del sol están compuestos por fotones que, al llegar a las células fotovoltaicas, impulsan a los electrones a moverse en las líneas del campo eléctrico creado en el módulo solar. Cuanto más intensa sea la energía solar incidente en el panel solar, mayor será el flujo de electricidad.

Para la creación de sistemas unifamiliares o pequeños grupos de personas existe la opción de adaptar el sistema para suministrar energía eléctrica corriente continua CC de 12 o 24 V, brindando un servicio básico de suministro de energía eléctrica para iluminación, el funcionamiento de la radio, televisión y el cargado de batería de celular, entre otros usos de baja potencia.

Una de las características principales del sistema fotovoltaico es que el suministro eléctrico se puede realizar mediante un sistema individual para cada consumidor o grupo reducido de consumidores. Los sistemas solares operan prácticamente en cualquier región del planeta, los paneles empiezan a generar potencia ni bien reciban la energía solar, está claro que la potencia dependerá de la cantidad de radiación solar recibida.

Se pueden utilizar los sistemas fotovoltaicos con unidades de conversión: de corriente continua (CC) a corriente alterna (CA) de 220 V. Sin embargo, debido a la eficiencia de un inversor típico, se perderá entre un 10 al 20% de energía en el proceso de conversión. La ventaja de un sistema en CC, es que el suso de la energía es directo, se tiene el inconveniente de requerir cargas de CC. Hay disponibilidad en el mercado para la mayor parte de los equipos usados por las familias en el área rural: iluminación, TV, radios, laptop, licuadoras de pequeña potencia en CC. Lo novedoso está en que los precios de los módulos solares han tenido una importante rebaja en el precio, lo que ya hace más atractivo al uso en AC en situaciones particulares.




El siguiente esquema muestra los componentes básicos de un sistema fotovoltaico:

Esquema 6: Sistema individual de generación de energía eléctrica con panel fotovoltaico.

Las energías principales de Bolivia las adjuntamos en el Anejo 5: ‘Las Energías renovables en Bolivia’. Y el ‘Calculo de potencial de las fuentes energéticas disponibles en Bolivia’ en el Anejo 6.

Si definimos al factor de carga como las horas (en %) que una planta opera al máximo en un periodo de tiempo, veamos una estimación de los factores de carga de distintas opciones de generación eléctrica:

TIPOS DE FACTOR DE CARGA

FACTOR DE CARGA

TIPO DE GENERACION

Factor de carga Base 90-98% carbón, Gas natural, Fuel, Biomasa, Centrales Nucleares, hidroeléctricas.

Factor de carga Intermedia 30-60% Solar térmica, Energía de olas, eólica off shore, pequeñas plantas de carbón.

Factor de carga Centrales de pico 5-30% eólica terrestre, Solar fotovoltaico, mareas.

Tabla 11: Clasificación de las plantas de generación en función de su FACTOR DE CARGA. Fuente elaboración propia a partir de los datos de cada tipo de generación




6.4 ALTERNATIVAS EXISTENTES PARA LA ELECTRIFICACIÓN RURAL:

Las alternativas las podemos agrupar en dos grandes grupos: on-grid y off-grid.

La alternativa on-grid son sistemas conectados a la red eléctrica, que incluye el sistema de distribución y las extensiones de redes.

Por otro lado, tenemos los off-grid, sistemas aislados, fuera de la red. Permiten el almacenamiento de la energía para su consumo cuando sea necesario, sin depender de la red eléctrica. Estos sistemas son llamados micro redes, Sistemas Aislados domésticos, la fuente de generación eléctrica depende del recurso energético disponible, la energía solar es una buena alternativa o una combinación de más de una fuente (sistemas híbridos).

En el documento de ‘Diseño fotovoltaico on-grid y off-grid’ del Equipo de Energía INDAP, Ministerio de Agricultura del Gobierno de Chile, redactado en noviembre de 2018 en la Región de Los Lagos se puede encontrar más información sobre esta comparativa.

6.4.1 Sistemas de distribución por red eléctrica:

El sistema mediante distribución por red garantiza una potencia necesitada por vivienda o por usuario cuando hay algunas aplicaciones productivas. El suministro viene por cable desde el punto de generación hasta el usuario final, la topología es:

Generación, se encuentra mayormente en zonas alejadas al punto de consumo eléctrico, el factor de ubicación depende de donde está localizada la fuente de recursos energéticos. Las fuentes de energía son cualquiera de las vistas en el punto 6.2 y con esta fuente de energía natural se transforma en energía eléctrica en las centrales explicadas en el apartado 6.3

La transmisión eléctrica. La energía generada y convertida en electricidad, se envía por líneas eléctricas de baja, media o alta tensión según sea la distancia hasta el o los puntos de consumo. Los transformadores se encargan de garantizar una tensión eléctrica adecuada, estos puntos de transformación son llamados subestaciones, que típicamente suelen estar al aire libre cerca de las centrales o en la periferia de las ciudades, aunque si no son de gran tamaño también pueden estar en la misma

localidad, dentro de un edificio. Al elevar la tensión se reduce la corriente, reduciendo así las perdidas por el Efecto Joule. Con este objetivo se emplazan las subestaciones elevadoras con transformadores que elevan el voltaje, pudiendo alcanzar hasta 230kV.

La línea de alta tensión, también conocida como línea de transporte, es el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión y tienen un diseño lineal.

Las redes en Bolivia se tiene la siguiente clasificación:

o Red de baja tensión hasta 1000 V




o Red de media tensión entre 1000 a 69KV, o Red de alta tensión entre 69 a 230 KV

La distribución de electricidad engloba la etapa desde la subestación de distribución (subestación reductora de voltaje) hasta los usuarios finales. El sistema de distribución tiene tipología radial y se distinguen tres fases: o La primera, la subestación de distribución que son el conjunto de elementos

cuyo fin es reducir los niveles de tensión elevada a niveles de tensión de distribución y/o trabajo.

o Circuito primario, esta primera engloba la red de reparto, con voltajes de 14.4 y 19.9 KV en sistemas monofasicos, complementando con 24.9 y 34.5 KV en sistemas trifásicos a 50 hz.

o Circuito secundario, forma la red de distribución de media y baja tensión con valores de 3.9KV, 6.9KV, 380V, 220V 110V.

Desde este circuito se abastece a industrias o domicilios finales. La última fase de la distribución, son líneas cortas que empiezan en un transformador bastante más pequeño a los anteriores descritos, bajando la tensión a valores de 220 a 380V formando la red de baja tensión, terminando estas en las acometidas que desembocan en los contadores de los usuarios.

Esquema 7: Topología de la red eléctrica. Fuente: ‘Lucera electricidad’




La topología de red eléctrica particularizada del departamento de Cochabamba lo encontramos en el Anejo 7: ‘Topología de la red en Cochabamba, Bolivia’.

Dependiendo del nivel de tensión del sistema y según el reglamento de calidad de distribución, se clasifican en redes de baja tensión con tensiones típicas de 220V y 380V (monofásico y trifásico respectivamente) y hasta 1.000V. Las de media tensión tienen tensiones superiores a 1.000V e inferiores a 69.000V, las tensiones más usadas para sistemas trifásicos son las de 24.900 y 34.500V, y para sistemas monofásicos las de 14.400 y 19.900V. Las redes de alta tensión son aquellas con más de 69.000V y se requieren subestaciones costosas pero necesarias para rebajar la tensión a niveles que permitan el suministro a los consumidores finales.

6.4.2 Sistemas de extensión de red eléctrica:

Una vez que está construida y en servicio una red eléctrica, se puede ampliar secciones o crear nuevas instalaciones e infraestructuras para dar el servicio a nuevas comunidades que lo soliciten o comunidades que no tenían este servicio básico. Para ello se realiza la extensión de red.

Esta implantación de red a nuevos usuarios puede tener límites técnicos por la capacidad de provisión de energía de la red existente, pero uno de los mayores problemas es el costo que representa la extensión de redes.

Si se da una limitacion por temas técnicos, se debe reconstruir parte de la red ya ejecutada con cambio de conductores o si es el caso, trabajar con tensiones más elevadas. Con estos ajustes se busca no tener caída de tensión fuera de norma en las colas de línea.

6.4.3 Sistemas por Microrred:

Se entiende como Microred eléctrica a un sistema aislado que utiliza un conjunto de micro generadores que trabajan como un grupo único interconectado para la generación de energía eléctrica.

Estos sistemas, también conocidos como sistemas ‘microgrids’, comprenden una distribución en baja tensión y sistemas de almacenamiento. Es importante que dentro de la gestión se mantenga un equilibrio entre generación y consumo. Esta gestión puede ser manual o automática con revisiones eventuales

La tendencia de las micro redes es utilizar fuentes de energía natural renovables, favoreciendo así a la sostenibilidad del proyecto, pero se puede utilizar cualquiera de las fuentes estudiadas en el punto 6.2. Una fuerte tendencia en la década de los 90 fue el uso de generadores con motores Diesel, a la fecha se identifican 4 características de este tipo de generadores: Bajo costo de inversión, alto costo de operación y mantenimiento, combustible no siempre disponible y elevados niveles de contaminación




Los componentes básicos que tiene una Microred son:

La planta generadora de energía.

Banco de baterías para almacenamiento de energía.

Red de distribución de baja tensión hasta los usuarios finales

Un sistema inteligente de control y gestión tanto en la unidad de generación, como en los usuarios consumidores finales.

Este sistema puede ser un sistema aislado a la red eléctrica o puede ser un complemento a esta. Normalmente funciona como sistema aislado, donde el sistema tiene que ser capaz de responder a posibles demandas energéticas dentro los límites de diseño. Podría ser también un sistema hibrido con conexión a red eléctrica convencional, en este caso sería un apoyo a la red y la potencia generada en la Microred podría invertirse a la red si hubiera exceso, mejorando la tensión de cola de línea.

Estos sistemas de microrredes tienen que tener dos requisitos fundamentales: La población posible beneficiaria, tiene que estar muy alejada de las redes

existentes y que no se prevea solución en un tiempo razonable.

La población debe estar concentrada, es decir las viviendas del núcleo a abastecer tienen que estar en un área reducida, para conseguir ejecutar la distribución en baja tensión sin incurrir en gastos extras para mantener los estándares técnicos, especialmente las caídas de voltaje.

He realizado la comparación con el análisis de la Escuela Superior de Ingenieros de Sevilla por Fco. Javier Ramón Ducoy sobre las ventajas e inconvenientes de este sistema que redacta en el documento de ‘Implantación de energías renovables en una planta de microrred’. Obteniendo la conclusión de las siguientes ventajas e inconvenientes:

Las ventajas de las micro redes son:

Puede ser una solución a corto plazo.

La inversión podría ser menor que para un sistema de red eléctrica convencional.

Permiten una buena calidad de suministro.

Podrían funcionar tanto en sistemas híbridos como en sistemas aislados.

Cercanía entre la planta generadora y el núcleo poblacional.

Cualquier sistema aislado, al tener extensiones de red más cortas tendrá menos perdidas que las redes convencionales.

Las micro redes podrían reducir la emisión de gases de efecto invernadero si se utilizan fuentes de energía renovables.

Los inconvenientes son:

Falta de una normativa específica y común para poder hacer una generalización Al ser un sistema que no se ha implantado por completo puede tener tecnologías

excesivamente caras.

Tiene que existir equilibrio entre consumo y generación, por lo que el consumo debe ser lo más regular posible




A efectos de crecimiento de población y aumento de viviendas consumidoras, se tendría que aumentar también los sistemas de generación y almacenaje, proceso más complicado y costoso que un sistema aislado domiciliario.

Esquema 8: Esquema de una microrred. Fuente: ‘Research Gate’

6.4.4 Sistemas independientes o domiciliarios:

Un sistema independiente o domiciliario es un sistema aislado que se coloca de forma individual en cada vivienda. Es un equipo básico interconectado que permite generar y consumir energía eléctrica en poco espacio.

La tecnología que incluye este equipo es:

El generador: es el que realiza la transformación a energía eléctrica, en este sistema se puede utilizar cualquier central generadora, pero se apuesta por los sistemas fotovoltaicos como primera opción.

La fiabilidad de los paneles fotovoltaicos, la reducción de los costos del panel y el poco mantenimiento necesario hace que sea la opción preferida. También se podrían utilizar otros sistemas como los aerogeneradores individuales si existiese un alto potencial eólico. La parte que debería preocupar más es el mantenimiento requerido al tratarse de equipos rotatorios.

El controlador de carga o regulador no es un transformador, su principal misión es evitar la sobrecarga y sobredescarga de la batería, y todo el sistema de seguridad de operación eléctrica (sobrecorrientes, cortocircuitos). El controlador de carga basa su funcionamiento en el estado de carga de las baterías.




La o las baterías o banco de baterías es el elemento de almacenamiento, la energía generada por la fuente de generación, es almacenada en estas baterías, para su uso en las horas requeridas. Por ejemplo, la energía solar y eólica, son fuentes de energía intermitentes, no están presentes todo el tiempo y el banco de baterías actúa como un elemento de regulación de suministro energético. La historia de las baterías es amplia, actualmente las baterías más sofisticadas son las Baterías de Litio y son las van ganando una alta presencia en el mercado.

Cargas, son los elementos que consumen energía y dan servicio al usuario. Dependiendo de la potencia de batería se podrán utilizar más servicios o durante más tiempo.

El regulador de carga es el nexo donde se unen todos los elementos. De él nace la distribución a la vivienda y también la conexión con la batería y la placa.

Hasta hace pocos años los altos costos que podían tener los sistemas fotovoltaicos hacían que el diseño fuera para corriente continua, sistemas de 12 V, esto tenía el inconveniente de que las cargas finales tenían que ser capaces de funcionar con esta corriente. Como la mayoría de usos de electrodomésticos, así como LED u otros instrumentos están creados en su mayoría para la utilización en CA, como es lógico por la ley de la oferta y la demanda hace que sistemas en CC tengan un catálogo mucho más reducido y sean más caros. Pero era la opción más rentable.

Sin embargo, en la actualidad la reducción de costos de paneles fotovoltaicos permite la conexión de un mayor número de placas y así poder conseguir voltajes aptos para la corriente alterna, no teniendo problema con los catálogos de productos finales. La magnitud de reducción de costos es de 400$ a 40$ en la actualidad, dando lugar a la batería como elemento más caro.

Las baterías modernas de litio, ya llevan integrado el inversor (sincroniza el voltaje y la frecuencia) a corriente alterna. Un aspecto negativo de la conversión de CC (12V) a CA (220V) es que siempre consume una potencia aproximada de 3W este inversor, pero es un valor razonable que se puede tener en cuenta (por ejemplo, si la placa es de 2000W pico, sabemos que aproximadamente 20W pico son destinados para el inversor)




Esquema 9: Sistema independiente o domiciliario, modelo Litio SHS AC-230V, 50Hz. Fuente: ‘Luces Nuevas’

Las ventajas son:

Puede ser una solución inmediata. Se puede utilizar para cualquier tipo de población, da igual que sea centrada o

dispersa.

Se puede adaptar tanto para corriente continua como para corriente alterna.

Es un equipo poco pesado con la optimización de baterías de litio y placas fotovoltaicas.

Es un equipo móvil, se puede transportar con facilidad.

La inversión es razonable, en función de la capacidad energética.

Permite dar servicio básico de energía

Podría funcionar en sistemas híbridos como en sistemas aislados

No emite gases de efecto invernadero.

Los inconvenientes son: Falta de una normativa específica y común para poder hacer una generalización

que adopte esta solución en comunidades aisladas.

6.4.5 Sistemas híbridos:

En el campo de las energías renovables, como ya sabemos, hay varias fuentes de energía que pueden ser utilizadas en formas muy diferenciadas, para suministrar un aporte adicional para el abastecimiento futuro de energía eléctrica. Dependiendo de la utilización, de las condiciones climáticas, así como de la estructura regional, se puede ver alterado el suministro de esta fuente de energía renovable, por eso nace el concepto híbrido, diferentes posibilidades de combinaciones.




Este sistema se centra en unir un sistema aislado, ya sea microrred o domiciliario, con la red eléctrica. La filosofía de este sistema cuenta con el aprovechamiento de la fuente renovable con el sistema aislado y utilizar la red en caso de que sea necesario (pueden darse circunstancias meteorológicas que así lo requieran). Por lo contrario, si generamos más energía eléctrica de la que consumimos, el exceso se invierte a la red eléctrica.

El esquema de este sistema es el de cualquier sistema aislado y en el controlador de carga tiene una toma más, siendo esta la acometida de la red eléctrica.

Algunos de los ejemplos de sistema hibrido son:

1) Generador diésel – solar Esta clase de sistemas, fue muy popular en la década de los 90. Muchas poblaciones aisladas tuvieron esta solución. En el tiempo fueron perdiendo popularidad debido a las dificultades de conseguir el combustible diésel y el alto costo de operación que esto representaba. Estos sistemas también han sido empleados en el área de telecomunicaciones y todavía están vigentes en muchos países porque debido a la demanda alta de energía de los sistemas, el uso del diésel representa una ventaja, a pesar de los costos adicionales del transporte de combustible hasta las torres de transmisión.

2) Generador eólico–solar Estas dos fuentes de energía eólica–solar funcionan con frecuencia de forma anticíclica, lo que conduce a una mejora en la nivelación de la oferta energética a lo largo del día. Debido al problema de acumulación de energía en grandes instalaciones, el caso más normal es que este concepto híbrido se combine con la red eléctrica en procesos comúnmente conocidos como inyección a red, donde la energía generada se inyecta en las redes de transmisión eléctrica.

3) Generador diésel–eólico-solar La combinación de instalaciones de energía eólica–solar con generadores diésel lleva a implementar sistemas híbridos que se proyectan para el abastecimiento seguro de redes aisladas. Esta combinación permite un servicio más confiable.

4) Generador diésel–red Este sistema híbrido se utiliza cuando se requiere garantizar el suministro de energía eléctrica; cuando la falta de servicio es vital y los daños son económicamente irreversibles, por ejemplo, en un determinado proceso industrial o en un hospital. Si bien la red es considerada como el sistema de suministro de mayor confiabilidad, cuando se presentan fallas, se utilizará el grupo diésel como sistema auxiliar, hasta que se solucione el problema. El funcionamiento del grupo electrógeno dependerá de la red. Como no se prevé que el uso sea diario (solo en situaciones de emergencia), es una aplicación muy extendida en su uso.




5) Generador MCH–diésel Este sistema híbrido de generación es otra alternativa en los sistemas aislados, bajo las siguientes condiciones: • Cuando no se llega a cubrir la potencia requerida por la MCH, por falta del recurso hídrico, el grupo electrógeno puede entrar de respaldo, principalmente en horas pico. • Cuando se desea realizar un mejor del recurso hídrico en caso de deficiencias, haciendo funcionar como central principal la MCH y como central de punta el grupo electrógeno. El parámetro combustible será también determinante de evaluar en cada caso.

En la operación de estos sistemas se debe cuidar la sincronización de fase en ambos, es decir, verificando los niveles de frecuencia y tensión. Puede funcionar en paralelo e independientemente.

Esquema 10: Sistema hibrido. Fuente: ‘Luces Nuevas’

Para cerrar este capítulo de alternativas con posibles sistemas de aplicación se recoge un resumen en el siguiente cuadro:

Tecnología Tipos de Demanda Condiciones

Red eléctrica. Solución ideal para todo tipo de poblaciones. Su alto costo, en función de las distancias de interconexión a red es la mayor de sus limitantes.

Distancias no muy largas a redes existentes.




Motor a diésel. Población concentrada, fácil generación de usos productivos.

Combustible accesible.

Motor a gas natural.

Población concentrada, fácil generación de usos productivos.

Gasoducto disponible en la zona del proyecto.

Micro central hidroeléctrica

Población poco dispersa, usos productivos.

Caudal de agua suficiente y continuo.

Sistema aislado eólico.

Cualquier población, iluminación y comunicación, bombeo de agua.

Viento regular y suficiente, buen sistema de almacenamiento de energía.

Sistema aislado fotovoltaico.

Cualquier población, iluminación y comunicación hogares dispersos, postas, escuelas

Radiación solar regular y suficiente.

Sistema hibrido. Cualquier población que cumpla criterios técnicos, iluminación, usos productivos

Cercanía a redes eléctricas existentes y soportar conversión de energía eléctrica.

Tabla 12: Comparativa de distintas alternativas. Fuente: ‘Elaboración propia’

6.5 ALMACENAMIENTO:

Los equipos de almacenamiento son los elementos o dispositivos que son capaces de almacenar energía para el consumo a demanda del propietario.

Estos sistemas están formados por una batería o plantas de varias baterías. A lo largo del tiempo la evolución de estas ha sido constante, a continuación, explicamos los distintos tipos que se han utilizado hasta llegar a la mejor opción de hoy en día, las baterías de Litio. Todo indica que, para el futuro próximo, la tecnología de litio será una opción dominante y esto se puede apreciar en su evolución en aplicaciones de movilidad eléctrica.

6.5.1 Baterías de Plomo-Ácido:

Es la batería también utilizada para vehículos. La tensión que suministra puede ser de 6V, 12V, 24V u otro múltiplo de 2, ya que sus celdas-base son de 2V. La intensidad de corriente que puede suministrar puede ser relativamente grande.

Está formada por ácido sulfúrico y un conjunto de placas de plomo paralelas entre sí, en la colocación de las placas se alternan los polos positivo y negativo, si se hace la unión en serie se consigue sumar los voltajes, conexiones en paralelo consiguen aumentar la intensidad. El funcionamiento se da al crear un circuito cerrado. Las baterías están formadas por varios pares de electrodos en distintas celdas. El electrolito positivo es la placa de plomo recubierta por oxido de plomo II y el electrodo negativo por plomo esponjoso.




Cuando la batería se queda totalmente descargada, los electrodos cambian su naturaleza y es perjudicial para su vida útil. Se puede volver a reactivar si proporcionamos energía eléctrica que circule en sentido contrario para la recomposición de los electrodos. Es bueno para la batería sobrecargarla por tiempo limitado en alguna ocasión (proceso de ecualización), este pico evita la estratificación de los componentes, vulgarmente se puede decir que es una ‘limpieza de celdas’.

Es importante conocer los ciclos de trabajo de la batería y el porcentaje de profundidad de descarga. Estas baterías suelen tener pocos ciclos de carga-descarga. Lo óptimo para garantizar una buena vida útil es utilizar un 20-30% de la batería, no descargarla.

La formación por plomo acido hace también que sea vulnerable a la temperatura, su mejor rendimiento se da a 25ºC, temperaturas por encima de este valor acortan drásticamente su vida útil.

Hasta el año 2013, la tecnología dominante en baterías, para sistemas solares domésticos aislados (SHS, Solar Home Systems) eran las de Plomo Acido, el problema era que en la vida practica la vida útil de estas baterías iban entre 2 a 4 años y su costo iba en un alza constante por su alta dependencia del plomo.

Desde el año 2013, se ve una migración tecnológica que la describimos en el siguiente cuadro:

HASTA EL 2013 EN 2020

MODULO SOLAR

Eficiencia del 15%, vida útil más de 20 años

Eficiencia del 23%, vida útil más de 20 años

CONTROLADOR DE CARGA

Sistemas basados en microprocesador

Sistemas basados en microprocesador con funciones más complejas como la gestión de sistemas de prepago

DISPOSITIVO DE

ILUMINACION

Lámparas fluorescentes compactas, eficiencia 60 lúmenes/watt. Vida útil 10,000 horas

Lámparas LED, eficiencia 140 lúmenes/watt. Vida útil desde 10,000 a 60,000 horas

TIPO DE BATERIA

Plomo Acido, en baterías de buena calidad se alcanzan unos 1200 ciclos de carga con una profundidad de descarga menor al 50%. Muy dependiente de la temperatura. Muy pesadas y la practica demuestra que es el elemento más débil del sistema

Baterías de Litio LPF (Litio- fosfato-fierro), los ciclos de carga en sistemas solares ya van desde los 3000 hasta 8000 con casi 100% de descarga profunda. Bajo peso, alta fiabilidad

ESTADO DEL ARTE AL 2020

Tiende a desaparecer de los SHS (sin embargo, esta

Consolidación plena en el mercado de los SHS y empiezan




tecnología todavía es útil

para aplicaciones de alta demanda de energía)

a ser populares en sistemas de mayor potencia

Tabla 13: Evolución tecnológica. Fuente: elaboración propia

6.5.2 Baterías de Níquel-Cadmio:

Pueden ser baterías tanto de uso doméstico como de uso industrial. Están en desuso debido al efecto memoria y al cadmio (es muy contaminante) y sobre todo porque hay opciones tecnológicas muy superiores (Litio).

Sus principales características son: durabilidad alta (de alrededor de 2000 ciclos), permite descargas profundas que no alteren su vida útil, su eficiencia de carga descarga es de 70-90% y su voltaje es de 1,2V

Los dos grandes inconvenientes como decíamos son la alta contaminación del cadmio y el efecto memoria. El efecto memoria es un fenómeno que reduce la capacidad de la batería con cargas incompletas. Por ejemplo, si utilizas un 20% de la batería y se recarga, la batería va a reaccionar como si su capacidad fuera esa. La explicación de este suceso es por la formación de unos cristales en el interior de la batería, por una reacción química al calentarse la batería.

Utilización de estas baterías en sistemas aislados: Los modelos empleados para acceso universal a la energía con baterías de Níquel- Cadmio son sistemas pequeños, como las pico lámparas. Una pico lámpara es un sistema portátil que funciona como una linterna y tiene adaptador en el mismo objeto una salida USB de energía, para conectar radios o recargar celulares.

El tamaño de la batería y del panel solar, determina la capacidad de iluminación y de recarga y funcionamiento de dispositivos USB.

6.5.3 Baterías de Litio

Las baterías de iones de litio están diseñadas para almacenar energía eléctrica, para ello emplean como electrolito una sal de litio que consigue los iones necesarios para la reacción electroquímica reversible que tiene lugar en el cátodo y en el ánodo.

Estas baterías tienen una alta capacidad energética, resisten a la descarga profunda (casi 100%), y no tienen efecto memoria. Su vida útil, en función de la tecnología seleccionada, puede llegar a a 8000 ciclos de carga y descarga profundas. Entre otras ventajas, una de sus principales es la reducción de peso, estos componentes son ligeros permitiendo así optimizar la logística y comodidad en proyectos nacionales de algunos miles de instalaciones.

Hoy en día está avanzada esta tecnología consiguiendo calidad final en el producto, confiabilidad y larga vida. El tipo de batería empleado en Sistemas Solares Domésticos




(SHS) son las LPF (Litio Fosfato Hierro), es una batería muy estable y prácticamente no tiene riesgo de incendio, comparada a otras tecnologías también basadas en litio.

Utilización de estas baterías en sistemas aislados de Corriente Continua CC y corriente alterna CA:

El equipo utilizado en este sistema está compuesto por el panel fotovoltaico u otro generador de energía del estilo, una batería de litio, como por ejemplo los modelos LS- AC (de 3000 ciclos, 2kW y 220V para CA), SHSxx (de 3000 ciclos y 12,8V), LSX (de 2000 ciclos, 12V en CC), LS y muchos otros modelos, estas baterías tienen integrado el regulador de carga, después tienen distintos cables con longitud variable que se adapta a situaciones reales de instalaciones en el área rural y por último las cargas.

Como podemos observar en el Esquema 9 pueden abastecer distintos LED, recargas de teléfonos móviles, radios y televisiones eficientes de bajo consumo. Se pueden incluir duplicadores de USB [cable 3], añadir paneles [2], dos baterías más una pico lámpara [2], se puede combinar y extender cables [6, 12 y 13]. El sistema de conexión es ‘Plug & Play’, permitiendo así una rápida conexión y asequible para la utilización de cualquier tipo de usuario.

Esquema 11: Sistema aislado domiciliario con batería de litio. Fuente: ‘Luces

Nuevas’

Las baterías que he podido utilizar en este sistema. Principalmente son el modelo LS, haciendo comparativa de este modelo puedo decir que tiene 2000 ciclos de uso, un móvil normal esta alrededor de 300 ciclos, por tanto, tiene una buena vida útil, estimada alrededor de 6 a 8 años. La tendencia actual es de trabajar con baterías con ciclos de vida iguales o mayores a 3000 ciclos




Esquema 12: Otro modelo de sistema aislado domiciliario con batería de litio de 128W/h. Fuente: ‘Luces Nuevas’

Adjuntamos en el Anejo 8 las ‘especificaciones técnicas de paneles fotovoltaicos y baterías de litio’.

6.6 USOS:

Los usos de la energía eléctrica se pueden diferenciar en dos grandes bloques: Energía básica pero útil y aceptada por las comunidades y lo otro, energía eléctrica que satisfaga plenamente la aspiración de las familias, incluyendo los usos productivos. La idea central es comprender el flujograma de la energía (Pag XX)

6.6.1 Usos productivos:

Si bien es deseable que la energía permita tener usos productivos en diversas áreas de actividad económica, es todavía un concepto cuestionado. El proyecto de electrificación Rural con redes eléctricas, el consumo familiar mensual de la mayoría de las familias no pasa de 30 KWh por mes. La sola disponibilidad de Energía no representa la generación de desarrollo. La energía es una condición, pero no es suficiente.




6.7 CONCLUSIÓN Y PROYECCIÓN DE FUTURO:

Después de estudiar los distintos sistemas y las distintas baterías podemos sacar la conclusión de que el sistema con más opción para paliar la problemática planteada es un sistema que incluya paneles fotovoltaicos y baterías de litio.

Hasta hace unos años los focos eran de 11W y con un ángulo de incidencia de 360º, en la actualidad se tienen focos LED de 2W y con un ángulo de incidencia de entre 110 a 160º Que lleva la iluminación al área útil de actividad, con los 2 watts de potencia de la lampara LED, se consigue igual o mejor prestaciones que las lámparas fluorescentes predecesoras.

También podemos decir que los rendimientos antes eran de 60lm/w, ahora llegan fácilmente a mas de 140lm/watt.

El panel fotovoltaico se convierte en el elemento más fiable del sistema, su probabilidad de fallo es de 1/1000 gracias a los avances tecnológicos, la eficiencia y el costo han tenido importantes avances los últimos años. Mayor eficiencia, significa menos superficie de panel fotovoltaico.

Por el abaratamiento de costos del panel, ya se vuelven atractivas las opciones de Sistemas Solares Domésticos en Corriente Alterna, esto tendría la ventaja de disponer de dispositivos comúnmente utilizados en el área urbana (funcionamiento en CA). Sin embargo, para programas masivos, la opción de Corriente continua en 12 Voltios sigue siendo la primera opción.

Controlador inteligente que permite que el elemento menos fiable (la batería) pueda tener la vida útil estimada

Reducción muy significativa en cuanto a peso, aspecto muy importante para el acceso universal. Si lo comparamos con años atrás los equipos podían pesar 50kg donde la batería de Plomo-Ácido ya pesaba 30kg, en la actualidad, el equipo completo con prestaciones equivalentes pesa menos de 10kg. Este concepto es muy importante en todos los aspectos, desde la logística del repartidor inicial, ya que con un equipo antiguo un vehículo grande máximo podría transportar 5 SHS, por problemas de espacio y peso, y si se diera la necesidad de hacer transporte en animales de carga (falta de caminos), la limitación sería mucho más restrictiva (por espacio, peso, desequilibrio de carga, etc.)

La optimización de intensidad de los 100 A de la batería tradicional la equivalencia en cuanto al servicio a los 7 A de la batería de litio.

En Bolivia, en la mayoría de las regiones la radiación media diaria, varia entre 4 a 6 horas-sol día. Hay condiciones favorables para el uso de Energía Solar.




7 LA ECUACIÓN DE LA ENERGÍA

El Acceso Universal a la Energía y las fases de desarrollo:

El Acceso Universal a la Energía, no necesariamente debe implicar un proceso de electrificación, aunque sea deseable, deberíamos verlo como un proceso de soluciones por etapas. Habrá soluciones de Electrificación (Extensión de redes, microrredes y otras tecnologías novedosas e interesantes) y habrá soluciones de ACCESO a la Energía (por ejemplo, pico lámparas).

7.1 ANÁLISIS DE LA ECUACIÓN DE LA ENERGÍA

Analicemos la ecuación de la Energía, ninguna tecnología ni opción queda excluida, teniendo la seguridad que no es posible pensar en una solución de únicamente extensión de redes eléctricas, hay que pensar en todas las variables:

Red

AUE= ∑(Red + Ext.Red + MicRedes + SistLitio + Pico(Eólico-Hidro ) + Picolamp) i=Solución familia

Red: red eléctrica convencional, tendido de cables eléctricos

Ext. Red: Extensión de redes convencionales, a partir de redes eléctricas ya existentes.

MicRedes: Micro redes, sistema centralizado de energía, solución aplicada en lugares remotos donde la extensión de redes se hace muy costosa y las viviendas a electrificarse no están dispersas. Necesitan un centro de almacenamiento de energía y la fuente de generación puede ser de distinta índole, según el recurso energético existente: Hidroeléctrico, solar, eólico, etc. Las mayores dificultades encontradas para la aplicación de esta opción (muy interesante tecnológicamente hablando): En el área rural hay alta dispersión en una gran mayoría de comunidades, no son muy pobladas y siguen siendo proyectos de alto costo que ningún país podría darse el lujo de planteárselo como solución base. Pero es una opción, cuando se presente la oportunidad.

SistLitio: Sistemas Solares familiares en base a baterías de litio de tercera generación (en DC). Apuntadas como la primera de las opciones para lugares alejados y de alta dispersión, satisface las condiciones mínimas necesarias (Iluminación, Comunicación, laptop, aplicaciones básicas) y la experiencia ha demostrado una alta aceptación por parte de los usuarios. En el caso de Bolivia, se estima que el 60% de las familias sin acceso a la Energía podrían optar por esta solución.

Pico-Eolico-Hidro: Dentro de la oferta de soluciones energéticas, también hay soluciones familiares de pequeñas centralitas hidroeléctricas (pico-hidros) y de pequeños sistemas eólicos (pico-eólicos), hasta un rango de potencia de 500 watts. En programas masivos de AUE, debería evitarse el empleo de sistemas que tengan maquinas rotativas, las tareas de atención a la operación y mantenimiento deberían reducirse drásticamente. Siguen siendo opción, pero en desventaja comparada a la solar.

Picolamp: Una solución muy apreciada si es comprendida como: “…el primer paso de la solución, no es la solución final…”.




Si el 2010 en Bolivia se hubiesen invertido 35 Millones de dólares, las familias podrían haber ahorrado unos 500 millones de dólares (gasto en velas y pilas) hasta este 2020, disponiendo además de una alta calidad de iluminación, mejora de la salud y calidad de vida, mejores condiciones de estudio, recarga del celular. La historia de Bolivia es la historia de muchos otros países. Faltaba mas conocimiento del problema.

Solución Familia: Es una solución de familia, que atiende necesidades energéticas transitorias, considerada como la primera solución, en función de lo posible.

7.2 PROCESO DE LA ECUACIÓN DE LA ENERGÍA

En un proceso ordenado, la ecuación de la energía será dinámica, las soluciones básicas irán migrando a soluciones de mayor oferta energética, será un proceso continuo, ‘…NADIE queda en el Camino…’.

El AUE pleno (Energía que demanda la gente, usos productivos con limitaciones (los sistemas de litio NO podrán cubrir una demanda irrestricta no hoy ni en los siguientes 10 años) debería lograrse repotenciando lo que haya que repotenciar

7.2.1 A Medio Plazo

En un escenario a mediano plazo, la ecuación podría verse simplificada a lo siguiente:

Red

AUE= ∑(Red + Ext.Red + MicRedes + SistLitio) i=Solución familia

La solución base empieza con sistemas de LitioSolar, las soluciones pico salen del esquema, pero ya habrían cumplido su función.

7.2.2 A Largo Plazo (muy largo plazo)

¿Será que las soluciones familiares de Litio serán desplazadas de la Ecuación? Veamos:

Red

AUE= ∑(Red + Ext.Red + MicRedes) i=Solución familia

La solución base serían las micro redes, no creemos que pase solo esto. ¿Cómo pensar en soluciones de micro redes cuando miles de comunidades entre 10 y 30 familias, están separadas 3 kilómetros?

El ACCESO UNIVERSAL A LA ENERGIA debería serlo tal cual, no se descartan tecnologías, pero hay momentos en que tecnologías depuradas, tecnológicamente atractivas, no van a encontrar aplicaciones reales. Si hubiese los recursos económicos suficientes, que no afecten al desarrollo de OTROS servicios básicos, no sería tan restrictiva la selección tecnológica.




Prevemos que las unidades familiares aisladas de litio-solar van a seguir siendo muy importantes. Habría que abrir una discusión sobre políticas de re-potenciamiento, pero primero empezar un proceso AUE.



8 PROYECTO CONSTRUCTIVO DE ELECTRIFICACIÓN 8.1 INTRODUCCIÓN En el siguiente capítulo se desarrolla la parte constructiva con los cálculos necesarios para justificar la solución de la solución mediante red eléctrica para la comunidad de Tipas 8.2 ELECTRIFICACIÓN COMUNIDAD TIPAS (PLANIFICACIÓN CONVENCIONAL) El objetivo de este capítulo de planificación convencional para el Proyecto Constructivo de electrificación de la comunidad de Tipas, es establecer criterios básicos y metodologías para el diseño de proyectos de electrificación rural mediante extensión de redes eléctricas aéreas, energías alternativas y energías renovables. El diseño de un proyecto de electrificación rural mediante una planificación convencional deberá ser efectuado por un profesional especializado en el área, con formación en ingeniería eléctrica, ingeniería electromecánica o ingeniería civil. La experiencia del proyectista deberá ser determinado por la entidad contratante de acuerdo con el tamaño y complejidad del proyecto. 8.2.1 Sistema Red eléctrica. Proyecto constructivo bajo lineamiento MEPER Todo proyecto nace como respuesta de subsanar un problema o satisfacer una necesidad. En este apartado se plantea la solución mediante sistema de red eléctrica utilizando el Plan Nacional de MEPER a la población beneficiaria de la comunidad de Tipas, municipio de Totora.

8.2.1.1 Descripción del área de influencia Ubicación geográfica: El proyecto se ejecuta en la comunidad de Tipas, situado en el Distrito 1 del Municipio de Totora, en el departamento de Cochabamba, Bolivia. Especificando todas las subdivisiones de ubicación geográfica según la organización territorial nacional de menor a mayor tamaño e influencia, Tipas es una comunidad de la subcentral de San Isidro, en el Distrito 1 del Municipio de Totora, en la primera sección de la provincia de Carrasco, en la región de Valles Altos, del departamento de Cochabamba, Bolivia. En el siguiente Mapa 7 podemos observar la provincia de Carrasco, su ubicación provincial en Cochabamba y la división por municipios



Mapa 7: Ubicación Totora en la provincia de Carrasco y en Cochabamba. Fuente:

“Educa Bolivia”



La comunidad está situada al centro-oeste del municipio, siendo limítrofe con el municipio de Pocona. La subcentral a la que pertenece, San Isidro, es una subcentral con 4 comunidades: Tipas kuchu, Tipas, Molle Molle y Viscachani. A la vez subcentral perteneciente al Distrito 1 del municipio de Totora. De acuerdo a la regionalización del departamento de Cochabamba, el municipio de Totora es uno de los 12 municipios de la región del Cono Sur, está ubicado hacia el sur-este de dicho departamento, como podemos observar en el Mapa 8. El centro urbano se encuentra a una distancia de 142 Km. de la ciudad de Cochabamba, por la carretera antigua que vincula con el departamento de Santa Cruz y la carretera hacia el departamento de Chuquisaca.

Mapa 8: Mapa de los 12 Municipios pertenecientes al Cono Sur de

Cochabamba. Fuente: “Sistema de Planificación Integral del Estado (SPIE), Fundación Agrecolandes”

Posición georreferenciada. Latitud y longitud: Georreferenciadamente se extiende desde los meridianos 65º 45’ y 64º 42’ de longitud oeste y los paralelos 17º 12’ y 18º 03’ de latitud sur, con una altura que varía entre los 850 msnm hasta los 4.100 msnm. Concretamente la comunidad de Tipas está en las coordenadas 65º 14’ 30,5” de longitud oeste y 17º 44’ 12,9” de latitud sur.



Límites territoriales y superficie: Una de las mayores dificultades para la determinación de la extensión territorial, es la falta de definición de límites del Municipio, que genera conflictos sin resolver entre los municipios circundantes, esta situación se da porque muchas veces son los habitantes de una comunidad son los que deciden a que municipio pertenecer debido a los servicios que le pueden garantizar. Se estima que alrededor de los mil kilómetros cuadrados estarían en disputa y por resolver siendo significativa la extensión territorial y que actualmente altera la forma jurisdiccional del municipio; en el presente documento se toma en cuenta los conflictos, por tanto, la siguiente distribución por cada uno de los Distritos solo es referencial. De manera ilustrativa, el Municipio de Totora tiene una extensión aproximadamente de 2.665 km2, con la siguiente distribución por cada uno de los Distritos:

DISTRITOS SUPERFICIE (km) % del territorio DISTRITO 1 (TOTORA) 70,56 2,65%

DISTRITO AREPUCHO 660,06 24,77%

DISTRITO TIRAQUE “C” 832,63 31,25%

DISTRITO SUR-ESTE 268,56 10,08%

DISTRITO RODEO CHICO 191,87 7,20%

DISTRITO SUR 557,37 20,92%

ICUNA 83,65 3,14%

TOTAL 2.665 100,00%

Tabla 14: Extensión territorial por Distritos del Municipio de Totora. Fuente: Elaboración propia con base en “datos a la delimitación de los Distritos y Municipios de

los talleres de Sistemas de Vida de Totora, 2016.” Altitud, relieve y topografía: El municipio de Totora como ya hemos visto en el Mapa 7 tiene una forma longitudinal de norte a sur. Por tanto, mostramos el Gráfico 3 el perfil topográfico de norte a sur del municipio. Cabe destacar que el Distrito 1 donde está situada Tipas tiene una altitud de 2600 a 3000 msnm.



Gráfico 3: Perfil topográfico de norte a sur del municipio de Totora. Fuente: “datos de

GeoBolivia” Características sociales: En cuanto a los datos de censo para determinar el crecimiento de la población y las características socioculturales según el idioma que habla, esta sin actualizar. Los datos los podemos encontrar en la web de “Censos Nacional de Población y Vivienda, INE” donde observamos que desde 2012 no se ha actualizado. Según el director general del Instituto Nacional de Estadística (INE), Yuri Miranda en 2022 se volverá a realizar un censo nacional. Los datos de los tres últimos censos se muestra un estancamiento del crecimiento poblacional. De acuerdo a datos del censo de 1992 el municipio registró una población total de 13.995 habitantes donde la población por sexo esta equilibrada con un 50%, de varones y mujeres. Para el año 2001, la población desciende a 12.961 habitantes manteniendo el equilibrio de población por sexo, la población femenina representa el 49% y la población masculina representa el 51%, decrecimiento sustancial debido, fundamentalmente, al fenómeno de la migración campo-ciudad y hacia municipios o departamentos más prósperos, en busca de mejorar su condición de vida y de empleo. El Censo Nacional de Población y Vivienda 2012 consigna un incremento de la población de 14.665 habitantes registrados donde la población masculina llega al 52% y la femenina a 48%, como se muestra en el gráfico y tabla siguiente:

AÑO 1992 2001 2012

Total hombres 6986 6638 7582

Total mujeres 7009 6323 7083

Tabla 15: Crecimiento poblacional en Totora. Fuente: Elaboración propia en base a “datos de los Censos Nacional de Población y Vivienda (1992, 2001 y 2012)”.



Gráfico 4: Crecimiento poblacional en Totora. Fuente: Elaboración propia en base a

“datos de los Censos Nacional de Población y Vivienda (1992, 2001 y 2012)”.

Las características socioculturales del municipio de Totora según los datos del Censo Nacional de Población y Vivienda del 2012, como el idioma, muestran la predominancia del idioma quechua en el 80,51% de la población (11.249 habitantes), seguidamente con una diferencia abismal tenemos la población de habla castellana que llega a 12%, (1.723 habitantes), la presencia de población de habla aymara procedentes del altiplano que llega a 18 persona, de la misma manera se observa en el grafico posterior, existe una población mínima que habla otros idiomas como ser: Besiró (Chiquitano) e idiomas extranjeros inglés, italiano y portugués.

IDIOMA Quechua Castellano Aymara Inglés Italiano, Portugués

Bésiro Sin especificar

Población 11249 1723 18 4 2 1 976

% 80,51 12,33 0,13 0,03 0,02 0,01 6,98

Tabla 16: Población según el idioma que habla. Fuente: Elaboración propia en base a “datos de Censo nacional de población 2012”.

5600

5800

6000

6200

6400

6600

6800

7000

7200

7400

7600

AÑO 1992 AÑO 2001 AÑO 2012

6986

6638

7582

7009

6323

7083

Po

bla

ció

n

Año de censo

Crecimiento población

Total hombres Total mujeres



Gráfica 5: Población según el idioma que habla. Fuente: Elaboración propia en base a

“datos de Censo nacional de población 2012”.

La distribución de la población según grupos de tareas a realizar (división según la cultura local), determina lo siguiente: la población infantil de 0 a 4 años de edad representa el 12,83%; la Población en Edad Escolar de 5 a 19 años de edad son el 36%; la Población Adolescente/joven de 10 a 24 años de edad llega al 31,4%; la Población en Edad de Trabajar (10 a 64 años de edad) resulta ser el 65,08% y la Población de adultos mayores (65 a más años de edad) representa el 6,76% del total de la población del municipio. Asimismo, las Mujeres en Edad Fértil femenina comprendida entre los 15 a 49 años de edad, llegan al 20,06% del total de la población de Totora. Según la Pirámide de Edad, el Municipio asume los aspectos siguientes:

o La Población se concentra en los grupos de edad de 0 a 14 años, lo que permite afirmar que es un municipio con predominancia de Población Infantil, Población en Edad Escolar y Población Adolescente/joven.

o Se observa los procesos migratorios campo - ciudad que se vienen dando, donde la mayoría se concentra en el grupo de Población en Edad de Trabajar (PET), y también, las diferencias relativas que se dan según género.

o La población que retorna a sus lugares de origen son minoritarias, ya que no se avizora cambios profundos en la contextura de la pirámide o en los tramos superiores (principalmente en los hombres).

o A nivel de grupos de edad, las mujeres presentan bastantes intermitencias, se debe al carácter predominante de migraciones temporales.

11249

1723 18 4 2 1 976

QUECHUA CASTELLANO AYMARA INGLÉS ITALIANO Y PORTUGUÉS

BÉSIRO SIN ESPECIFICAR

Idioma de la población

Población



Gráfica 6: Pirámide poblacional Totora. Fuente: “datos de Censo Nacional de

Población y Vivienda 2012”. La población en edad de trabajar comprende a todas las personas de 10 años o más, que trabajan o buscan trabajo activamente, se utiliza generalmente como sinónimo de Fuerza de Trabajo o Fuerza Laboral. De acuerdo al Instituto Nacional de Estadística ésta población se divide en Población Ocupada y la Población Desocupada. Según los datos registrados por el INE, para el censo del 2012 el Municipio de Totora cuenta con 14.665 personas, de las cuales 10.984 que conforman el 74,9% se encuentran en edad de trabajar, es decir tienen 10 años o más, dentro de este mismo grupo poblacional se registra dos segregaciones que son la Población Ocupada con un total de 7.406, entre hombres y mujeres que conforman el 50,5% de la población total y la Población Desocupada con un total de 3.578, entre hombres y mujeres que conforman el 24,4% de la población total. El mayor grupo ocupacional se encuentra definido bajo el ítem de trabajadores agrícolas, pecuarios, forestales y pesqueros con un 81,8%. En la comunidad de Tipas el uso predominante es el agrícola.

Aspectos físico naturales:

En aspectos climatológicos podemos decir, de acuerdo al sistema de clasificación climática de Köppen, que por las características diversas en cuanto a fisiografía y formaciones ecológicas, hacen que cuente con una marcada variabilidad en su clima, ya que se distinguen en él, concretamente cinco ecorregiones con las siguientes identidades climáticas:

Clima Húmedo con corta estación seca

Clima templado y húmedo



Clima Seco

Clima lluvioso tropical

Clima de Puna En la zona de vida vertiente norte de yungas tropical, las temperaturas pueden estar entre los 35 y los 20 grados centígrados; en la zona de puna baja o transicional los valores de temperatura pueden estar, entre los 12 y los 8,5 grados centígrados; hay heladas en invierno y en la zona de vida cabecera de valles y valles las temperaturas pueden estar alrededor de los 16 a 17 grados promedio. El área a estudiar se encuentra en el valle, por tanto, con temperaturas promedias de entre 16 y 17 grados. Las máximas registradas están en el intervalo de los 21 a 28 grados, mientras que las mínimas en torno a 7 grados. Según las estaciones de Monte Punco y Totora. Las informaciones de los niveles de temperatura para el Municipio de Totora fueron extraídas de los registros de la Estación Meteorológica “Totora”, proporcionados por el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología de Cochabamba, actualizado para un período de 5 años. En cuanto a las precipitaciones, en la zona a estudiar de los valles, en la época de los meses de verano (noviembre, diciembre, enero, febrero y marzo), se define claramente la temporada de mayor precipitación con valores de entre 87 % de caída de agua, con relación al valor pluviométrico anual; en los meses restantes (abril a octubre), la época más seca, las precipitaciones son mucho más restringidas, con solo el 13 % de lluvia anual. Si se contabiliza por días lluviosos son de entre 70 a 80 días por año. Comparándolo con el norte del municipio es una zona poco lluviosa; ya que en el norte, zona de vida yungas, el promedio de días lluviosos es de 170 días anuales. En cuanto a valores de heladas en las estaciones del municipio, no registran heladas (nos referimos a estaciones del área de influencia para el municipio, porque en la sección municipal propiamente, no existe ninguna estación con registros de temperaturas mínimas). Igualmente, las temperaturas mínimas registradas en los meses críticos de invierno, están lejos de registrar valores por debajo de cero. Si bien es evidente que no se tienen registradas heladas en las dos únicas estaciones termopluviométricas del municipio (Totora y Monte Punco), es clara la presencia de heladas en algunas estaciones cercanas al entorno al municipio. Tal el caso de Mizque, donde en los meses de junio y julio, hay heladas de -1,1 y -1,4 ºC respectivamente. En Arani, el mes de julio tiene valores de -0,2 ºC y Tiraque acusa heladas también en junio y julio, con registros de -0,8 y -1,4 ºC respectivamente. Pero estas fuera del área de influencia de la zona de estudio.



La precaria cobertura de estaciones con valores de temperaturas en la sección municipal, no nos permite confirmar registros de este tipo en varios sectores del área de estudio, pero por información de algunos comunarios, asumimos que tanto escarchas, temperaturas límites, como heladas existirían, especialmente en las partes altas de las serranías, ya sea en forma esporádica o más frecuente, especialmente al influjo en invierno, del ingreso de los frentes fríos. Respecto a fenómenos de granizada no se tienen datos específicos en el municipio. La distribución de la misma, son difíciles de predecir y extraño que ocurra. Por lo que no supondrá un problema para el proyecto. En la zona de los valles, puede haber zonas con amenazas de sequías, especialmente hacia la parte más meridional del municipio, en la zona de la comunidad de Tipas, donde sólo se tienen hasta 600 mm de precipitación y un mayor déficit hídrico. Es allí, donde especialmente en época de estiaje, se manifiestan las mayores penurias, pues todas las tareas humanas, están restringidos por la falta de agua. Para contrarrestar la sequía es imprescindible mejorar y ampliar el proyecto de Cosecha de Aguas, como la multiplicación de la provisión de atajados, la implementación de aljibes para abastecimiento doméstico y una optimización extrema de todo tipo de recurso hídrico disponible.

8.2.1.2 Objetivo y alcance Identificación del problema: La energía eléctrica a través de redes de distribución es uno de los servicios básicos más importantes en el desarrollo de las actividades del hombre. Sin embargo, principalmente en las poblaciones del sector rural, no se dispone de este servicio básico debido a diversos factores, como puede ser: inaccesibilidad a la red de energía eléctrica por factores económicos y técnicos, falta de capacidad de pago por parte de la población rural, dispersión de la población, pobreza de las zonas rurales, etc. De acuerdo al análisis socioeconómico de la zona se pudo evidenciar la necesidad de abastecimiento de energía eléctrica para las familias, puesto que la oscuridad, no les permite extender sus horarios de trabajo en otras actividades como ser capacitación, producción de tejidos, artesanías, etc. y del mismo modo actividades de carácter social. También se debe mencionar las enfermedades respiratorias y deterioro de la vista de los integrantes de las familias, como consecuencia de la mala iluminación y los gases tóxicos que respiran al utilizar las tecnologías tradicionales (mecheros, velas y lámparas a gas).



Por otro lado, al utilizar los denominados energéticos tradicionales para iluminar sus ambientes, las familias corren riesgos de incendios y quemaduras principalmente los niños que están propensos a volcar los mecheros sobre sus cuerpos. Los gastos adicionales por la compra de pilas, para el uso de radio, resultan ser elevados, además del daño ecológico que representa el desechar estas pilas en el medio ambiente. Otro gran inconveniente es la adquisición de los energéticos tradicionales que implican en muchos casos un desplazamiento considerable hasta otras comunidades con el consiguiente tiempo requerido. En caso de adquirir los energéticos tradicionales en las mismas comunidades, los costos son mucho más elevados. Objetivo general: La no disponibilidad de servicio eléctrico en las zonas de estudio y el crecimiento de estos sectores hace necesario dotar a la comunidad de Tipas de un estudio factible y viable a diseño final de suministro de energía eléctrica contemplando una solución técnica y económicamente eficiente, además de permitir el desarrollo de la zona del proyecto, asimismo proporcionar toda la información técnica necesaria para la correcta construcción y montaje, además de los estudios adicionales necesarios relacionados con el proyecto a fin de garantizar su correcta implementación operación, administración y sostenibilidad del mismo. El proyecto pretende satisfacer la actual demanda de energía eléctrica además de apoyar el desarrollo social y económico de las comunidades identificadas, contribuyendo al mejoramiento de las condiciones de vida de la población, permitiéndoles el acceso a energía eléctrica para uso a través de las redes de distribución eléctrica. Se pretende también apoyar actividades productivas en la región. Objetivos específicos: Se tienen los siguientes objetivos específicos:

o A nivel familiar (Uso doméstico). Mejoramiento en el nivel de vida de los comunarios. Disminución de problemas de salud derivados del uso de los

energéticos tradicionales. Mayor aprovechamiento del tiempo en horario nocturno.

o A nivel comunal (Servicios básicos, escuelas y postas de salud).

Mejoramiento en los servicios básicos de la comunidad.



Mejora de las condiciones de Salud y Educación.

o Uso productivo Incremento de la producción por implementación de servicios. Incremento del tiempo de trabajo por ampliación al horario

nocturno.

o Disminución de efectos al medio ambiente Resultados esperados: Como consecuencia de la implementación del presente estudio de proyecto, se habrá mejorado considerablemente el nivel de vida de toda la población beneficiada del área rural. Asimismo, al contar con energía eléctrica confiable de buena calidad técnica y económica, se habrá incentivado a la implementación de algunos usos productivos en la zona 8.2.1.3 Estudio del mercado y su demanda El estudio del mercado y su demanda lo haremos en concreto de Tipas, por tanto, recordamos que pertenece al municipio de Totora es la Primera Sección de la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba y se encuentra ubicada en la región del valle altos de dicho departamento. La clasificación de valles altos es fundamental para poder encontrar los datos estipulados por zonas según el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas. El presente capítulo en el estudio de la demanda identifica los requerimientos energéticos asociados con los diferentes tipos de usuarios que requieren del servicio de energía eléctrica, entre ellos se tienen residenciales, en un segundo plano estaría la demanda para servicios generales, especiales y alumbrado público. En el estudio de la oferta se toma en cuenta las características de la infraestructura actual de electrificación, así como los potenciales energéticos locales disponibles en la zona de influencia. Análisis de la demanda de energía eléctrica: Con la implementación de este proyecto se espera generar un ahorro neto por unidad de energía, en relación al consumo de energéticos tradicionales (velas, pilas, diésel, y gas licuado), erradicando su uso generalizando la implantación como solución general. Considerando que este ahorro potencial puede ser volcado al nuevo sistema de energía convencional y a un precio menor, debido a las leyes que garantizan cuotas asequibles y más económicas que el uso de energía tradicional.



El objetivo principal es la identificación de las necesidades y características del consumo de energéticos dentro del área beneficiada de Tipas, con el fin de determinar y proyectar la demanda presente y proyectar la demanda futura, tomando en cuenta la información recopilada en el levantamiento de datos en el trabajo de campo en cuanto a la información de habitantes, número de familias existentes reales y los miembros que componen cada familia. Se pretende satisfacer la necesidad de energía eléctrica para uso doméstico en primer lugar y la unidad educativa, intentando llegar a su uso general, industrial, alumbrado público si fuese posible. Por último, se pretende que el proyecto sirva de incentivo a los usos productivos de la energía en comunidades localizadas en las zonas del proyecto que promuevan actividades que generen beneficios económicos sostenidos, además de ofrecer mejores condiciones de vida a las familias que habitan estas zonas. Identificación del número de usuarios: En una primera valoración en trabajo de oficina se detectan 88 casas, este trabajo es previo a la incursión de campo en la comunidad de Tipas. Podemos observar las casas en el Mapa 9 con globos blancos. Cabe destacar la diferencia entre casas y viviendas, siendo casas cualquier edificio visto desde el satélite el cual puede ser habitado, pero no garantiza que residan habitantes, mientras que una vivienda es un edificio habitado por una familia.



Mapa 9: Ubicación de las 88 casas inicialmente localizadas en Tipas. Fuente:

Elaboración propia Si comparamos los resultados de la comunidad con los datos del INE sobre el Censo Nacional de Población y Vivienda encontramos la incongruencia de que residen 53 núcleos familiares, estando estas 53 familias afiliadas a la comunidad. Información recogida también el Plan Territorial de Desarrollo Integral (PTDI), realizado por el Gobierno Autónomo Municipal de Totora. Esta diferencia de 35 casas o viviendas se puede dar por distintos casos:

o En primer lugar, porque los datos del Censo Nacional de Población y Vivienda está sin actualizar desde 2012 y cómo podemos observar en la Tabla 15 y en el Gráfico 3 existe una tendencia de crecimiento poblacional en el municipio de Totora.

o Por otro lado, seguro que alguna de las casas esta sin habitar, ya que su principal sector es el agrícola y algunos de los edificios serán cobertizos de herramienta o de apoyo para los jornaleros.

o Y por otro lado el error de visión o apreciación que se puede tener con el satélite.

Por tanto, la solución para poder hacer un proyecto correcto y con datos reales se precisa de una visita de campo y poder ver las viviendas reales habitadas.



Ejecutando este trabajo de campo y manteniendo una reunión con los vecinos de la comunidad se determina que el valor correcto es de 42 viviendas y 1 unidad educativa, como mostramos en el Mapa 10.

Mapa 10: Ubicación de las 43 viviendas localizadas en Tipas tras el trabajo de campo.

Fuente: Elaboración propia. Obteniendo la conclusión de que existen 43 edificios reales a electrificar y que la lista de afiliados es errónea, los datos del Censo Nacional de Población y Vivienda está sin actualizar y de que las comunidades por razones ya explicadas en el Bloque 1 de este proyecto intentar incrementar los valores con fin de obtener mayores beneficios. Categoría y cargas por tipo de usuario. Planilla de carga: En primer lugar, mostramos la Tabla 17 con los datos de la planilla de carga de la distribuidora eléctrica. Con el fin de proceder a la proyección de la demanda y energía, se agrupó a los usuarios en categorías de acuerdo al uso de la energía eléctrica.



Para ello, se tomó como referencia la categorización actual que se viene aplicando en el sistema de distribución, encontrándose esta categorización aprobada por la entidad que controla este sector para fines de tarifación.

o Categoría Residencial o Categoría General o Categoría Industrial (Especiales) o Categoría Alumbrado Publico

Tomando en cuenta los criterios de selección para las localidades a incorporarse en el proyecto, en esta planilla se clasifica las posibles categorías dichas y usos de energía y su potencia unitaria con el factor de simultaneidad. Teniendo el conocimiento de esta clasificación energética posteriormente se hace una encuesta comunal para determinar que usos tenemos en la comunidad.

Uso final de la Energía en : P. Unit. Inst (W)

Fac. Sim/Nº Usu.

Día (7:00-

18:00h)

Noche (19:00-6:00h)

Alum. Público: 125

1

Cat. Residencial

Iluminación Doméstica 60 0,08 0,42

Radio Grabadora 20 0,25 0,17

Televisor 60 0,08 0,08

Cat. General

Escuela:

Iluminación 60 0,17 0,08

Duchas 4500 0,08

Equipo Audiovisual de Enseñanza 200 0,08

Computadora 150 0,17

Vivienda Profesores 60 0,08 0,33

Posta o C. De Salud:


Duchas 4500 0,08

Frigoríficos 180 1 1

Viv. Personal de salud 60 0,08 0,33

Iglesia:


Sindicato:

Iluminación 60

Comunicaciones:

ENTEL 1000 1 1

DITER 500 1 1

Radio comunicaciones 500 1 1



Cat. Pequeña Industria:

Producción:

Matadero 6400 0,17

Desgranadora/francolladora 7500 0,25

Bomba de Agua 2014 0,33

Bomba de Riego 1865 0,42

Radio Aficionados 500 0,08

Tabla 17: Planilla general de uso energético, potencia unitaria y factor de simultaneidad. Fuente: Elaboración propia con los datos de MEPER y

distribuidora local ELFEC. Tras realizar las encuestas comunales y observar los hábitos de la población se realiza la planilla de carga de la comunidad de Tipas. Tenemos que existen dos categorías en esta comunidad, categoría residencial y general. La categoría residencial cuenta con tres lámparas, una radio y un televisor por vivienda (datos generales de la comunidad tras hacer la media de la encuesta realizada). En la categoría general encontramos un edificio público siendo este la unidad educativa, el cual está equipado con cuatro lámparas, una ducha, un equipo audiovisual, un ordenador y dos viviendas adosadas para el personal educativo.

Uso final de la energía

Nº de puntos o usuarios

Potencia unitaria (W)

Fac. Sim/Nº usu. Dia

Fac. Sim/Nº usu. Noche

Cat. Residencial 42

Iluminación Doméstica

84 60 0,08 0,42

Radio 42 20 0,25 0,17

Televisor 42 60 0,08 0,08

Cat. General 1

Escuela 1

Iluminación 4 60 0,17 0,08

Duchas 1 4500 0,08

Equipo audiovisual de Enseñanza

1 200 0,08

Ordenador 1 150 0,17

Vivienda profesores 2 60 0,08 0,33

Tabla 18: Planilla de uso energético, potencia unitaria y factor de simultaneidad de la comunidad de Tipas. Fuente: Elaboración propia con los datos de MEPER y

distribuidora local ELFEC. Para poder calcular la energía y la curva de carga diaria necesitamos saber cuánto tiempo se consume esta potencia y durante qué horas, la encuesta realizada en campo también recoge estos datos, estando recogido en la Tabla 19.



Uso final de la energía

1-4 5 6 7 8 9 10 11 12-17

18 19 20 21 22-24

Cat. Residencial

Iluminación Doméstica

5,04 5,04 5,04 5,04 5,04 5,04

Radio 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84

Televisor 2,52 2,52

Cat. General

Escuela

Iluminación 0,24 0,24 0,24 0,24

Duchas 4,5

Eq. audiovisual

0,20

Ordenador 0,15 0,15

Vivienda profesores

0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

Total (kW/h) 5,16 6,24 6,12 0,84 0,35 0,15 7,97 9,02 5,16 5,04

Tabla 19: Planilla de uso energético y durante qué horas al día se utiliza habitualmente. Fuente: Elaboración propia con los datos de MEPER y

distribuidora local ELFEC. Pudiendo saber la curva de carga diaria, donde podemos observar dos picos diarios, siendo el más elevado el de las últimas horas de la tarde, produciéndose a las 19h con una potencia de 9 kW.

Gráfico 7: Curva de carga diaria. Fuente: Elaboración propia con los datos de la

Tabla 19 Los cálculos se han obtenido de la siguiente forma: Demanda Residencial. Para el cálculo de la demanda es necesario tomar en cuenta los siguientes aspectos:

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

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

kW

Hr del día

CURVA DE CARGA DIARIA

S…



o Número de Clientes (Clientes) o Consumo especifico, CE (kWh/mes-cliente) o Factor de Carga, Fc o Periodo, T

𝐸 = 𝐶𝐸 × 𝐶𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠

𝐷𝑅𝑒𝑠 = 𝐸

𝐹𝑐 × 𝑇

Donde E = Consumo Residencial (kWh) DRes = Demanda Residencial (kW) Consideraciones sobre los factores de carga, de diversidad y de potencia: Dadas las características de la zona, de las actividades económicas y de los datos obtenidos en el campo, analizados en el diagnóstico, es necesario efectuar consideraciones especiales sobre los factores de carga y de diversidad tomando en cuenta que las demandas y consumos esperados presentan alta incidencia de crecimiento en la categoría residencial.

o Factores de carga: Para la determinación del factor de carga en la zona de interés, se han utilizado datos de localidades que se encuentran cercanas a las localidades beneficiadas y que tiene características socioeconómicas similares. Estos factores de cargas son determinados a partir de un método estadístico que toma como base el consumo específico mensual y el número de usuarios correspondientes a la zona. La metodología de la determinación del factor de carga: La determinación de la demanda máxima ha sido establecida empleando las recomendaciones de la REA en su boletín 45-2, la misma que es obtenida a partir de los niveles de consumo específico con el número de usuarios, utilizando los siguientes factores:

Factor de consumidor (factor “A”), definido como:

𝐴 = 𝐶 × (1 − 0,4 × 𝐶 + 0,4 × √𝐶2 + 40)

Que simula la variación de la diversidad en función de la cantidad de usuarios (C).



Factor de consumo (factor “B”), definido como:

𝐵 = (0,005925 × 𝐶𝑒𝑠𝑝)0,885

Donde:

C = Número de Usuarios

Cesp = Consumo específico de la clase, en (kWh/mes/usuario)

La demanda máxima de la categoría se obtiene como el producto de ambos factores; es decir:

𝐷𝑚𝑎𝑥 = 𝐴 × 𝐵 (kW) También podemos saber la 𝐷𝑚𝑎𝑥 por la curva de carga calculada, por lo que:

𝐷𝑚𝑎𝑥 = 9,02𝑘𝑊 Con los valores de Tabla 19: “Planilla de uso energético y durante qué horas al día se utiliza habitualmente” podemos hacer el sumatorio de potencias para obtener la energía consumida por día:

Demanda de energía diaria = 44,27 𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎 Demanda de energía anual = 16,16 𝑀𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜

La demanda de energía anual o consumo anual también se podría haber calculado con la siguiente ecuación:

𝐶𝑎 = 𝐶𝑒𝑠𝑝 × 𝐶 × 12

1000 (

𝑀𝑊ℎ

𝑎ñ𝑜) = 16,16 𝑀𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜

Conocido el consumo anual y su demanda máxima, se deduce el factor de carga para la categoría en cuestión. El factor de carga será:

𝑓𝑐 = 𝐶𝑎

8,76 × 𝐷𝑚𝑎𝑥 = 0,2 = 20 %

Donde: 𝐶𝑎= Consumo anual en MWh-año 𝑓𝑐 = Factor de Carga El consumo mensual promedio por cliente asumido para la determinación del factor de carga en localidades similares que cuentan con servicio de energía eléctrica, así como el número de usuarios correspondiente al Sistema Rural de ELFEC, fueron datos proporcionados por la Prefectura



de Cochabamba. El factor de carga actual del Sistema Rural administrado por ELFEC es de 24 %. Por tanto, ELFEC prevé que exista menos consumo anual o mayor demanda máxima. Este análisis de los factores de carga anteriormente mencionados ha servido además como base para la proyección de la demanda y de la energía.

o Factores de simultaneidad: Debido a las características del uso de la energía, las demandas máximas no se producen en forma simultánea, sino más bien están diversificadas en el tiempo, aspecto que es considerado para la estimación de la demanda, mediante los factores de diversidad o de simultaneidad. El factor de diversidad, es función de la cantidad de usuarios y sus correspondientes magnitudes, matemáticamente es el cociente de las sumas de las demandas máximas individuales y la demanda máxima del sistema.

sistema

i

dD

DDDf

max

)max2max1max ...................(

Para el presente proyecto han sido consideradas los siguientes factores de contribución porcentual a la demanda máxima estipulados por ELFEC en base al comportamiento en zonas rurales, estando situada la comunidad de Tipas en la zona de Valle Alto:

CATEGORÍA

FACTOR DE CONTRIBUCIÓN

ZONA ANDINA

ZONA VALLE ZONA

TROPICO

Residencial 0.9 0.9 0.9

General 0.8 0.8 0.8

Especial 0.0 0.6 0.4

Alumbrado Publico 1 1 1

Tabla 20: Factor de contribución según la categoría y las zonas. Fuente: Elaboración propia a partir de las estadísticas de ELFEC, información

proporcionada por la Prefectura de Cochabamba.

o Factor de potencia: En cuanto al factor de potencia de acuerdo al comportamiento del sistema actual y en base a comportamientos en sistemas similares, se ha adoptado para fines de proyección de la demanda un valor de 0,9.



𝑃𝑖 = 𝑆𝑖 × cos 𝛷

Donde:

cos 𝛷: Factor de Potencia = 0.9

𝑃𝑖: Potencia activa kW 𝑆𝑖: Potencia aparente kVA

Perdidas: Según los datos proporcionados por ELFEC a la Superintendencia de Electricidad se conoce que las pérdidas de energía del sistema son del 10%, correspondiente a las pérdidas técnicas y no técnicas. Pérdidas técnicas: Las pérdidas técnicas de potencia y energía que se presentan en la línea de media tensión, en los transformadores y redes de baja tensión, son del orden del 8 %. Pérdidas no técnicas: Se prevé que las pérdidas no técnicas (Robos, mediciones inadecuadas y administrativas) son del orden del 2 %, en el entendido que la empresa operadora local tiene una administración optima que minimiza este tipo de pérdidas. Con estos datos podemos obtener la siguiente tabla resumen:

Usuarios:

Total Usuarios 43

Usuarios Residencial 42

Usuarios General 1

Consumo de Energía:

Total Consumo anual (MWh) 16,16

Total Consumo día (kWh): 44,27

Total Consumo Residencial día (kWh) 38,09

Total Consumo General día (kWh) 6,18

Demanda de potencia:

Potencia Media (kW) 1,8

Potencia Máxima (kW) 9,02

Factor de carga:

Factor de carga (%) 20%

Factor de carga establecido por ELFEC (%) 24%

Factor de potencia:

f.p. 0,9

Perdidas de energía:



Pérdida total (%) 10%

Pérdida técnica (%) 8%

Pérdida no técnica (%) 2%

Tabla 21: Tabla resumen de usuarios, energía, potencia, perdidas y factores. Fuente: Elaboración propia a partir de los cálculos realizados.

Crecimiento de población: Cabe resaltar que los datos poblacionales pueden variar, por existir una importante cantidad de población flotante, es decir habitantes con residencia periódica en la zona. Esta inestabilidad se debe a las variaciones económicas de corto plazo, ya que una parte importante de este número de población se dedica a la agricultura como también actividades productivas en las ciudades. Se consideran dos tipos de crecimiento: crecimiento vertical y crecimiento horizontal. El crecimiento vertical corresponde a los usuarios residenciales definidos de inicio (Usuarios tradicionales). El número de usuarios permanece constante y el consumo específico va creciendo. El crecimiento horizontal se encuentran todos los usuarios insatisfechos y aquellos futuros usuarios que son fruto del natural crecimiento de la población nuevos usuarios

PROVINCIA

CONSUMO INICIAL AÑO 2006

CONSUMO FINAL AÑO 2015

CRECIMIENTO

ZONA VALLE kWh/

mes-cliente

ZONA VALLE kWh/

mes-cliente

ZONA VALLE %

CARRASCO 27 38 4,07

Tabla 22: Consumos específicos residenciales en la Provincia de Carrasco. Fuente: Elaboración propia a partir de las estadísticas de ELFEC, información


PROVINCIA

CONSUMO INICIAL AÑO 2006

CONSUMO FINAL AÑO 2015

CRECIMIENTO

ZONA VALLE kWh/

mes-cliente

ZONA VALLE kWh/

mes-cliente

ZONA VALLE %

CARRASCO 45 65 4,00

Tabla 23: Consumos específicos generales en la Provincia de Carrasco. Fuente: Elaboración propia a partir de las estadísticas de ELFEC, información




Proyección de la demanda y el consumo por categoría de usuarios: Para realizar la proyección de la demanda y de la energía se procedió primeramente a categorizar a los usuarios de acuerdo al tipo de uso que, de la energía, así mismo se determinaron los consumos específicos de acuerdo al tipo de usuario en cada población. Para la determinación de los consumos específicos se tomaron como referencia los resultados de los datos históricos registrados en zonas similares a la zona del proyecto correspondiente al Sistema de ELFEC, así como la consideración de los resultados obtenidos de las encuestas relativas a la disponibilidad de pago, determinado en base a su capacidad de pago, y a los gastos en que incurren para satisfacer sus necesidades energéticas que serán sustituidos por el servicio eléctrico continuo, como ser uso de velas, leña, pilas, mecheros, otros. Es necesario también aclarar que bajo el supuesto que el Sistema tenga satisfechos sus requerimientos de demanda, la red de distribución primaria y secundaria no será un limitante para un crecimiento uniforme. 8.2.1.4 Disponibilidad de recursos locales Siguiendo el procedimiento de MEPER, se tiene que establecer un manual donde se evalúa el potencial energético disponible en la zona de proyecto para fines de de generación de energía eléctrica en el área rural. Ya se ha hablado de estos recursos energéticos en el Capítulo 6 “Alternativas tecnológicas” En nuestro caso, en la comunidad de Tipas el único recurso energético local sería el solar. Ya que los demás recursos no serían viables:

o Hídrico: no existen ríos cercanos o Eólico: no existe viento de forma continua y con velocidad necesaria. o Geotérmico: no existe actividad geotérmica en la zona o Biomasa, gas natural, etc.: no existe fuentes cerca de la comunidad

Por tanto, la única solución sería solar o con distribución por red eléctrica. Como ya hemos explicado en esta parte del proyecto se realizará mediante red eléctrica. 8.2.1.5 Estudio de generación con diferentes tecnologías En casi la totalidad de los países, la estrategia más utilizada para dar acceso a la electricidad es la extensión de la red eléctrica. Sin embargo, esta estrategia es poco factible cuando se trata de llegar a zonas alejadas, dispersa, de difícil acceso y con baja densidad de población, una buena alternativa son los sistemas autónomos y descentralizados, basados en energías renovables.



Para diseñar estos sistemas, existen modelos matemáticos que consideran criterios técnicos y económicos. Vamos a explicar cómo se realizarán estos cálculos mediante la generación fotovoltaica, siendo la fuente posible y alternativa en la comunidad de Tipas. Generación fotovoltaica: Para el dimensionamiento de sistemas de generación fotovoltaica, destinados a la generación de electricidad es necesario contar con datos a nivel local, de la radiación solar media anual y sus características propias, la temperatura ambiente, entre otros parámetros. Así mismo es importante disponer con datos de ubicación del emplazamiento, departamento, provincia, municipio, sección, cantón, latitud, longitud, altitud. (Como ya hemos definido para Tipas en el inicio de este capítulo 8). Para el cálculo de la energía requerida, se evaluará el consumo de energía del número de equipos, potencia nominal y horas de funcionamiento por día como ya hemos hecho también al inicio del capítulo. El siguiente paso en la generación fotovoltaica es el cálculo de número de módulos o paneles fotovoltaicos. Para el cálculo de la cantidad de módulos fotovoltaicos, se deberá calcular los siguientes parámetros:

o Tiempo de potencia nominal (h/día) = Energía disponible (KWh/m2 día) / Potencia nominal (1 kW/m2)

o Potencia requerida (W) = Energía requerida (Wh/día) /Tiempo de potencia nominal. (h/día) x 0,8.

o Factor compensatorio de pérdidas = 0.8. o Nº de paneles FV = Potencia requerida (W) / Potencia pico panel FV (Wp).

Cálculo del número de baterías: Para el cálculo del número de baterías, se deben calcular los siguientes parámetros:

o Días de autonomía: Es la duración de los períodos regionales de días nublados continuos que deberán preverse para el dimensionamiento. Se puede adoptar un valor promedio entre uno a dos días de nubosidad que deberán ser satisfechos con energía eléctrica acumulada en las baterías, aplicando generalmente en sistemas fotovoltaicos cuya energía eléctrica está destinada al acceso de hogares dispersos y concentrados geográficamente.

o Días de autonomía = días. o Capacidad de la batería (Wh) = Energía requerida (Wh/día) x Días de

Autonomía (días). o Profundidad de descarga: Es el límite de descarga eléctrica permisible de

las baterías para asegurar la vida útil prevista por los fabricantes.



o Capacidad requerida de energía (Wh) = Capacidad de batería (W/h) / (Profundidad de descarga /100).

o Capacidad requerida de corriente (Ah) = Capacidad requerida (Wh) / Tensión de trabajo del sistema (V).

o Nº de Baterías = Capacidad requerida (Ah) / Capacidad nominal de la batería (Ah).

Las baterías fueron explicadas en el Capítulo 6: “Alternativas tecnológicas”. Dependiendo del tipo podemos encontrar baterías con distintas características de capacidad, tensiones, etc. Cálculo del número de reguladores: El sistema debe, tener la menor cantidad de reguladores, en caso de necesitar Instalarse más de uno, se calcula con la siguiente relación:

o Nº de Regulador = Nº de Paneles FV x lmax Nominal Panel FV x (1.1/ lmax Nominal Regulador).

o lmáx Panel FV = Dato de placa en el panel FV proporcionado por el fabricante.

o lmáx Regulador: Dato de placa en el Regulador proporcionado por el fabricante.

Los cálculos de la sección de los conductores: La sección de los conductores (cables), se calcula con la siguiente relación:

Secc. Conductor (mm2) = 2 x L x I / [56 x ΔV] Dónde: Longitud del conductor: L (m) Corriente a transportar: I (A) Caída de tensión admisible: ΔV (V) Caída de tensión admisible: 3% en circuitos principales y 7% en circuitos secundarios del valor nominal Conductividad del cobre = 56 m/Ω mm2 Nota: en todo instrumento que el cálculo sea decimal y sea un objeto que no se pueda dividir (como baterías, paneles, reguladores, etc.) se redondea a la cifra inmediata superior. 8.2.1.6 Ingeniería de proyecto El servicio básico de energía eléctrica en el municipio de Totora tiene una cobertura del 50,9%. La comunidad de proyecto cómo podemos observar en el Mapa 11 está sin electrificar, en una zona aislada y céntrica de distintas colas de red.



Mapa 11. Ubicación de la comunidad de Tipas y las colas de red de media tensión.

Fuente: Datos de línea de Media Tensión por distribuidora ELFEC Las redes de distribución de energía eléctrica en este municipio de Totora tienen una configuración en MRT (Sistema monofásico con retorno por tierra) proveniente desde Monte Puncu a Chillijchi pasando por Inca Cruce y Epizana de donde se deriva con conductor Nº 4 ACSR hacia la localidad de Totora. Este municipio puede ser alimentado también desde la localidad de Lope Mendoza suministrando directamente de energía a Inca Cruce. Para realizar la extensión de red hasta Tipas es preferible tomar la línea desde el Municipio de Pocona, para ello en la zona de Monte Puncu, en vez de seguir el ramal hacia Epizana se sigue el ramal dirección Chimboata y Ardilla, como vemos en el Plano de Situación “Distribución de AT desde Cochabamba”. La línea desde ese lado tiene las mismas características que la de Totora, conductor Nº 4 ACSR, la decisión se debe a razones de distancia.



8.2.1.6.1 Diseño eléctrico Características generales de la línea:

Tabla 24: Características generales de la línea. Fuente: Elaboración propia Características generales del conductor: El conductor que se va a utilizar es el ACSR (Aluminium Cable Steel Reinforced). Los conductores tipo ACSR están formados por alambres de aluminio duro colocados en capas concéntricas sobre un núcleo constituido por uno o más alambres de acero galvanizado. El uso de conductores tipo ACSR en redes de distribución permite extenderlos sobre vanos de mayor longitud, lo cual no es habitual con conductores de cobre. Esta cualidad es importante en el proyecto de Tipas ya que tenemos quebradas en forma de vaguadas, por tanto, podemos evitarlas con postes con mayor vano y a cotas similares, dejando en medio la quebrada sorteada.

Características generales de la línea:

Potencia 9000 W

Tensión nominal 14,4 kV

Tensión máxima 24,9 kV

Factor de potencia 0,9

Condiciones de la línea Con sol; Sin viento

Longitud de la línea

Línea de media tensión total 5,62km

Línea de baja tensión total 11km

Altitud

Cota máxima 3000

Cota mínima 2550

Cota media ponderada por vivienda 2650

Sistema eléctrico

Números de conductores por fase 1

Fases Monofásica

Sistema MRT Monofásico con retorno por tierra

Limitaciones de MRT

Nivel de cortocircuito 60 A

Corriente carga máxima 8 A



Los conductores tipo ACSR están protegidos contra la corrosión prematura, pues contienen un compuesto antioxidante interpuesto entre los hilos de acero y los de aluminio. Este conductor no presenta problemas en ambientes secos no contaminados y tampoco en ambientes húmedos. Para el caso de ambientes que puedan producir corrosión, se debe dar al conductor un tratamiento especial de grasa, lo cual evitará la entrada de contaminante al núcleo. Otros tipos de conductores locales son el tipo AAC (pero no puede extenderse sobre vanos largos) y Cables Multiplexados (más caros y aptos para regiones con abundante vegetación) Los calibres normalizados por la distribuidora ELFEC para este conductor tipo ACSR son: #2 AWG, #4 AWG, #1/0 AWG y #2/0 AWG Calibre del conductor: Se determina el calibre del mismo a través de los siguientes criterios:

o Corriente Máxima Admisible o Caída de Tensión Máxima Permisible

En derivaciones o ampliaciones de redes secundarias en donde exista ya un conductor normalizado, se deberá adoptar el calibre del conductor normalizado existente para la nueva red. En aquellos nuevos sistemas en donde no exista definido un conductor normalizado, como es nuestro caso para baja tensión en la comunidad de Tipas, deberá realzar el correspondiente análisis y cálculo del conductor económico.

o Corriente Máxima Admisible:

La Corriente Máxima Admisible en un conductor está relacionada con la

temperatura máxima que puede alcanzar producto de la circulación de

corriente.

Para dimensionar el conductor de la red secundaria, se tomará como

referencia la corriente máxima admisible en régimen permanente de los

conductores normalizados (en este caso ACSR) y a través del Cálculo de la

Demanda Máxima Diversificada para el último año de la Proyección de la

Demanda se calculará el correspondiente valor de la corriente que circulará

por la red secundaria la misma que deberá ser menor a la corriente máxima

admisible del conductor normalizado.



Para determinar la corriente de carga que circulará por el alimentador

secundario se deberá aplicar la siguiente fórmula:

𝐼𝑐 = 𝐷𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑉 × 𝑓. 𝑝.

Donde: 𝐷𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙= Demanda Máxima Diversificada Total de la población para el último año de la Proyección de la Demanda en kW. V= Tensión de suministro para baja tensión en kV f.p. = Factor de Potencia 0,9. IC = Corriente de carga en A (Amperios). La demanda máxima diversificada total es de 9,02 kW como vemos en la Tabla 21 de este Capítulo 8 en el apartado “8.2.1.3 Estudio del mercado y su demanda” siendo esta la potencia máxima en el estudio de demanda de la población, también se puede definir como carga conectada. Como podemos observar en la Tabla 23 y en la Tabla 24 sobre “Crecimiento del consumo especifico residencial” y “Crecimiento del consumo especifico general” respectivamente con el valor del 4,07% y del 4,00% en un periodo de 10 años. Teniendo en cuenta este crecimiento para los siguientes 10 años y el consumo total residencial de 38,1 kWh/día y el consumo total general de 6,2 kWh/día podemos calcular el consumo para el último año, calculando la ecuación ponderada de cada crecimiento con cada uso energético, como podemos observar en la Tabla 25, obteniendo el resultado de 46,1 kWh/día. De la misma forma se realizan los cálculos con la potencia obteniendo que tenemos un crecimiento de 0,367kW y por tanto una potencia a 10 años de 9,39kW

Total Consumo en un día (kWh/día): 44,3

Total Consumo Residencial (kWh/día): 38,1

Crecimiento consumo residencial: 4,07%

Incremento consumo residencial (kWh/día) 1,55

Total Consumo General (kWh/día): 6,2

Crecimiento consumo general: 4,00%

Incremento consumo residencial (kWh/día) 0,25

Incremento de consumo total (kWh/día) 1,8

Total Consumo a 10 años (kWh/día) 46,1

Total Potencia en un día (kW): 9,02

Total Potencia Residencial (kW): 8,9

Crecimiento Potencia residencial: 4,07%

Incremento Potencia residencial (kW) 0,362



Total Potencia General (kW): 0,12

Crecimiento Potencia general: 4,00%

Incremento Potencia residencial (kW) 0,005

Incremento de Potencia total (kW) 0,367

Total Potencia a 10 años (kW) 9,39

Tabla 25: Cálculo de Consumo y Demanda máxima diversificada a 10 años teniendo en cuenta el crecimiento. Fuente: Elaboración propia

Se destaca también que, como vimos en el análisis de la población, la tendencia de población es de decrecimiento por las distintas causas ya explicadas, sin embargo, el consumo experimenta un crecimiento. La explicación a esto se da con la estabilización de la población una vez electrificada (ya que pueden desarrollar actividades que les permita estar en su comunidad) y el incremento de consumo de cada familia una vez que se habitúan al uso de energía eléctrica.

Como se explica en el Capítulo 6 en “6.4.1 Sistemas de distribución por red eléctrica” el sistema cochabambino funciona con tensiones en:

Circuito primario, esta primera engloba la red de reparto, con voltajes de 14,4 y 19,9 kV en sistemas monofásicos, complementando con 24,9 y 34,5 kV en sistemas trifásicos a 50 hz.

Circuito secundario, forma la red de distribución de media y baja tensión con valores de 6,9KV 3,9KV 380V 220V 110V.

Con redes clasificadas en:

Red de baja tensión hasta 1000 V Red de media tensión entre 1000 V a 69kV Red de alta tensión entre 69 a 230kV

Por tanto, con los datos obtenidos podemos determinar la corriente de carga que circulará por la distribución secundaria. Como ya hemos explicado la primera parte de la red secundaria estará formada por un conductor en MT con el conductor normalizado justo anterior al enganche. Con tensión de 14,4kV y demanda máxima futura de 9,39kW.

𝐼𝑐 = 𝐷𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑉 × 𝑓. 𝑝.=

9,39

14,4 × 0,9= 0,724 𝐴

Donde: 𝐷𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = Demanda Máxima Diversificada Total de la población para el último año de la Proyección de la Demanda en kW. V= Tensión de suministro para baja tensión en kV 𝑓. 𝑝. = Factor de Potencia 0,9. 𝐼𝑐 = Corriente de carga en A (Amperios).



Como la distribución es MRT tiene que cumplir que la corriente sea menor a 8 A.

𝐼𝑐 = 0,724 𝐴 ≤ 8 𝐴 Por lo que se confirma que podemos realizar la distribución deseada.

En la Tablas 26 y Tabla 27 se muestran los valores de las corrientes máximas admisibles de los conductores tipo ACSR, ya sean multiplexados Tabla 26 o conductores desnudos Tabla 27, que se utilizan en redes secundarias de poblaciones rurales.

Nombre Calibre

Aislación PE:

Corriente

admisible (A)

Aislación XLPE:

Corriente

admisible (A)

Terrier Dúplex #4 AWG 110 125

Chow Dúplex #2 AWG 145 170

Hackney Cuádruplex #4 AWG 100 115

Aislación PE, temp. admisible: 40°C ambiente, 75°C conductor Aislación XLPE, temp. admisible: 40°C ambiente, 90°C conductor

Tabla 26: Corrientes máximas admisibles para cables multiplexados tipo ACSR. Fuente: Información de ELFEC, catálogo de fabricantes.

Nombre Calibre

Cte. admisible (A)

Con sol

Sin viento

Cte. admisible (A)

Con sol

Con viento

Cte. admisible (A)

Sin sol

Con viento

Swan #4 AWG 64 113 121

Sparrow #2 AWG 88 149 161

Tabla 27: Corrientes máximas admisibles para conductores desnudos tipo ACSR. Fuente: Información de ELFEC, catálogo de fabricantes.

Los valores de corriente para conductores multiplexados de la Tabla 26 corresponden a una temperatura ambiente de 40 °C, para temperaturas diferentes, los valores de dicha tabla deberán afectar por los valores de corrección de los valores de la Tabla 28.

Temperatura ambiente (°C) Factor de corrección

20-24 1,25

25-29 1,20

30-34 1,13

35-39 1,07

40-44 1,00

45-49 0,93

50-54 0,85

Tabla 28: Factores de corrección para temperaturas ambiente de 40 °C en conductores multiplexados. Fuente: Información de ELFEC, catálogo de

fabricantes.



En la zona de vida cabecera de valles y valles altos las temperaturas pueden estar alrededor de los 16 a 17 grados promedio, zona de la comunidad de Tipas como detallamos en el punto 8.2.1.1 “Descripción del área de influencia” Por lo que debemos de tener en cuenta un factor de corrección de 1,25 si utilizamos conductores multiplexados. La solución no tendrá conductores multiplexados, por lo que no tendremos que tener en cuenta este factor de corrección, pero se detalla en previsión de futuros proyectos por si fuera necesario. La solución según el criterio de Corriente Máxima Admisible y siguiendo con el conductor normalizado de MT es la utilización del conductor Swan #4 AWG el cual en condiciones de sol y sin viento como es en la zona del emplazamiento es capaz de soportar una corriente admisible de 64 A.

o Caídas de Tensión Máximas Permisibles: En redes primarias, se entiende por caída de tensión máxima permisible a aquella comprendida desde la barra de la subestación hasta el punto más desfavorable donde se sitúa el último transformador de distribución o el último consumidor conectado en media tensión. Las caídas de tensión en ramales y subramales del alimentador primario o puntos donde se ubicarán los transformadores de distribución, deberán estar dentro de los límites de tensión establecidos para Media Tensión de la Tabla 29.

Nivel de Calidad Rango admitido

Máximo Mínimo

Calidad 1 +7,5% -7,5%

Calidad 2 +9,0% -9,0%

Calidad 3 +9,0% -9,0%

Tabla 29: Niveles de Tensión Permisibles para Redes Primarias. Fuente: “Información de ELFEC, reglamento de Calidad de Distribución”.

Para nuestro proyecto siendo una red secundaria, se deberá verificar en alimentadores, ramales y subramales que las caídas de tensión porcentuales no sobrepasen los límites de Niveles de Tensión Permisibles establecidos para Baja Tensión de la Tabla 29

Nivel de calidad Tensión (V) Rango admitido máximo

Rango admitido mínimo

Calidad 1 220 +7,5% -7,5%

380 +7,5% -7,5%

Calidad 2 220 +9,0% -9,0%

380 +9,0% -9,0%



Calidad 3 220 +9,0% -9,0%

380 +9,0% -9,0%

Tabla 30: Niveles de Tensión Permisibles para Redes Secundarias. Fuente: “Información de ELFEC, reglamento de Calidad de Distribución”.

La decisión de conductores por tanto es el conductor #4 AWG para media tensión y el conductor #6 AWG para el de de baja tensión, el cual describimos en la Tabla 31.

Características generales del conductor:

Conductor Media Tensión

Tipo de conductor ACSR

Nombre Swan

Calibre #4 AWG

Req (Ω/ km) 1,353

Xeq (Ω/ km) 0,84

Diámetro (mm) 2,12

Sección (mm2) 21,14

Peso (kg/km) 85,5

Capacidad de corriente 140

Conductor Baja Tensión

Tipo de conductor ACSR

Nombre Turkey

Calibre #6 AWG

Req (Ω/ km) 2,152

Xeq (Ω/ km) 1,578

Diámetro (mm) 1,68

Sección (mm2) 13,3

Peso (kg/km) 53,7

Capacidad de corriente 106

Tabla 31: Características generales del conductor. Fuente: Elaboración propia.

Puestas a tierra: El sistema de MRT, como ya hemos explicado es una línea de transmisión de un solo cable que suministra energía eléctrica monofásica desde una red eléctrica a zonas aisladas con bajo presupuesto. Su característica es que se utiliza la tierra como retorno para cerrar el circuito, evitando así un segundo hilo (cable neutro). Por tanto, es fundamental detallar la puesta a tierra de inicio y fin de línea, ya que estas puesta a tierra influyen en las características de la línea, tanto en las caídas de tensión como en las perdidas de energía.



Las pérdidas técnicas de potencia y energía que se presentan en la línea de media tensión, en los transformadores y redes de baja tensión, son del orden del 8 % como detallamos en la Tabla 21 de este capítulo en el apartado de “perdidas”. De este 8% más del 7% son perdidas que se dan por el retorno de tierra. Con este motivo es importante explicar las características de la puesta a tierra. Estas se colocarán en el inicio de la red donde retorna cerrando el circuito y en cada cola de red donde comienza el retorno y por tanto se colocará otro electrodo.

o Debe de cumplir una serie de requisitos Las puestas a tierra tienen que cumplir las limitaciones de corriente, estipuladas en 8 A para cumplir los requisitos de seguridad. Que aguante esfuerzos mecánicos y cumpla las características técnicas. Además de proteger equipos y garantizar su fiabilidad, como es el caso de puesta a tierra en los transformadores.

o Sistema de puesta a tierra: El sistema de puesta a tierra está formado por electrodos enterrados en el suelo. Los electrodos de puesta a tierra empleados serán del material, dimensiones, diseño y número apropiados para el tipo de terreno existente. Deberán a su vez, garantizar una tensión de contacto que esté dentro de los niveles aceptables.

o Tipos de electrodos: Los electrodos de puesta a tierra pueden ser: electrodos horizontales de puesta a tierra o picas de tierra verticales o inclinadas hincadas en el terreno. Las primeras, las horizontales de puesta a tierra, forman una red mallada o en forma de anillo. Las verticales o inclinadas hincadas son tubos o barras que podrán estar formadas por elementos empalmables. Las picas que utilizaremos serán las verticales o inclinadas, estas además presentan ventajas cuando la resistencia del terreno decrece con la profundidad. Para su instalación se utilizan las herramientas necesarias que evite los daños de hincado del electrodo.



En nuestro proyecto se instala un electrodo por cola de red, además del electrodo inicial. En otros casos si se instalan varias picas, hay que respetar la distancia mínima de 1,5 veces la longitud de la pica. En la comunidad de Tipas no existen periodos de congelación, aun así, es recomendable que el electrodo estén a una profundidad suficiente de entre 0,5 y 1m para garantizar cierta protección mecánica.

o Conexiones entre fase y electrodo Las conexiones deben tener una buena continuidad eléctrica, por lo que tiene que tener unas características determinadas. Debe utilizarse los elementos apropiados para conectar la fase con el electrodo.

o Seguridad de personas y animales El sistema MRT es un sistema que puede ser peligroso si no se respetan los límites eléctricos, pudiendo circular a través de dicho animal o persona una corriente peligrosa. Existen estudios y demostraciones donde aparecen datos de la tensión admisible en función de la duración de corriente. Estos estudios tienen en cuenta características como: la corriente que circula entre manos y pies de una persona, resistencias de calzados típicos, probabilidad de fibrilación ventricular y la impedancia que puede tener un cuerpo humano.

o Para verificar el sistema de puesta a tierra se tiene en cuenta los valores de la siguiente Tabla 32



Tabla 32: Valores orientativos entre suelos y su resistividad y las

formulas necesarias para cada electrodo.

La intensidad máxima de corriente a tierra se tiene en cuenta sabiendo la tensión nominal de red y la impedancia equivalente del tipo de puesta a tierra, con ello podemos obtener la intensidad máxima de corriente de defecto a tierra. Se puede representar mediante un circuito equivalente de Thevenin.



Dadas las dimensiones de la obra estimaremos una resistividad eléctrica para el terreno de la zona, sabiendo que es arcilloso y de cultivo poco fértil, de forma generalizada. Puesto que esta varía según muchos factores. Entre ellos podemos destacar: (Tipo de suelo, mezcla de diversos tipos de suelos, suelos con capas estratificadas a profundidades y materiales diferentes, contenido de humedad, temperatura, compactación y presión, composición y concentración de sales disueltas, etc.). En cada caso deberían de comprobarse estas medidas en el propio terreno con un método adecuado como podría ser el método Wenner. La resistencia a puesta a tierra es proporcional a la resistividad del terreno. Estipulamos que la resistividad del terreno está alrededor de los 500 Ohm/m por ser terrenos arcillosos y cultivos poco fértiles. Y la longitud del electrodo es de 1,5m

𝑅 =ρ

𝐿=

500

1,5= 333,33 Ω

Donde: R= Resistencia del terreno (Ω) ρ = resistividad del terreno (Ω ·m) L= longitud característica del electrodo (m) Por lo que utilizando la formula empíricas estudiada anteriormente de un electrodo vertical y estas características tenemos que la resistencia a puesta a tierra es de alrededor de 333,33 Ω Como ya hemos destacado esta resistencia es mucho mayor a la resistencia que se puede generar en la línea (características del conductor de fase, el cual tiene impedancia de (Req = 1,353 (Ω/𝑘𝑚); Xeq = 0,84 (Ω/𝑘𝑚)), la calidad de ferretería y la distancia de la línea (5,62 km)) y por los transformadores. En cuanto a los apoyos en este proyecto tenemos postes de eucalipto de alrededor de 12m, por tanto, es un apoyo suficientemente aislante como para establecer más puesta a tierra en la distribución. Por tanto, el circuito completo es: una fuente de tensión al inicio de la línea, la línea con su impedancia característica, al final una impedancia que representa la carga con los kV con factor de potencia de 0,9, a continuación, está la resistencia de puesta a tierra de los distintos centros de consumo y por último la resistencia de puesta a tierra del transformador. Las pérdidas son proporcionales a la resistencia de tierra, justificando así lo que hemos explicado de donde del 8% de perdidas técnicas se tiene más del 90% de las perdidas en el retorno por tierra.



Aquí cabe destacar que la mayor parte de energía suministrada no es cobrada, de decir, el consumo energético es muy inferior a las pérdidas que existen. Pero hay que tener en consideración que estos proyectos se ejecutan con presupuestos reducidos, por tanto, es prioridad no poner un hilo más (neutro) por el costo de este conductor. Mientras que energía tienen suficiente para llegar a estos valores. Explicado de otra forma, el sistema funciona entendiendo el significado de eficiencia y eficacia. A la distribuidora eléctrica le interesa la eficiencia energética, por tanto, le interesa colocar neutro y tener rentabilidad con el paso del tiempo. Sin embargo, a la Prefectura del departamento o del país le interesa la eficacia, es decir, la rapidez de implementación de proyectos, teniendo el mérito de proyectos terminados. Siendo de obligación de las distribuidoras, la implementación de todos los proyectos posibles mediante el método más económico, por tanto, sistema MRT. Lógicamente la pérdida de rentabilidad de las zonas rurales por parte de las distribuidoras es recuperada por tarifas en las zonas densificadas. Cálculo de Caídas de Tensión: Las caídas de tensión en las redes primarias se calcularán en función de las potencias instaladas de los transformadores de distribución. En nuestro proyecto conectamos en la cola cercana a Tipas, por tanto, el cálculo de caída de tensión se hará en la red secundaria. Los datos de la red primaria son facilitados. Para su comprensión detallamos en el Anejo 9 como se calculan. El sistema de retorno por tierra MRT es una opción económica para el diseño de redes primarias, el cual puede ser utilizado en localidades que cuenten con baja densidad de carga y que no exijan a futuro interconexiones o ampliaciones del sistema eléctrico. Este sistema se limita por la caída de tensión máxima permisible, un nivel de cortocircuito de 60 A y una corriente de carga máxima de 8 A. El sistema MRT no deberá ser aplicado bajo las siguientes condiciones:

o Cuando la carga que pasa por el ramal MRT sobrepase los 8 A o presenten valores de carga superiores a los de la Tabla 33.

o Cuando generen desequilibrio de corrientes en los circuitos trifásicos. o Cuando se los quiera utilizar como un alimentador troncal.

El sumatorio total de las potencias nominales de los transformadores que se encuentren en un ramal MRT no deberá ser superior a los valores máximos establecidos en la Tabla 33.



Tensión kV Potencia instalada kVA

14,4 116

19,9 160

Tabla 33: Carga máxima para transformadores en un sistema MRT. Fuente: MEPER con datos de CIEEB

Las Tablas 34 y 35 muestran los parámetros eléctricos de conductores normalizados, la resistencia y reactancia inductiva equivalentes de la línea que toman en cuenta el retorno por tierra en un sistema MRT y además muestran los coeficientes unitarios de caídas de tensión para 14,4 kV y 19,9 kV con factor de potencia de 0,9 y resistividad del terreno de 100 Ohm/m sin tomar en cuenta las caídas de tensión en las varillas de puestas a tierra en los extremos de esta red.

VF-N = 14,4 kV; f.p.=0,9; p=100 Ohm-m; f = 50 Hz Calibre Rcc 20°C

Ohm/km Rca 50°C Ohm/km

Req Ohm/km

Xeq Ohm/km

G %/(kW-km)

# 4 AWG 1,332 1,578 1,628 0,845 0,00098550

# 2 AWG 0,840 1,031 1,081 0,847 0,00072157

# 1/0 AWG 0,528 0,671 0,720 0,843 0,00054624

# 2/0 AWG 0,417 0,538 0,587 0,835 0,00047992

# 3/0 AWG 0,331 0,433 0,482 0,825 0,00042672

# 4/0 AWG 0,263 0,352 0,402 0,806 0,00038315

Tabla 34: Parámetros y coeficientes unitarios de caídas de tensión para 14,4 kV en sistemas MRT. Fuente: MEPER con datos de CIEEB

VF-N = 19,9 kV; f.p.=0,9; p=100 Ohm-m; f = 50 Hz Calibre Rcc 20°C

Ohm/km Rca 50°C Ohm/km

Req Ohm/km

Xeq Ohm/km

G %/(kW-km)

# 4 AWG 1,332 1,578 1,628 0,845 0,00098550

# 2 AWG 0,840 1,031 1,081 0,847 0,00072157

# 1/0 AWG 0,528 0,671 0,720 0,843 0,00054624

# 2/0 AWG 0,417 0,538 0,587 0,835 0,00047992

# 3/0 AWG 0,331 0,433 0,482 0,825 0,00042672

# 4/0 AWG 0,263 0,352 0,402 0,806 0,00038315

Tabla 35: Parámetros y coeficientes unitarios de caídas de tensión para 19,9 kV en sistemas MRT. Fuente: MEPER con datos de CIEEB

Siguiendo estas tablas el conductor que hemos elegido tiene las siguientes características:



Calibre Rcc 20°C Ohm/km

Rca 50°C Ohm/km

Req Ohm/km

Xeq Ohm/km

G %/(kW-km)

# 4 AWG 1,332 1,578 1,628 0,845 0,00098550

Tabla 36: Parámetros y coeficientes unitarios de caídas de tensión para conductor #4AWG y 14,4 kV en sistemas MRT. Fuente: Elaboración propia según

la tabla 34 Perdidas de energía y potencia: El estudio de pérdidas de potencia en redes primarias es de suma importancia, debido a que en éstas las pérdidas representan costos significativos, motivo por el cual deben ser consideradas en el diseño. Sin embargo, en las redes secundarias si se compara con las anteriores tiene menor relevancia. El cálculo de pérdidas de potencia por Efecto Joule se hará para el último año de la proyección de la demanda y para los diferentes ramales y sub-ramales de la red primaria. La fórmula que se deberá aplicar es la siguiente:

∆𝑃 = 𝑃2 × 𝐿 × 𝐶𝑝

Donde: P = Carga acumulada al final de cada ramal o sub-ramal de la red primaria en kW L = Longitud del tramo, ramal considerado en km Cp = Coeficiente unitario de pérdidas en 1/kW-km ∆𝑃 = Pérdidas de Potencia por Efecto Joule en kW Los coeficientes unitarios de pérdidas para los distintos conductores normalizados se encuentran en la Tabla 37. Otra forma de determinar las pérdidas de potencia, será utilizando las potencias instaladas de todos los transformadores de distribución que se hallan al final de cada ramal o sub-ramal de la red primaria.

Sistema 24,9/14,4 kV; f.p. = 0,9

Calibre Fase

Calibre Neutro

Trifásico (3F, 4H)

Bifásico (2F, 3H)

Monofásico (1F, 2H)

ACSR ACSR Cp (1/kW-km) Cp (1/kW-km) Cp (1/kW-km)

# 4 # 4 9,2085E-07 2,2594E-06 9,0378E-06

# 2 # 4 5,7553E-07 1,4914E-06 5,9656E-06

# 1/0 # 4 3,6384E-07 1,0077E-06 4,0307E-06

# 2/0 # 2 2,8776E-07 8,4692E-07 3,3877E-06

# 2/0 # 1/0 2,2823E-07 6,9510E-07 2,7804E-06

# 4/0 # 1/0 1,8126E-07 6,0133E-07 2,4053E-06

Tabla 37: Coeficientes unitarios de pérdidas de potencia por Efecto Joule. Fuente: MEPER con datos de CIEEB



El cálculo de pérdidas anuales de energía por Efecto Joule se deberá realizar para cada año de la proyección de la demanda, aplicando las siguientes fórmulas:

𝐹𝑝 = 0,4 × 𝐹𝑐 + 0,6 × 𝐹𝑐2

𝐸𝐽 = 8760 × ∆𝑃 × 𝐹𝑝

Donde: Fp = Factor de pérdidas Fc = Factor de carga ∆𝑃 = Pérdidas totales por Efecto Joule en kW 𝐸𝐽 = Pérdida anual de energía en KWh

Nivel de aislamiento: El aislamiento de una línea aérea se elige en función de las sobretensiones que esta debe soportar, existen dos tipos:

o Externas, debida a descargas atmosféricas. o Internas, debida a cambios en el estado de funcionamiento del Sistema

Eléctrico, como ser fallas, variaciones bruscas de carga, de maniobra, conexión y desconexión de equipos y aparatos.

Los criterios que se deberán tomar en cuenta para la selección del aislamiento serán los siguientes:

o Sobretensiones por impulsos atmosféricos (1,2/50 us). o Sobretensiones a frecuencia industrial en seco (50 uz). o Sobretensiones por impulsos de maniobra (250/2500 us o similar).

Los aisladores más utilizados en redes de distribución se detallan en las siguientes Tablas 38, 39 y 40 del catálogo de fabricante facilitado en el manual MEPER.

Tipo de aislador Porcelana Vidrio

Clase ansi (Tensión) 52-1 52-3 52-4 52-5 52-1 52-4 52-5

Resistida de impulso atmosférico seco KV 70 100 100 100 70 110 110

Resistida a frecuencia industrial

en lluvia KV 25 45 45 45 32 40 50

en seco KV 55 70 70 70 - - -

Crítica de Descarga 50% Impulso

positiva kV 100 125 125 125 76 125 125

negativa kV 100 130 130 130 80 130 130

De descarga a Frecuencia Industrial

en seco kV 60 80 80 80 60 80 80

en lluvia kV 30 50 50 50 36 50 55

De perforación a Frecuencia Industrial Promedio kV

80 130 130 130 90 130 130

De Radiointerferencia de ensayo a tierra kV 7.5 10 10 10 7.5 10 10



Máxima de Radiointerferencia a 1 MHz µV 50 50 50 50 50 50 50

Características mecánicas

Carga electromecánica de rotura kN 45 70 70 120 45 80 120

Carga mecánica de rotura kN 22.5 35 35 60 22.5 40 60

Resistencia mecánica al impacto N-m 5 6,3 6,3 6,3 5 17 17

Características dimensionales

Carga electromecánica de rotura kN GR GB-16 GQ - GR GQ -

Carga mecánica de rotura kN - B - J Clevis Clevis B&S-J

Resistencia mecánica al impacto N-m - 16A 16C - - 16 -

Dimensión. Distancia de Fuga Mm 180 292 292 292 180 320 320

Dimensión: Distancia de Arco en Seco Mm 125 210 210 210 145 210 210

Dimensión: Diámetro Mm 160 254 254 254 175 255 255

Dimensión: Paso (espaciamiento) Mm 140 146 146 146 140 146 146

Tabla 38: Aisladores de suspensión utilizados en redes de distribución 14,4/24,9 kV y 19,9/34,5 kV. Fuente: MEPER con datos del “Catálogo de fabricante”

Tipo de aislador Poliméricos

Clase PDI-15 PDI-25 PDI-35

Características eléctricas (Tensión)

Nominal del Sistema kV 15 25 35

Crítica de Descarga 50% impulso

Positiva kV 140 200 325

Negativa kV 160 225 360

Crítica de Descarga 50% Impulso

Positiva kV 110 130 200

Negativa kV 75 110 160

de Descarga a Frecuencia Industrial

en seco kV 15 20 30

en lluvia kV <10 <10 <10


Peso Neto Kg 0,95 1,1 1,5

Carga mecánica específica kN 70 70 70

Carga mecánica de prueba a 50% kN 35 35 30

Resistencia mecánica al impacto N-m 47 47 47


Distancia de Fuga mm 406 660 836

Distancia de arco en seco mm 203 311 508

Diámetro mm 92 76 76

Longitud mm 318 445 635

Cantidad de campanas de 4 ¼’’ Pza 2 - 4

Tabla 39: Aisladores de suspensión poliméricos utilizados en redes de distribución 14,4/24,9 kV y 19,9/34,5 kV. Fuente: MEPER con datos del

“Catálogo de fabricante”



Tipo de aislador De paso Tipo Carrete

Clase ansi 55-3 56-1 56-2 56-3 HI-TOP 1114

53-2 53-4

Características eléctricas Tensión: Nominal del Sistema kV 15 24 24 36 15 1,2 1,2

Tensión: Resistida de Impulso Atmosférico en seco kV

70 125 125 150 - -

Tensión: Resistida a

Frecuencia Industrial

Bajo lluvia kV 25 50 50 70 - -

Bajo lluvia Horiz. kV - - - - 13,5 -

Bajo lluvia Vert. kV - - - - 10 -

en seco kV 50 90 100 115 22 -

Tensión: Crítica de Descarga 50% Impulso

Positiva kV 90 150 175 200 - -

Negativa kV 110 190 225 265 - -

Tensión: De Descarga a en seco kV 55 95 110 125 70 - -

Frecuencia Industrial bajo lluvia kV 30 60 70 80 85 - -

De Contoneo a Frecuencia Industrial

en seco kV - - - - 25 25

Bajo lluvia Horiz. kV - - - - 15 15

Bajo lluvia Vert. kV - - - - 12 12

De perforación a Frecuencia Industrial kV 90 130 145 165 - -

De Radiointerferencia de ensayo a tierra kV 10 15 22 30 - -

Máxima de Radiointerferencia a 1 MHz

Anti R.I. µV 50 100 100 200 - -

Normal µV 5500 8000 12 16 - -


De perforación a Frecuencia Industrial kV 1100 1100 13,6 13,6 - -

De Radiointerferencia de ensayo a tierra kV - - - - 1350 2000


Dimensión: Distancia de Fuga mm 178 330 430 530 71 75

Dimensión: Distancia de arco en seco mm 110 175 210 240 - -

Dimensión: Diámetro mm 121 190 230 268 102 80 105

Dimensión: Altura mm 95 146 160 190 117 76 76

Dimensión: Diámetro del cuello mm 57 89 102 102 45 73

Dimensión: Diámetro de la cabeza mm 82 113 125 125 - -

Dimensión: Diámetro del agujero mm - - - - 18 18

Dimensión: Rayo de ranura superior mm 14 19 19 19

Dimensión: Rayo de ranura lateral mm 14 14 14 14 18 16

Rosca: Altura mm 44 55 55 55 - -

Rosca: Diámetro según NBR 7110 mm 25 35 35 35 - -

Rosca: Diámetro según ANSI C29,5 in 1 1 3/8 1 3/8 1 3/8 - -

Tabla 40: Aisladores de paso y tipo carrete utilizados en redes de distribución de 14,4/24,9 kV y 19,9/34,5 kV. Fuente: MEPER con datos del “Catálogo de

fabricante” Los criterios para la selección de aisladores después de ver las Tablas de los Catálogos de fabricante, hay que destacar que son válidas para condiciones atmosféricas estándares a nivel del mar, es decir, para 101,33 KN/m2 o 101,33 kPa y 20 °C. En aquellas instalaciones que se sitúan a más 1000 m.s.n.m., la



selección de los aisladores deberá realizarse corrigiendo la tensión crítica de descarga positiva al 50% de los mismos.

𝐹𝐻 = 1

1 + 1,25 × 10−4 × (ℎ − 1000)

Donde: h = Altura sobre el nivel del mar en m 𝐹𝐻= Factor de corrección para alturas sobre el nivel del mar La Tabla 37 muestra los factores de corrección para diferentes alturas sobre el nivel del mar.

H (m) 𝐹𝐻

1000 1,00

1500 0,94

2000 0,89

2500 0,84

3000 0,80

3500 0,76

4000 0,73

4500 0,70

Tabla 41: Factores de corrección por altitud. Fuente: MEPER con datos de CIEEB Los valores corregidos deben ser como mínimo igual o mayor al Nivel de Asilamiento al Impulso de los sistemas de distribución. Protección contra sobrecorrientes y cortocircuitos Las redes de distribución primarias deberán ser protegidas contra sobrecorrientes y sobretensiones que se originan por causas fortuitas, esto con la finalidad de obtener mayor confiabilidad. Es necesario especificar y ubicar dispositivos de protección para que cuando ocurra una anormalidad, garanticen la protección de los equipos, así como la continuidad del suministro de energía eléctrica. Protección contra sobrecorrientes: La protección contra sobrecorrientes en redes primarias es un tema amplio que implica la determinación de parámetros eléctricos de la red bajo condiciones de falla o cortocircuito, así como el estudio de la coordinación de las protecciones, que en este capítulo no se abordarán. Los dispositivos de protección contra sobrecorrientes deberán ser seleccionados, dimensionados y ubicados de manera tal que cuando ocurra una eventual falla, actúen de manera selectiva, logrando así que solo una mínima fracción de la red



primaria sea afectada. Estos, a su vez, serán instalados en lugares de fácil acceso y visualización. De manera general, los dispositivos de protección contarán con las siguientes características:

o Tensión nominal igual o mayor a la tensión de la red. o Nivel básico de aislamiento compatible con la tensión de la red. o Capacidad de interrupción como mínimo igual a la máxima corriente

asimétrica de falla en el sitio de instalación. Los dispositivos de protección que se emplearán para la protección contra sobrecorrientes en redes primarias serán los siguientes:

o Seccionadores-fusibles: El seccionador-fusible es un dispositivo constituido de un portafusible y otras partes cuyo fin es alojar un elemento fusible (elemento fusible); tiene como función la interrupción de los circuitos eléctricos en eventuales fallas debido a sobrecorrientes. La interrupción se realiza a través de la fusión del elemento fusible, siendo el tiempo dependiente de la magnitud de la sobrecorriente. La capacidad de interrupción deberá ser igual o superior a la máxima corriente asimétrica en el punto de instalación. Los seccionadores-fusibles deberán contar con un dispositivo que permita la apertura y cierre bajo carga para maniobra, con el fin de aislar ramales sin necesidad de perjudicar el suministro de energía eléctrica a otros consumidores de la red. La Tabla 42 muestra las principales características técnicas de los seccionadores-fusibles utilizados en sistemas trifásicos con neutro multiaterrizado.

Tensión Nominal

del Sistema (kV)

Tensión Máxima

del Sistema

(kV)

Aisladores N.B.A. (kV)

Corriente Nominal

en régimen continuo

(A)

Capacidad de Interrupción Asimétrica

(A)

24,9 26,4 150 100 6300

34,5 36,5 170 100 5000

Tabla 42: Características técnicas de los seccionadores-fusibles. Fuente: Norma Técnica Bandeirante NTBD3.01.0 Proteção de Redes de

Distribuição Aérea Primária La selección de elementos fusibles se hará de manera que se pueda garantizar la coordinación o selectividad entre los diversos dispositivos



instalados en los tramos de la red, garantizando también la seguridad y protección a los conductores y equipos. Los elementos fusibles que se utilizarán para la protección de las redes primarias deberán ser del tipo “K” (rápido). La capacidad del elemento fusible deberá ser como mínimo al 150% de la máxima corriente de carga que circulará en el sitio o punto donde será instalado. La máxima corriente de carga que circulará por la línea deberá ser calculada para el último año de la proyección de la demanda. La Tabla 43 muestra las capacidades de elementos fusibles normalizadas para la protección de redes primarias.

Corriente Nominal

(A)

Corriente de Ruptura 300 o 600 Segundos

Corriente de Ruptura 10 Segundos

Corriente de Ruptura 0,1 Segundos

Relación de

Velocidad Mínima

(A) Máxima

(A) Mínima

(A) Máxima

(A) Mínima

(A) Máxima

(A)

Valores intermedios No Preferidos

6 12,0 14,4 13,5 20,5 72 86 6,0

10 19,5 23,4 22,5 31,0 128 151 6,6

15 31,0 37,2 37,0 55 215 258 6,9

25 50 60 60 90 350 420 7,0

40 80 96 98 146 565 680 7,1

65 128 153 159 237 918 1100 7,2

100 200 240 258 388 1520 1820 7,6

140 310 372 430 650 2470 2970 8,0

200 480 576 760 1150 3880 4650 8,1

Valores intermedios No Preferidos

8 15 18 18 27 97 116 6,5

12 25 30 29,5 44 166 199 6,6

20 39 47 48,0 71 273 328 7,0

30 63 76 77,5 115 417 516 7,1

50 1001 121 126 188 719 802 7,1

80 160 192 205 307 1180 1420 7,4

Valores menores de 6 Ampère

1 2 2,4 (2) 10 (2) 58 …

2 4 4,8 (2) 10 (2) 58 …

3 6 7,2 (2) 10 (2) 58 …

Tabla 43: Corriente de ruptura para elementos fusibles Tipo K (Rápido) utilizado en redes primarias. Fuente: Distribution System by Electric

Utility Engineers of the Westinghouse Electric Corporation



(1) 300 segundos para elementos fusibles de 100 Ampere y menores; 600 segundos para elementos fusibles de 140 y 200 Ampere.

(2) Valor mínimo no indicado ya que el requerimiento normal es de 1, 2 y 3 Ampere que deberá coordinar con 6 Ampere pero no necesariamente con cada uno.

o Reconectadores: El reconectador automático es un dispositivo destinado a interrumpir y reconectar circuitos eléctricos con características de operación rápida y temporizada. Es un interruptor que puede detectar una condición anormal de sobrecorriente, interrumpiendo el flujo de corriente a través de la apertura de sus contactos. Los contactos se mantienen abiertos durante un determinado tiempo, llamado tiempo de reconexión, después del cual se cierran automáticamente para volver a energizar el circuito. Si en el instante de cierre de los contactos (reconexión), la condición anormal de sobrecorriente aún persiste, la secuencia apertura y cierre se repite hasta tres veces consecutivas. Después de la cuarta apertura, los contactos del reconectador quedarán abiertos y trabados, debiéndose cerrar estos de forma manual posteriormente. En el caso de que la falla desaparezca después del primer, segundo o tercer disparo, el mecanismo del reconectador se rearmará automáticamente, dejándolo nuevamente apto para realizar la secuencia completa de cuatro operaciones. Las operaciones de un reconectador de cuatro operaciones pueden ser combinadas en las siguientes secuencias:

Una rápida y tres retardadas. Dos rápidas y dos retardadas. Tres rápidas y una retardada. Todas rápidas.

Las características principales del reconectador se detalla en el Anejo 10

o Seccionalizadores: El seccionalizador es un dispositivo de protección con capacidad de apertura y cierre bajo carga, por lo que puede ser considerado como un dispositivo de maniobra.



Está diseñado para ser instalado en serie con un reconectador o dispositivo de resguardo (aguas arriba el reconectador y aguas abajo la carga). No interrumpe corrientes de falla, motivo por el cual cuesta considerablemente menos que un reconectador automático. Un seccionalizador comparado con un seccionador-fusible tiene las siguientes ventajas:

La coordinación es efectiva en toda la franja de coordinación del reconectador de resguardo.

Se eliminan gastos provenientes por reemplazo de fusibles quemados.

Se eliminan posibles errores humanos a la hora de cambiar elementos fusibles, que podría traer como consecuencia la pérdida parcial de la coordinación, perjudicando al sistema.

Con los seccionalizadores se pueden establecer, económicamente, puntos adicionales de seccionamiento automático en los circuitos de las redes primarias. El uso del seccionalizador en sustitución del seccionador-fusible solo será viable en zonas o poblaciones concentradas en los que se justifique económicamente su uso, como ser poblaciones con alta densidad de carga, industrias, cargas especiales, etc. Las características de operación del seccionalizador se encuentran en el Anejo 10

Ubicación de dispositivos de protección y seccionamiento: La selección y ubicación de dispositivos de protección contra sobrecorrientes estará en función de los siguientes aspectos:

o Importancia del circuito y de los tramos del mismo. o De la continuidad del servicio del sistema. o De las características propias de las cargas que serán atendidas. o De la disponibilidad a equipos más sofisticados, como ser reconectadores

y seccionalizadores. El proyectista deberá hacer una previa evaluación de viabilidad con respecto al tipo de protección que se utilizará en función del costo del mismo. La Tabla 44 describe criterios que tienen como objetivo orientar la selección inicial y la ubicación de los dispositivos de protección, definiéndose varias alternativas posibles para cada circuito.



Criterio Situación Dispositivo de protección recomendado

A Inicio de tramos extensos en los que el nivel mínimo de cortocircuito sea insuficiente para hacer actuar el dispositivo de protección de resguardo.

Reconectador o fusible

B Inicio de tramos extensos que se hallan después de cargas consideradas de gran importancia y cuya continuad de servicio es imprescindible.

Reconectador, seccionalizador o fusible

C Inicio de ramales que alimentan cargas clasificadas como especiales o de gran importancia.

Reconectador o seccionalizador

D Inicio de ramales de cierta importancia que se hallan en zonas sujetas a alta incidencia de fallas temporarias.

Reconectador o seccionalizador

E Inicio de ramales o subramales con extensión superior a 150 m, no clasificables en los criterios C o D.

Fusible

F Inicio de ramales o subramales con extensión inferior a 150 m pero que están sujetos a alta incidencia de fallas.

Fusible

G En medio de tramos extensos protegidos por un reconectador al inicio.

Fusible

H Puntos de suministro a consumidores en media tensión con corriente nominal de hasta 140 A.

Fusible

I Puestos de transformación. Fusible

J Tramos que no justifican la instalación de un reconectador o seccionalizador.

Fusible

K En ramales o subramales que estén expuestos a condiciones usualmente peligrosas.

Reconectador, seccionalizador o fusible

L En salidas de subestaciones si fuera técnica y económicamente justificable su utilización.

Reconectador

Tabla 44: Características técnicas de los seccionadores-fusibles. Fuente: Norma Técnica Bandeirante NRBD 2.02.0 Projeto de Redes Primárias

Respecto de la Tabla 40 se tomarán en cuenta las siguientes consideraciones:

o En los alimentadores troncales o primarios se deberán evitar, en lo posible, la aplicación de dispositivos de protección, pudiendo ser aceptada solo en los casos descritos en los criterios A y B.

o En el caso de que sea utilizado un reconectador en un tramo sujeto a cambios de sentido del flujo de potencia, deberá ser necesario la instalación de un seccionador de contorno (by pass).

o Se evitará el uso de reconectadores y seccionadores-fusibles en ramales que se interconectan en otros puntos de la red.



o Se podrá utilizar un número ilimitado de seccionadores-fusibles en serie, con la única condición de que se deba verificar que haya selectividad entre los elementos fusibles para los niveles de cortocircuito previstos.

o Con relación a los puntos de suministro a consumidores en media tensión, los hilos-fusibles que se utilizarán serán de hasta 140 A de capacidad, esto debido a las dificultades de coordinación con elementos fusibles de corrientes superiores. Para el caso de corrientes más elevadas, solamente se utilizarán seccionadores para fines de maniobra.

o Se podrán utilizar hasta tres o cuatro reconectadores u otros dispositivos de seccionalización automática en serie en un circuito para obtener una coordinación confiable, ello dependerá de la longitud de la línea.

o La importancia de los ramales derivados del alimentador primario depende de su longitud y del punto de derivación de los mismos. Ellos presentan la mayor exposición con relación al circuito total y son más vulnerables a fallas que afectan la confiabilidad del servicio, por lo tanto, se recomienda que cada ramal del alimentador primario sea seccionado independientemente de su longitud o carga conectada. El objetivo del seccionamiento de los ramales es proteger el alimentador troncal contra cortes de servicio permanentes.

o Los subramales conectados a los ramales de un alimentador primario son usualmente llamados segundas, terceras o cuartas secciones de línea y tienen sucesivamente menor importancia en la confiabilidad del servicio. Ellos pueden ser respectivamente más largos en longitud o exposición para que se justifique un dispositivo de seccionamiento.

o En aquellos puntos en los que el alimentador troncal se bifurca extendiéndose en dos direcciones, se deberá instalar en dicho punto un reconectador automático en al menos una de las líneas y preferiblemente en ambas, dependiendo de la importancia de las redes.

o En aquellos casos en los que sea imposible o impracticable la coordinación con el dispositivo de protección de resguardo, se recomienda el uso de un seccionalizador.

El seccionamiento de las redes primarias se hará mediante el empleo de seccionadores unipolares (dispositivos no automáticos) y/o seccionadores-fusibles por cada fase de la línea, esto con la finalidad de mejorar la confiabilidad del servicio, reduciendo el tiempo de localización de fallas difíciles de localizar y limitando los efectos de las fallas de larga duración a un número reducido de consumidores; al mismo tiempo, permite aislar secciones de fallas y restaurar el servicio al resto del sistema. A continuación, se presentan algunos criterios básicos que se recomiendan para la ubicación de seccionadores en las redes primarias:

o Se deberá prever la ubicación de seccionadores entre dispositivos de protección automáticos espaciados adecuadamente para poder conseguir una mejor operación del sistema a futuro, minimizando así los cortes de servicio durante fallas permanentes.



o Todos los sitios o puntos de seccionamiento deberán ser accesibles desde carreteras transitables todo el año y, de ser posible, deberán ser ubicados cerca de algún habitante o población que cuente con teléfono.

o Los dispositivos de seccionamiento deberán ser ubicados de manera tal que a futuro exista una mínima interrupción del servicio a aquellas cargas importantes, por ejemplo, si se requiere ubicar un dispositivo de seccionamiento cerca de una carga importante, este deberá ser colocado más allá de la carga.

o En los alimentadores primarios, se recomienda la instalación de seccionadores al menos cada 5 u 8 km, y en los ramales del mismo, cada 8 o 16 km.

Protección contra sobretensiones: Para la protección contra sobretensiones en las redes primarias, se emplearán pararrayos adecuadamente dimensionados y localizados, de manera que se pueda obtener la máxima protección posible y con características compatibles a la red. Ubicación de los pararrayos: Los pararrayos deben ser instalados en todas las estructuras que contengan transformadores, seccionalizadores, reconectadores u otros equipos de protección:

o Para reconectadores, seccionalizadores y reguladores de tensión, se instalarán dos juegos de pararrayos, siendo uno para el lado de la fuente y el otro para el lado de la carga.

o Se deberán instalar pararrayos al final de toda la red. o Si al final de una red trifásica o bifásica continúa una fase, se debe prever

pararrayos para todas las fases que quedan al final de las redes trifásicas o bifásicas.

o Estructuras de derivación de ramales que alimenten consumidores primarios.

o Se instalarán pararrayos en puntos considerados estratégicos o que sean de importancia según criterio del proyectista.

Criterios para la selección de pararrayos:

o Los pararrayos que se utilizarán deberán ser del tipo distribución. o La tensión nominal del pararrayo deberá estar en función de la tensión

nominal del sistema y del tipo de puesta a tierra. o Los pararrayos deberán ser equipados con dispositivos de desconexión

automática y de óxido metálico. o La corriente nominal de descarga deberá ser de 5, 10 o 20 kA. o El nivel de protección para impulsos de los pararrayos deberá coordinar

con el nivel básico de aislamiento (BIL) de los equipos que son protegidos



por estos, manteniendo una franja de seguridad de 20% para el límite de coordinación.

o La tensión nominal de los pararrayos deberá estar de acuerdo con la tabla del catálogo del fabricante.

El uso de pararrayos con corrientes nominales de descarga de 10 o 20 kA deberá ser considerado para los siguientes casos:

o Regiones con una elevada actividad eléctrica atmosférica. o Zonas expuestas a una elevada contaminación ambiental. o Regiones que se encuentren a menos de 1.000 metros sobre el nivel del

mar. La Tabla 45 muestra la tensión nominal de pararrayos normalizados para la protección contra sobretensiones en redes primaria.

Tensión Nominal del Sistema (kV)

Tensión Máxima del Sistema (kV)

Coeficiente de Puesta a

Tierra †

Tensión Nominal Teórica del

Pararrayo (kV) ††

Tensión Nominal Recomendad del Pararrayo (kV) **

24,9Y / 14,4 25Y / 14,5* 0,72 18,0 18

24,9Y / 14,4 26,4Y / 15,2 0,72 19,0 21

34,5Y / 19,9 36,5Y / 21,1 0,72 26,3 27

Tabla 45: Tensión nominal de pararrayos utilizados para la protección contra sobretensiones en redes primarias de 4 hilos y neutro multiaterrizado. Fuente: MEPER

* Tensión máxima de operación del sistema para el cual se recomienda el pararrayo sugerido. ** Pararrayos normalizados para distribución

†El coeficiente de puesta a tierra es el valor por el cual debe multiplicarse la tensión máxima del sistema Rango B (tensión fasefase) para obtener el valor admisible de los pararrayos a

emplearse. ††Experiencias ganadas en el pasado sugieren que el 68% de los pararrayos pueden ser

empleados en sistemas arriba de 24,9 kV, en donde se puede mantener una resistencia de tierra baja.

Puesto de Transformación: Los transformadores de distribución deberán ser ubicados mediante los siguientes criterios:

o Se recomienda que estos sean ubicados distantes de escuelas, edificaciones que alberguen personas o animales, por lo menos a 30 m.

o La ubicación de los transformadores se lo hará buscando el centro de carga o centro geométrico de todo el grupo de consumidores, donde cada alimentador secundario y sus ramales cumplan con los requerimientos de niveles de tensión admisibles al final de cada ramal.

o Deberán ser ubicados en puntos de fácil acceso para operación y mantenimiento.

o Deberán ser ubicados en terrenos con baja resistividad.



Una localidad podrá ser dividida en varios grupos de consumidores (uno, dos, etc.) para los cuales se deberá dimensionar un transformador. El dimensionamiento de los transformadores de distribución se hará sobre la base de la demanda máxima total calculada para el último año de la proyección de la demanda de cada grupo de consumidores.

o Para consumidores en baja tensión, aplicar la siguiente fórmula:

𝑆𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐷𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑓. 𝑝.

Donde: 𝐷𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = Demanda Máxima Total para el grupo de consumidores calculada para el último año de la Proyección de la Demanda en kW. f.p. = Factor de Potencia 0,9. 𝑆𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = Potencia requerida para abastecer la demanda de todo el grupo de consumidores en kVA.

o Para consumidores en media tensión o industrial, aplicar la siguiente

fórmula:

𝑆𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐷𝑚á𝑥𝐼𝑁𝐷

𝑓. 𝑝.

Donde: 𝐷𝑚á𝑥𝐼𝑁𝐷 = Demanda Máxima Total de la instalación industrial en kW f.p. = Factor de Potencia 0,9. 𝑆𝑚á𝑥𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = Potencia requerida para abastecer la demanda de toda la instalación industrial en kVA.

o La potencia requerida por la demanda no deberá ser mayor que la

potencia nominal del transformador. La Tabla 46 muestra los transformadores normalizados utilizados en electrificación rural.

Transformador Monofásico (kVA)

Transformador Trifásico (kVA)

5 15

10 30

15 45

25 75

37,5 112,5

50 150

75 25

100 300

Tabla 46: Transformadores de distribución normalizados. Fuente: MEPER con datos de Catálogos de fabricantes.



Se recomienda no utilizar transformadores monofásicos mayores a 25 KVA; puesto que solo existen interruptores caja moldeada hasta 160 A. Potencias mayores no podrán ser protegidas con interruptores monopolares. En caso de requerirse potencias mayores, se pueden instalar dos o más transformadores con su correspondiente protección. No siendo un problema ya que nuestra solución tiene transformadores de 5KVA Como referencia, la Tabla 47 muestra el número de consumidores que se recomienda por cada transformador monofásico normalizado para poblaciones dispersas, considerando como único tipo de consumo el Residencial. Es importante mencionar que en poblaciones dispersas no es posible optimizar el uso de la capacidad de los transformadores, es decir, abastecer con un transformador el número de consumidores permitidos por la Tabla 46. Las caídas de tensión y las limitaciones de extensión de la red secundaria hacen que se deban utilizar varios transformadores en vez de uno solo. Siendo además una comunidad con población dispersa requiere que utilicemos 4 transformadores, estando situados en el centro de cargas de los cuatro grupos de población que podemos observar en los Planos de situación “Localización de viviendas y proyección de BT y MT” Como información adicional de referencia, la Tabla 48 muestra los factores de diversidad para grupos de transformadores monofásicos.

Regiones Potencia Nominal de Transformadores (kVA)

5 10 15 25 37,5 50 75 100

Altiplano del Norte (Nº consumid) 26 53 79 132 198 264 396 527

Altiplano Central (Nº consumid) 14 29 43 72 109 145 217 290

Altiplano del Sur (Nº consumid) 28 56 84 140 210 280 421 561

Valles del Norte (Nº consumid) 21 42 63 105 158 210 315 420

Valle Central (Nº consumid) 22 43 65 109 163 217 326 435

Valles del Sur (Nº consumid) 17 34 51 86 128 171 257 342

Llanos del Norte (Nº consumid) 24 48 73 121 182 242 363 484

Llano Central (Nº consumid) 13 27 41 68 102 136 204 272

Llanos del sur (Nº consumid) 9 18 27 45 68 91 136 182

Chaco (Nº consumid) 13 28 42 69 104 139 208 277

Tabla 47: Número de consumidores por transformador (solo consumo residencial). Fuente: MEPER con datos de CIEEB



Número de transformadores Factor de diversidad

1 1,0

2 1,25

3 1,43

4 1,67

5 o más 2

Tabla 48: Factores de diversidad para transformadores monofásicos. Fuente: Norma NTD-5 de Celtins-Brasil.

Protección de transformadores: Los transformadores de distribución deberán ser protegidos contra sobretensiones y sobrecorrientes que podrían originarse por causas externas o internas. Para la protección del primario contra sobrecorrientes, se tomarán en cuenta los siguientes criterios:

o Se deberán utilizar seccionadores-fusibles unipolares en cada fase del transformador.

o La capacidad de interrupción de los seccionadores-fusibles no requiere necesariamente especificación que atienda corrientes de cortocircuito en el lado de media tensión. La probabilidad de que ocurran fallas en el tramo comprendido desde el seccionador-fusible hasta el transformador es pequeña, y en el caso de que ocurran cortocircuitos en el secundario, la corriente reflejada al primario no representa contribución significativa para el nivel de cortocircuito de la red primaria. Por lo tanto, se podrán utilizar seccionadores-fusibles de menores capacidades de interrupción.

o El elemento fusible deberá operar para cortocircuitos que podrían darse en el transformador o en la red secundaria, haciendo que estas fallas no tengan impacto sobre la red primaria.

o Por sus características espaciales, se deberán utilizar elementos fusibles del tipo Lento-Rápido (Slow-Fast o SLO FAST) para la protección del primario de los transformadores.

Para la protección del secundario contra sobrecargas y cortocircuitos, se usarán interruptores automáticos o termomagnéticos, instalados en un compartimiento especial ubicado en la salida del alimentador secundario. Las características de los interruptores termomagnéticos serán las siguientes:

o Los interruptores termomagnéticos podrán ser monopolares, bipolares, tripolares o tetrapolares, de acuerdo con el manual de estructuras aplicables.

o Los interruptores termomagnéticos deberán responder a las curvas características de disparo C, además deben cumplir con los requerimientos mínimos de las normas IEC 60898 e IEC 60947-2.



o La capacidad de cortocircuito simétrica mínima del interruptor deberá ser compatible con el nivel de cortocircuito de la red secundaria.

De manera general, se utilizarán interruptores termomagnéticos de capacidad de interrupción para cortocircuitos de 10 kA o superior. Para determinar la capacidad del interruptor termomagnético a ser utilizado, se deben seguir los siguientes criterios:

o La corriente nominal que circulará por el secundario del transformador deberá ser como mínimo igual a la capacidad nominal del interruptor termo magnético.

o En función a la corriente que vaya a circular por el secundario, se deberá seleccionar el adecuado interruptor termomagnético normalizado.

Potencia Nominal del Transformador

kVA

Capacidad de interrupción y restablecimiento mínimo (kA)

Tensión Secundaria Nominal de 380 V / 220 V ó 400 V / 230 V

75 o menos 10

112,5

150 23

225

300

500 30

750

1000 40

Tabla 49: Capacidad de interrupción y restablecimiento mínima del interruptor termomagnético para baja tensión. Fuente: Norma técnica para

transformadores CELTINS de Brasil La Tabla 50: muestra una lista típica de interruptores termomagnéticos normalizados:

Corriente Nominal de Interruptores Termomagnéticos Típicos (A)

10 15 16 20 25 30 32 40 50 63 80 100 125

Tabla 50: Capacidad de interruptores termomagnéticos normalizados. Fuente: MEPER con datos del Catálogos de fabricantes.



Potencia Nominal de Transformadores

Monofásicos (kVA)

Corriente nominal que circula por el

secundario del transformador a plena

carga (A)

Capacidad Nominal del Interruptor

termomagnético (A) (Tensión Nominal

220/230 V)

5 22,73 25

10 45,45 50

15 68,18 80

25 113,64 125

Tabla 51: Capacidad de los interruptores termomagnéticos para la protección del secundario del transformador. Fuente: MEPER con datos del CIEEB.

Distribución del secundario: Se añaden planos y mapas de las redes secundarias, identificando a los consumidores iniciales con su respectiva acometida. El artículo 12 del Reglamento de Electrificación Rural (Decreto Supremo N° 28567) estipula que la calidad de distribución en los sistemas eléctricos rurales se establecerá en los respectivos contratos de abastecimiento de electricidad. Los niveles de calidad estarán conformes con las disposiciones específicas de cada sistema. El artículo 2 del Reglamento de Calidad de Distribución de Electricidad (Decreto Supremo N° 26607) asigna los siguientes niveles de calidad para el Servicio Público de Distribución de las Empresas Distribuidoras ubicadas en una ciudad o localidad dentro de su respectiva área de concesión:

o Calidad 1: Ciudad o localidad con un número de consumidores, establecido en la Tabla 48 y suministro de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.

o Calidad 2: Ciudad o localidad con un número de consumidores, establecido en la Tabla 48 y suministro de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.

o Calidad 3: Ciudad o localidad con suministro de energía eléctrica de un Sistema Aislado Integrado.

La Tabla 52 muestra el número de consumidores que abarca la calidad 1 y calidad 2.

Nivel de Calidad Número de Consumidores

Calidad 1 Mayor o igual a 10.000

Calidad 2 Menor a 10.000

Tabla 52: Niveles de Calidad. Fuente: Reglamento de Calidad de Distribución.



Las configuraciones de las redes secundarias deberán tener, en forma general, una configuración radial monofásica. Se debe elegir, de entre muchas, la mejor configuración posible para que esta llegue y beneficie a la mayor cantidad de consumidores asentados en una localidad. Para que la configuración de la red secundaria llegue a la mayor cantidad de consumidores, se analiza la posibilidad de contar con más de un alimentador secundario saliendo del transformador de distribución, buscando siempre abarcar al total del grupo de consumidores preseleccionados. La solución de Tipas es de Calidad 3 por su diversificación, aunque si la electrificación fuera apoyada por soluciones alternativas haciendo posible la electrificación de la parte central de la comunidad sería de Calidad 2. Las tensiones de suministro normalizadas para las redes secundarias en el área rural de Bolivia son las siguientes:

Tensión Secundaria (V)

Monofásico Trifásico

220 230* 380 400*

Tabla 53: Tensiones secundarias normalizadas de distribución para el área rural en Bolivia. Fuente: Reglamento de calidad de distribución

(*) Tensiones de suministro para baja tensión exclusivas del distribuidor en la ciudad de La Paz.

El diseño eléctrico de las redes secundarias consiste en dimensionar y determinar las principales características de los componentes del sistema de baja tensión, como ser transformadores de distribución y conductores. Los transformadores de distribución que se utilizarán para el suministro de energía eléctrica a consumidores finales podrán ser:

o Para consumidores en baja tensión: monofásicos (convencionales) y trifásicos (o banco de transformadores monofásicos).

o Para consumidores en media tensión o industriales: trifásicos (o banco de transformadores monofásicos).

Para determinar la distancia máxima de extensión de redes secundarias se deberá realizar previamente el cálculo de caída de tensión según la fórmula ya mencionada. En los planos también se especifican las acometidas a las viviendas, donde finalmente se termina la distribución colocando el medidor de energía según la normativa vigente.



8.2.1.6.2 Diseño mecánico Condiciones Generales del Diseño: Los conductores son los bloques de edificación fundamentales en el diseño y en la construcción de líneas aéreas de distribución. El calibre del conductor tipo y diseño de tensión controlarán la selección de la altura y clase de poste, tipo de estructura de poste y el tamaño y cantidad de riendas y anclas. Junto a los requerimientos de la NESC (National Electrical Safety Code), el conductor seleccionado es el factor más importante en el diseño total de la línea. Por lo tanto, en el estacado se posee un conocimiento sobre las características de trabajo del conductor, así como un dominio de los efectos de diferentes parámetros de proyección en el comportamiento de la línea. Los conductores serán instalados bajo tensión entre estructuras de soporte. El NESC y el REA (Rural Electrification Administration) (ahora RUS) establecen límites de tensión para prevenir esfuerzos del conductor por encima del límite de elasticidad del material de este. Generalmente, los límites de tensión especificados por el REA proporcionan menores tensiones de descarga del conductor que aquellos del NESC. Los límites de tensión utilizados en el manual satisfacen los requerimientos de ambos REA y NESC. Los límites de tensión del conductor (LTC): El NESC y el REA establecen tres límites en la tensión de un conductor, dentro de los límites razonables, para evitar esfuerzos provenientes del exceso del límite de elasticidad del material cuando el conductor está totalmente cargado, por lo que se tomarán en cuenta las siguientes condiciones. Para la condición de carga, la tensión no puede exceder del 50% de la resistencia final del conductor ASCR. Para la condición inicial de descarga, la tensión no puede exceder del 33,5% de la resistencia final de los conductores ACSR. Para la condición final de descarga, la tensión no puede exceder del 25% de la resistencia final de los conductores ACSR. Estas tres condiciones para los conductores de aluminio proporcionan tensiones más bajas en el conductor que aquellas especificadas en el NESC.



Los límites de tensión definidas han sido adoptados por el REA y, por lo tanto, rige el diseño de la línea aérea. En la Tabla 54 siguientes se proporcionan referencias sobre los límites de diseño de tensión para conductores ACSR.

Carga Liviana

Condiciones de Carga Porcentaje de tensión final

Carga: -1°C, 0 cm de hielo, 44 Kg/m2 50,0%

Descarga Inicial: -1°C (flecha inicial) 33,3%

Descarga Final: -1°C (flecha final) 25,0%

Carga Media


Carga: -9°C, 0,63 cm de hielo, 20 Kg/m2 50,0%



Carga Pesada


Carga: -18°C, 1,3 cm de hielo, 20 Kg/m2 50,0%



Tabla 54: Límites de tensión REA para conductores ACSR. Fuente: Manual del estacado

Cálculo de Flechas: El cálculo de flechas se desarrolla una vez calculado el vano, con este dato y tomando en cuenta la anterior Tabla 50: “Límites de tensión REA para conductores ACSR”, se procede a realizar el cálculo con la ayuda de un programa computacional (esolutions), para los diferentes vanos reguladores que presente el proyecto, tomando en cuenta el calibre del conductor, considerando las diferentes condiciones de carga, las cuales se caracterizan por tener distintas combinaciones de temperatura, velocidad del viento y eventuales sobrecargas de hielo. Se deberán considerar las sobrecargas que podrían presentarse sobre el conductor, tales como:

o La sobrecarga debida a la presión del viento sobre los cables y conductores de la línea, aplicada sobre las proyecciones de las superficies reales en un plano normal a la dirección del viento.

o La sobrecarga debida a la acumulación de hielo sobre los conductores. Distancia de seguridad: Este apartado cubre las distancias mínimas de seguridad que se deberán respetar durante el diseño y la construcción de redes de distribución, teniendo como finalidad:



o Limitar la posibilidad de contacto de personas con los circuitos y/o equipos.

o Impedir que las instalaciones de un distribuidor entren en contacto con instalaciones de otro tipo (telefonía, Tv cable, etc.) o con la propiedad pública o privada.

Para referirse a la separación entre conductores y sus soportes, estructuras, construcciones, nivel del suelo, etc. Se usarán los términos distancia y espaciamiento. Todas las distancias deberán medirse de superficie a superficie, y todos los espaciamientos de centro del conductor a centro del conductor. Para fines de medición de distancias, se asumirá que los accesorios energizados debido a su conexión directa con los conductores de la línea sean considerados como parte integral de los conductores. Las bases metálicas de pararrayos y de dispositivos similares se considerarán como parte integral de la estructura de soporte. Distancias de seguridad de conductores sobre el nivel del suelo, carreteras, vías férreas y superficie con agua. Estas distancias se refieren a la altura mínima que deben guardar los conductores y cables de las líneas aéreas respecto del suelo, agua y parte superior de rieles de vías férreas. Las distancias verticales deben ser como mínimo las indicadas en la Tabla 55.

Naturaleza de la superficie bajo los conductores

Conductores neutros, cables aisladosy riendas (m)

Cables aislados de suministro 0 a 750V (m)

Conductores de suministro en línea abierta 0 a 750V (m)

Conductores de suministro en línea abierta(2) 750 V a 22 kV (m)

Donde los conductoresocables cruzanocuelgan

1. Vías Férreas(1) 7,2 7,3 7,5 8,1

2. Carreteras y otras áreas sujetas a tráfico de camiones

4,7 4,9 5,0 5,6

3. Carreteras, calles, caminos y otra 4,7 4,9 5,0 5,6

4. Otras terrenos transitados por vehículos

4,7 4,9 5,0 5,6

5. Aceras, espacios o vías accesibles solo para peatones o tráfico restringido(3)

2,9 3,6 3,8 4,4

6. Zonas de aguas no sujetas a navegación

4,0 4,4 4,6 5,2

7. Aguas navegables4 incluyendo lagos, ríos, estanques, arroyos y canales con un área de superficie sin obstrucción de: a) Hasta 8 hectáreas

5,3

5,5

5,6

6,2



b) 8 a 81 hectáreas c) 81 a 810 hectáreas d) Más de 810 hectáreas

7,8 9,6

11,4

7,9 9,75 11,6

8,1 9,9

11,7

8,7 10,5 12,3

8. Áreas sujetas a navegación y botadura

Los despejes por sobre la superficie del suelo deberán ser 1,5 m más grandes que los de la categoría 7.

Tabla 55: Capacidad de los interruptores termomagnéticos para la protección del secundario del transformador. Fuentes: National Electrical Safety Code.

(1) Las líneas férreas pueden requerir de mayor despeje. (3) Zonas donde se prohíbe el paso de jinetes, vehículos u otras unidades móviles que excedan

de 2,45 m de altura, que por ley o por configuraciones del terreno no son frecuentes.

En caso de densificación de la comunidad y ejecutarse alguna vivienda cerca de la red eléctrica deberá cumplir las siguientes distancias de seguridad de conductores a edificios y otras instalaciones. Actualmente no hay ninguna vivienda tan cerca de la red para que esta distancia de seguridad sea una preocupación. Las distancias de seguridad de los conductores y partes energizadas a edificios, letreros, antenas, etc., no deberán ser menores a las distancias: vertical (V) y horizontal (HW), ver Esquema 13, que las indicadas en la Tabla 56.

Esquema 13: Distancias mínimas de seguridad a edificios vista frontal. Fuente:

manual de seguridad del MEPER. Donde: V = Distancia de seguridad vertical requerida cuando el conductor está en reposo T = Distancia mínima transversal requerida cuando el conductor está en reposo HR = Distancia de seguridad mínima horizontal requerida cuando el conductor está en reposo. HW = Distancia de seguridad mínima horizontal requerida cuando el conductor es desplazado hacia el edificio por el viento. El Esquema 13 para vanos menores o iguales a 50 metros, se asume que la distancia horizontal (HR) será igual a la distancia (HW).



La distancia de seguridad horizontal predomina por encima del nivel del tejado hasta el punto donde la diagonal (T) iguala con la distancia de seguridad vertical. A partir de este punto, la distancia de seguridad diagonal (T) deberá ser igual al requisito de la distancia de seguridad vertical (V).

Distancias mínimas de seguridad de:

Conductores neutros, cables aisladosy Riendas

(m)

0 – 750 V Servicios Aislados

(m)

750 V – 22 kV (m)

1.Edificios Horizontal: -Hacia paredes, proyecciones y ventanas(1) -Hacia ventanas desguarnecidas(1) -Hacia balcones y áreas accesibles a personas.

1,4

1,7(3)

2,3(2)

Vertical: -Por sobre o debajo de techos o proyecciones no accesibles a personas.

0,9

3,2

3,8

-Por sobre techos o debajo de balcones y techos accesibles a personas(1)

3,2

3,5

4,1

-Por sobre techos accesibles a tráfico de vehículos pero no de camiones.

3,2 3,5 4,1

-Por sobre techos accesibles a tráfico de camiones

4,7 5,0 5,6

2.Otras instalaciones no clasificadas, como predios: chimeneas, letreros, etc. Horizontal (1): Vertical (1) por sobre o debajo 3.Otras estructuras de soporte Horizontal (1): Vertical (1):

0,9

1,7(3)

2,3(2)

0,9 1,8 2,45

1,7

1,7(3)

1,7(2)

2 2 2

Tabla 56: Distancias mínimas de seguridad de conductores a predios u otras instalaciones. Fuente: National Electrical Safety Code

(1) Distancias libres que se aplican en sistemas de distribución rurales. (2) Estas distancias libres no deberán ser menores de 1,5 m, con conductores desplazados por

un viento de 0,003 kgf/cm2. (3) Estas distancias libres no deberán ser menores de 1,2 m, con conductores desplazados por

un viento de 0,003 kgf/cm2.

Distancias mínimas de seguridad entre conductores soportados por diferentes estructuras. Estas distancias se refieren a las distancias mínimas que deben



guardar los conductores y cables de las líneas aéreas que estén soportados en diferentes estructuras. Las distancias entre conductores deben ser como mínimo las indicadas en la Tabla 57.

Nivel Inferior

Nivel superior

Riendas y conductores neutros (m)

Conductores neutros, cables

Cables de comunicación,

cables y mensajeros (m)

0 – 750 V Servicios Ai

Conductores de suministroa

circuito abiertode 0 V a 750 V (m)

slados (m)

750 V a 22 kV (m)

Riendas y conductores neutros

0,60 0,60 0,60 1,20

Cables de comunicación, cables y mensajeros

0,60

0,60

1,20

1,80

Conductores de suministro a circuito abierto de 0 a 750 V

0,60

1,20

0,60

0,60

750 V a 22 kV 1,20 1,80 1,20 0,60

Tabla 57: Distancias mínimas de seguridad verticales entre conductores y cables soportados por diferentes estructuras de soporte. Fuente: National Electrical

Safety Code Nota: Si una estructura se encuentra por debajo de la línea que está siendo cruzada o dentro de 1,68m, entonces se deberá aplicar las distancias libres verticales y horizontales de la Tabla 52 Profundidad de Empotramiento de los Postes: La longitud del vano que es determinado por la dimensión y tipo del conductor controlará la selección de los postes, ensambles superiores de poste y de retención y de ancla. El poste proporcionará un soporte vertical para mantener despejado, por encima del suelo, el conductor y otros objetos especificados en el NESC. A medida que se incrementa la longitud del vano, también se incrementa la cantidad de flechado en el conductor, por lo tanto, también se incrementará la altura del poste, para proporcionar la distancia libre requerida, recordar que la distancia libre se basa en la condición del peor de los casos del flechado final del conductor.



En terrenos donde el hueco es vertical, con área y/o diámetro uniforme a todo lo largo de la excavación. Con estas consideraciones, se proporciona la siguiente tabla, en la que se consideran las profundidades de los postes sobre la base de la siguiente fórmula:

𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = (ℎ 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑠𝑡𝑒)/(10 + 60𝑐𝑚)

H de poste (m) Empotramiento (m) H útil (m)

Normal Roca Normal Roca

8 1,4 1,0 6,6 7,0

9 1,5 1,0 7,5 8,0

10 1,6 1,0 8,4 9,0

11 1,7 1,2 9,3 9,8

12 1,8 1,2 10,2 10,8

13,545 1,4 11,55 12,1

Tabla 58: Profundidad del empotramiento de los postes. Fuente: NRECA En total se utilizan 182 y se considera que el suelo no es extremadamente duro, por lo que entra en el grupo de normal Selección de Apoyos: El técnico en estacado deberá seleccionar un poste suficientemente fuerte como para sostener al conductor, cable y equipo instalado en el poste, incluido al liniero, así como también su resistencia al viento que sopla contra las superficies del poste, conductores y equipo. Para seleccionar apropiadamente un poste de resistencia adecuada, se deberán comprender los conceptos de firmeza de la fibra de la madera, “fuerza de resistencia final” de los postes de madera, “momentos de flexión” a la altura de la línea del suelo de los postes de madera, debido al viento en el poste y “vano de viento”. La NECS proporciona límites específicos de proyección y los factores de capacidad de sobrecarga para la determinación de la solidez de las estructuras de madera. Postes sin rienda: Los postes de madera sin rienda (o retenida) resistirán una carga máxima vertical proyectada, ocasionada por el peso de los objetos que debe sostener el poste, multiplicada por los factores de capacidad de sobrecarga, que se señalan en las Tablas 55 y 56. Estas estructuras también deberán resistir las cargas máximas transversales proyectadas, que incluyan la dirección del viento contra los ángulos rectos del



conductor (ver Esquema 13 carga transversal) y el componente de la tensión del conductor sobre el poste. Estas cargas transversales deben ser multiplicadas por los factores de capacidad de sobrecarga.

Esquema 14: Carga Transversal. Fuente: estructuras de madera Manual de ELFEC

Descripción Grado B Grado C

Cuando instalan

Vertical 2,2 2,2

Resistencia transversal (al viento):

En cruces 4 2,67

Otras partes 4 2

Resistencia a conductor con carga transversal

En cruces 2 1,33

Otras partes 2 1,33

Resistencia longitudunal

En cruces 1,33 No requiere

Otras partes 2 1,33

Tabla 59: Factores de capacidad de sobrecarga para estructuras de madera, adaptada de la tabla 261-3 del NESC. Fuente: MEPER

Descripción Viento extremo

Vertical 1,33

Resistencia transversal (al viento):

En cruces 1,33

Otras partes 1,33

Resistencia a conductor con carga transversal

En cruces 1,33

Otras partes 1,33

Resistencia longitudunal

En cruces 1,33

Otras partes 1,33

Tabla 60: Factores de capacidad de sobrecarga de vientos extremos para estructuras de madera de distribución cuando son instalados. Fuente: MEPER



Postes en ángulo de línea sin rienda: Los postes de madera sin rienda (o retenida), que son utilizados en pequeños ángulos en línea, deberán resistir la suma de la máxima proyección de cargas, multiplicada por el factor de capacidad de sobrecarga apropiado, como se muestra en las Tablas 59 y 60. La carga máxima proyectada deberá incluir lo siguiente:

o Carga de viento en el poste o Carga de viento en los conductores o Carga ocasionada por la tensión longitudinal del conductor.

Postes en ángulo de línea con rienda: Cuando los postes de madera tienen rienda y son utilizados en ángulos de línea, se supone que el poste actuará como una columna. Las riendas son utilizadas para satisfacer los requerimientos de firmeza transversal y se considera que tomarán la máxima carga proyectada, incluyendo cargas de viento en los conductores y el poste y la tensión de los conductores en el ángulo. Para carga vertical en los postes angulados, se deberá utilizar el factor de capacidad de carga apropiado, que se muestra en las tablas. Se recomienda que la clase del poste en ángulo de línea con rienda con guías de rienda de 1 a 1 sea equivalente a la clase de los postes tangenciales utilizados para vanos similares. Para las guías de la rienda más cortas que 1 a 1, puede que se requieran postes de clase superior. Postes de remate: Cuando se utilizan postes de madera con riendas, como postes fin de línea, estos se supone que actúan como columnas solamente. Las riendas son utilizadas para satisfacer las demandas de la fuerza longitudinal y se considera que tomarán la carga de tensión total producida por los conductores. Para cargas verticales y transversales, se utilizarán los factores de capacidad de sobrecarga apropiados, que se encuentra en las Tablas 55 y 56. La carga transversal en postes de fin de línea no es generalmente significativa, siempre que el poste de fin de línea sea de la misma clase que los postes tangenciales para vanos similares. La carga vertical en los postes fin de línea puede que se convierta en un problema con el uso de guías cortas de rienda y/o transformadores pesados. Tamaño del poste: Los factores que afectan el tamaño o clase del poste a ser utilizado para sostener la línea de distribución, se incluyen los siguientes:

o La resistencia de fibra de la madera de la cual esté compuesto el poste. o El tamaño y tipo de los conductores y cables que sostiene el poste. o El tamaño y tipo del equipo de distribución eléctrica instalado en el poste.



Momentos de Flexión Debido al Viento en el Poste: El viento en el poste es una fuerza que tiende a voltearlo, parte de la resistencia tiene que ser utilizada para vencer la fuerza del viento, reduciendo de esta manera la resistencia disponible en el poste. La resistencia restante, después de la reducción debido al viento en el poste, es la cantidad disponible para sostener los cables, conductores y equipo. La siguiente ecuación muestra la fórmula utilizada para calcular el momento ocasionado por el viento en el poste. El momento es una fuerza multiplicada por una distancia, momento de flexión debido a la fuerza del viento sobre el poste.

𝑊𝑃 = 𝐹𝐻2 (𝑑1 + 2𝑑2)

600

Donde: Wp = Momento de flexión debido a la fuerza del viento sobre el poste (m*Kgs) F = Carga del viento de la región NESC (Kgs/m2) H = Altura del poste desde la superficie del suelo (m) d1 = Diámetro del poste a nivel del suelo (cm). Circunferencia /3,1416 d2 = Diámetro del poste en la cima (cm). Circunferencia /3,1416 Estabilidad en la Fundación de Postes: La estabilidad de las fundaciones se basa en la compactación T 180, utilizando el mismo material extraído, por tanto, es necesario realizar STP y/o calicatas, para verificar el terreno donde se van a emplazar los postes. Considerando las cargas que soportarán el poste, las estructuras, el conductor y las cargas externas (viento, hielo), se debe analizar la estabilidad en la fundación de los postes, de modo que se garantice su estabilidad. Cargas Transversales y Horizontales: Los apoyos para líneas aéreas están sometidos a diferentes clases de esfuerzos, entre ellos podemos distinguir:

o Esfuerzos Verticales: son aquellos debido al peso de los conductores y sobrecargas en los conductores.

o Esfuerzos Transversales: son debido a la acción del viento sobre los apoyos o a la acción resultante de los conductores cuando están formando ángulo.

o Esfuerzos Longitudinales: provocados en los apoyos de principio y final de línea por la tracción longitudinal de los conductores.



Esquema 15: Esfuerzos longitudinales, transversales y verticales. Fuentes:

Distribuidora ELFEC. Características de las Riendas: Las riendas o retenidas y anclas proporcionan al soporte lateral. El tamaño y cantidad de las retenciones y anclas deberán brindar mayor solidez mecánica que las fuerzas producidas por los conductores. Considerando que los vanos más largos producen mayores cargas, por lo que se requerirá mayor cantidad de riendas y anclas más grandes. Situaciones en las que son necesarias las riendas: Existen situaciones a lo largo de una típica línea de distribución que requieren de la aplicación de riendas y anclas para sostener las estructuras. La situación más común se encuentra en el cambio de dirección de la línea. Las riendas aplicadas a este tipo de estructuras se denominan “Riendas de línea de ángulo de bisección”. Generalmente se utilizan riendas de bisección para ángulos de línea hasta de 60°. Las estructuras con ángulos de línea de más de 60° son mejor reforzadas colocando riendas de remate en ambas direcciones (delante y atrás), como se muestra en el Esquema 15.

Esquema 16: Configuración de rienda. Fuente: Distribuidora ELFEC.



Los postes deberían también contar con riendas en las que existan un cambio en la tracción horizontal, entre los ejemplos de estas situaciones se incluyen:

o Cambio del vano regulador. o Cambio del calibre del conductor. o Flechado de un nuevo conductor contra el antiguo. o Cambio en la clase de construcción (Grado C a grado B).

En los casos mencionados, las riendas y anclas deberán tener la capacidad de asistir la diferencia en la tensión del conductor, producida por la condición de carga proyectada, además de los factores de apropiada seguridad o capacidad de sobrecarga. Se recomienda que la carga total longitudinal sea reforzada por medio de estructuras de remates dobles ubicadas en los cruces de carreteras, de acceso controlado y vías férreas. Una de las razones que respaldan esta recomendación es evitar que los conductores presenten un flechado de niveles peligrosos sobre la vía transitada en caso de que los conductores de los vanos posteriores sufran daños serios. Las riendas y anclas en este tipo de estructuras deberán siempre sostener el vano de cruce, como se muestra en la figura siguiente.

Esquema 17: Configuración de rienda para estructuras de vano de cruce.

Fuente: distribuidora ELFEC Se utilizan riendas laterales para aumentar la resistencia de un poste de línea recta, a veces se las llama riendas de tormenta y son generalmente utilizadas donde los vientos fuertes soplan con frecuencia contra la línea en zonas montañosas, también se utilizan riendas laterales con el fin de proporcionar resistencia transversal adicional en postes ubicados en cruces. Una estructura de remate doble (VC 8) con un alto grado de uplift requiere de riendas que literalmente atan el poste al suelo. La tensión en los conductores, especialmente durante periodos de baja temperatura, puede crear una fuerza suficiente como para ocasionar que el poste se suspenda hacia arriba.



Uno de los factores más ignorados o mal comprendidos que afecta la resistencia de una estructura de rienda es la longitud del “pie de rienda”. Pie de rienda debe considerarse como la distancia existente desde la base del poste a la varilla del ancla de la rienda. La fuerza producida en el ancla NO es igual a solamente la fuerza horizontal que afecta a la estructura, se deberá considerar también la fuerza vertical producida cuando se tira la rienda hacia el suelo a un ancla. La fuerza resultante que actúa sobre la rienda y la estructura de ancla es determinada multiplicando la fuerza horizontal por un factor de rienda. El factor de rienda es un multiplicador derivado de la relación geométrica de la longitud del cable de la rienda y la altura de instalación de esta en el poste. A medida que el valor numérico del factor de rienda aumenta la carga total de la rienda en el ancla aumentará también. Los pies de rienda cortos producen factores de rienda más altos, en el siguiente Esquema 16 muestran factores de rienda para los pies de rienda de 1 a 1, de 2 a 3 y de 1 a 2, el cual es la relación entre la altura y la distancia del poste al punto de anclaje sobre el nivel del suelo.

Esquema 18: Factores de relación para la posición de la rienda. Fuentes:

Distribuidora ELFEC. La norma RUS recomienda utilizar pie de rienda de 1 a 1, en otras palabras, cuanto más cerca está el ancla del poste, más fácil será que el poste se desplome. Cálculo Mecánico de las Tensiones de los Conductores (TET): Para realizar el cálculo mecánico de un conductor, es necesario conocer cuáles son las fuerzas que actúan sobre el mismo. El primer dato que debe considerarse es el propio peso del conductor, pero además existirán sobrecargas importantes debidas a las inclemencias atmosféricas (hielo y/o viento).



Además del peso propio, hay que considerar las siguientes fuerzas o cargas transversales y horizontales:

Esquema 19: Fuerzas sobre el conductor. Fuente: Distribuidora ELFEC. 8.2.1.7 Costos unitarios y presupuesto Para la determinación del presupuesto total de la obra y una mejor comprensión del capítulo presente, se ha hecho un desglose de costos por componentes, es decir por grupos de actividad del proyecto. De estos componentes se ha hecho un detalle de costos unitarios tanto para los materiales como para la mano de obra. Se tiene en cuenta un cambio de divisa de 8,1 a euro (€) y de 6,9 a Dólar americano ($) Donde las unidades constructivas son:



ITEM ACTIVIDAD DESCRIPCIÓN

1.0 Instalación de faenas Implementación de lugar a utilizar para este propósito

2.0 Replanteo Verificar el trazado de la línea de media y baja tensión

3.0 Derecho de Vía Abrir brecha o cortar vegetación existente en la trayectoria del tendido de línea

4.0 Transporte Medios para transportar los materiales a la zona del proyecto.

5.0 Excavación Excavar hoyos para el plantado de postes en terreno duro y rocoso

6.0 Plantado de postes Se procede a izar postes de 9, 11, 12 y 13.5 metros en los hoyos

7.0 Armado de estructuras

Colocado de cabeceras de media tensión (VA1, VA2, VA3, VA4, VA5, VA5-1, VA6, Vp2, VA4-H) y de baja tensión (J5, J6, J7, J10), riendas (VE1-1), anclas (F2-1), seccionadores (VM3-4), los mismos que están compuestos de ferretería y aisladores en cada poste

8.0 Tendido y flechado de conductores

Extensión de los conductores fase Nº 2 ACSR, neutro Nº 4 ACSR y Duplex Nº 2, sobre los aisladores ya instalados para luego proceder con el flechado de los conductores.

9.0 Ensambles de aterramiento Instalación de Chisperos VM10-14 y puestas a tierra con toma de platos y jabalina VM2-12A y VM2-11

10.0 Puestos de transformación Montaje de los puestos de transformación en fin de línea VG-10 y de paso VG-19

11.0 Transformadores Instalación de transformadores y sus elementos de protección de 10 ,15 y 20 kVA

12.0 Misceláneos

Instalación de pararrayos VM5-6, VM5-6A aisladores auxiliares VM5-2, luminarias, realizar ajustes y pruebas en la red, instalación de letrero de obra y retiro de postes existentes en BT

Tabla 61: Unidades constructivas Y analizando los precios unitarios por la cantidad de elementos utilizados tenemos el siguiente análisis:

ITEM DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO (Bs)

PRECIO TOTAL (Bs)

PRECIO TOTAL (€)

PRECIO TOTAL ($)

1,0 INSTALACIÓN DE FAENAS

1,1 Instalación de Faenas Glb. 1,00 25570,43 25570,43 3156,84 3705,86



2,0 REPLANTEO

2,1 Replanteo en Baja Tensión km. 11,00 516,79 5684,69 701,81 823,87

2,2 Replanteo en Media Tensión km. 5,62 571,25 3210,43 396,35 465,28

3,0 DERECHO DE VIA

3,1 R.O.W. km. 3,55 2793,72 9917,71 1224,41 1437,35

4,0 TRANSPORTE

4,1 Transporte de Materiales Glb. 0 141691,50 0 0 0

5,0 EXCAVACIÓN

5,1 Excavación de Hoyos - Terreno Duro

Hoyo 244,00 67,12 16377,28 2021,89 2373,52

5,2 Excavación de Hoyos - Terreno Rocoso

Hoyo 127,26

6,0 PLANTADO DE POSTES

6,1 Plantado de Postes de Eucalipto 7-12 m Clase 6 MT

Pza. 62,00 1356,79 84120,98 10385,31 12191,45

6,2 Plantado de Postes de Eucalipto 7-12 m Clase 6 BT

Pza. 182,00 1356,79 246935,78 30485,90 35787,79

6,3 Plantado de Postes de Eucalipto especial línea primaria

Pza. 6,00 1846,59 11079,54 1367,84 1605,73

7,0 ARMADO DE ESTRUCTURAS

7,1 Armadura de alineamiento inc. Caja de derivación

Pza. 134,00 458,89 61491,26 7591,51 8911,78

7,2 Armadura de cambio de sección inc. Caja de derivación

Pza. 8,00 1000,19 8001,52 987,84 1159,64

7,3 Armadura de fin de circuito inc. Caja de derivacion

Pza. 30,00 526,54 15796,20 1950,15 2289,30

7,4 Armadura de alineamiento con derivacion, inc. Caja de derivacion

Pza. 11,00 524,00 5764,00 711,60 835,36

7,5 Armadura de fin de circuito con vano flojo, inc. Caja de derivacion

Pza. 3,00 1346,57 4039,71 498,73 585,47

7,6 Armadura de anclaje con derivacion; inc. Caja de derivación

Pza. 2,00 1464,49 2928,98 361,60 424,49

7,70 Estructura de Paso en Baja Tensión J-5

Pza. 28,00 162,79 4558,12 562,73 660,60

7,8 Estructura de Paso en Angulo en Baja Tensión J-6

Pza. 87,00 174,10 15146,70 1869,96 2195,17




Pza. 60,00 223,60 13416,00 1656,30 1944,35


Pza. 7,00 146,88 1028,16 126,93 149,01

7,11 Rienda de Tensión Simple VE1-1 MT

Pza. 32,00 314,99 10079,68 1244,40 1460,82

7,12 Rienda de Tensión Simple VE1-1 BT

Pza. 85,00 276,96 23541,60 2906,37 3411,83

7,13 Ancla de Rollizo Cuchi - MT F2-1

Pza. 32,00 324,40 10380,80 1281,58 1504,46

7,14 Ancla de Rollizo Cuchi - BT F2-1

Pza. 85,00 312,19 26536,15 3276,07 3845,82

7,15 Estructura para seccionador VM3-4

Pza. 8,00 1333,32 10666,56 1316,86 1545,88

8,0 TENDIDO Y FLECHADO DE CONDUCTORES

8,1 Tendido y Flechado del Conductor ACSR Nº 4

km. 5,62 9522,96 53519,04 6607,29 7756,38


km. 11,00 6219,44 68413,84 8446,15 9915,05

9,0 ENSAMBLES DE ATERRAMIENTO

9,2 Ensamble de Puesta a Tierra con Plato de Toma de Tierra en la Base del Poste VM2-12A

Pza. 3,00 531,34 1594,02 196,79 231,02

9,3 Ensamblaje de Jabalina de Puesta a Tierra VM2-11

Pza. 3,00 662,46 1987,38 245,36 288,03

10,0 PUESTOS DE TRANSFORMACION

10,1 Montaje de Transformador en Estructura de Paso VG-19, 14.4 kV

Pza. 4,00 1267,37 5069,48 625,86 734,71

10,2 Montaje de Transformador en Estructura de Remate VG-10, 14.4 kV

Pza. 1,00 1267,37 1267,37 156,47 183,68

11,0 TRANSFORMADORES

11,1 Transformador Monofásico de 5 KVA 14.4/0.220 KV

Pza. 4,00 16467,91 65871,64 8132,30 9546,61


Pza. 1,00 19013,84 19013,84 2347,39 2755,63



12,0 MISCELANEOS

12,1 Ajustes y pruebas en la red km. 16,62 138,18 2296,55 283,52 332,83

12,2 Letrero de Obra Pza. 1,00 896,23 896,23 110,65 129,89

12,3 Retiro de Poste Existente Pza. 3,00 157,07 471,21 58,17 68,29

TOTAL PRESUPUESTO EN Bs 836.672,88

103292,95 121256,94

Tabla 62: Cuadro de presupuestos Obteniendo la solución de costos por componentes del sistema:

N COMPONENTE MONTO

Bs.

MONTO $

MONTO €

1 Materiales de Red BT/MT 836.672,88 121256,94 103292,95

2 Mano de obra y herramientas 41.833,64 6062,85 5164,65

TOTAL 878.506,52 127319,79 108457,60

Tabla 63: Costos por componentes del sistema. Y teniendo en cuenta el 5% de costos de la supervisión tenemos un resultado final de:

N DESCRIPCIÓN MONTO

Bs. MONTO

$ MONTO

€

1 Sistema Eléctrico redes de Media y Baja Tensión

878.506,52 127319,79 108457,60

2 Supervisión del Proyecto 43925,33 6365,99 5422,88

TOTAL 922431,85 133685,78 113880,48

Tabla 64: Cuadro de presupuesto total.

8.2.2 Sistemas Microrred Fotovoltaico Un proyecto de microrred requiere una generación de energía alternativa a la red eléctrica como estudiamos en el Capítulo 4 de este proyecto. Una vez realizado el trabajo de diseño de red eléctrica nos sirve los mismos cálculos para exportarlos a este apartado. Sustituyendo los transformadores por estaciones de generación de energía, para las condiciones de Tipas hablamos de generación solar a partir de una estación fotovoltaica. Se utilizarían 4 estaciones y se colocarían en los cuatro transformadores porque estos están colocados en el centro de carga de la población. Realizando esto tenemos todos los cálculos ya realizados para saber la dimensión que requerimos para la microrred.



El inconveniente de este sistema es que los costos serán similares a la red eléctrica, ya que los mayores costos son comunes y los elementos que nos ahorramos es equivalente a la inversión en baterías y paneles fotovoltaicos. 8.2.3 Sistemas Domiciliario (SHS) enfoque AUE Siendo realistas podemos observar que las dos alternativas anteriores, tanto por red eléctrica como con sistema de microrred fotovoltaica supone un costo superior al establecido actualmente en el BIC y por tanto imposible de ejecutar. El costo total es de 133685,78 $ (Dólares americanos) para la electrificación de 43 edificios, lo que supone 3109$ por vivienda. El sistema de financiación internacional establecería que está en un costo por vivienda fuera del límite actual. Por tanto, quedaría sin solución energética y sin conseguir el primer objetivo de este proyecto, conseguir Acceso Universal a la Energía. Los sistemas domiciliarios o Solar Home Sistems (SHS) plantean la solución inicial para conseguir el AUE. No quiere decir que esta sea la solución final, pero como hemos explicado en el Bloque 1 si es el mientras tanto hasta llegar a tener una oportunidad mejor o siguiente en el flujograma de energía.



9 CONCLUSIÓN 9.1 CONSIDERACIÓN FINAL: Después de haber realizado este proyecto “Planificación con metodología de A.U.E. y proyecto constructivo de red eléctrica y energía alternativa en zonas rurales de Cochabamba, Bolivia” se entiende la problemática que existe con un servicio básico como es el acceso a energía eléctrica. Siendo este servicio uno de los más básicos en conseguir una solución rápida, económica y efectiva en comparación con los 17 objetivos planteados por la ONU. El proyecto se ha realizado en el departamento de Cochabamba, Bolivia; pero es en muchas áreas latinoamericanas e internacionales que presentan el mismo problema y sin conseguir solución después de varios años de esfuerzo. Con este proyecto se intenta demostrar que no hay que optar por la solución más completa desde el año 0, sino la que se puede. El primer paso es conocer la realidad y ver a que altura del flujograma energético esta cada área y cada comunidad con este problema. La primera solución mediante picolámparas es suficientemente económica para erradicar las velas y otros tipos de combustibles de mala calidad. Entendiendo todos los puntos de este proyecto es posible la creación de un plan estratégico realista que llegue a toda la población. El deber de repartir los presupuestos para la ejecución de estos planes es de cada gobierno y con su voluntad y conocimiento de este procedimiento se puede ir avanzando en el AUE. Esto se ve demostrado con los años de experiencia e implantación de esta metodología en algunos municipios de Cochabamba. Donde se ve el progreso hacia el AUE. Queda demostrada que la única solución para Tipas es la implantación de picolámparas, siendo esta la primera solución y consiguiendo el AUE de la comunidad. Todas las viviendas aceptaron en la compra de este elemento, de echo algunas viviendas compraron varias unidades. Tras 1 año desde el inicio de este proyecto en campo en el mes de julio de 2019 puedo afirmar que la comunidad de Tipas tiene una aceptación del 100% de las picolámparas que se entregaron a todos los vecinos. Es decir, no hay rechazo por los habitantes de la comunidad y tampoco problemas técnicos en paneles, baterías o picolámparas. Además, en este año el país local ha vivido situaciones políticas complicadas y desde los primeros meses del año la pandemia que acecha a todo el mundo. Estos son agravantes que justifican más, si cabe, que la solución sea básica y accesible. La situación económica



del país se está viendo afectada, como en el resto del mundo, por lo que hace más complicada aun la repartición de presupuestos para la electrificación rural. Sin embargo, los Sistemas domiciliarios son accesibles a todos los habitantes. El conocimiento del sistema debe ser implantado en todos los planes municipales para que se puedan adaptar y sobre todo, tener el conocimiento de estos. Como conclusión final, no existe una solución común para todas las comunidades, pero si un plan que explique qué pasos tienen que seguir para estar en la solución correcta. A partir de ahí ir escalando hasta la solución óptima. De la misma forma no solo hay un sistema correcto de implantación. La mejor solución es aquella que se analiza de forma ponderada a cada vivienda y se le da la mejor solución dependiendo de la solución posible. Como podemos observar en el Mapa 12 una solución posible para el municipio de Totora, sería la aprobación de un Plan que tenga la siguiente forma: Sistema de red eléctrica para la parte de densificación de la población, donde tenemos más viviendas por superficie. Futuros años cuando sea posible la extensión a la siguiente zona de población densa. Y sistema domiciliario para las viviendas más alejadas del centro de la comunidad, pudiendo dotar a estas de un sistema SHS de mayor capacidad al de picolámparas, ya que tardaran bastantes años hasta que estos tengan mejores soluciones.

Mapa 12: Conclusión grafica de la solución de la comunidad, donde se representa que sistema le pertenece a cada vivienda por costo unitario. Fuente: Elaboración propia.



Ha esta conclusión se llega tras haber analizado los criterios que hemos destacado y respondiendo a las preguntas de AUE: ¿Cómo seré electrificado?, ¿Cuándo me toca? Y ¿A quién le corresponde? Este análisis se ha podido optimizar y hacer de forma dinámica gracias al Software de “Planificación dinámica de Luces Nuevas”, software potente y de ejecución rápida que se está terminando de diseñar con los parámetros necesarios para con pocos inputs de la solución a cualquier proyecto. Dejando así la responsabilidad de este sistema de identificación a cada municipio o prefectura correspondiente. Este software requiere un archivo de datos donde estén colocadas las viviendas, a continuación, se dan datos como el costo estimado de red y postes, distancia entre postes y distancia de caída de tensión. Con estos inputs el programa es capaz de estimar los costos por vivienda que existen y por tanto poder decidir a quién le corresponde el qué y cuándo.

Mapa 13: Ejemplo del Software de Luces Nuevas que es capaz de dar solución rápida.

Fuente: Elaboración propia.



De esta forma organizada y estructurada, la fundación lleva años avanzando hacia la solución final. Con la implementación de este software y las actualizaciones de la planificación ahora mismo podría ser el camino para intentar paliar los problemas de los ODS 2030, o al menos hasta que llegue una solución mejor.

Planificación con metodología de AUE y proyecto constructivo de red eléctrica y energía alternativa, Cochabamba, Bolivia.

Autor del Proyecto: Tutor del Proyecto: Contraparte del Proyecto: D. Fco. Javier Vela Cobos D. José Ángel Sánchez Fdez. D. Ronald Cavero Hinojosa



ANEJO 1: Políticas sobre AUE en distintos países latinoamericanos ÍNDICE:

Introducción 1. Guatemala 2. Perú 3. Chile 4. Salvador 5. Panamá 6. Ecuador 7. México 8. Cuba 9. Uruguay 10. Paraguay 11. Bolivia

Introducción: En el Anejo se muestra de forma literal el contenido energético de 11 países latinoamericanos, redactado por sus ministerios de energía, incidiendo en los marcos regulatorios existentes y en los mecanismos adoptados hasta el 2015 (año de redacción, en la actualidad siguen sendas similares). El objetivo de este anejo es tener una magnitud de la realidad energética según las actuaciones y metodologías de distintas fuerzas políticas con un mismo objetivo. El contenido de dicho documento se ha extraído del libro: ‘El Acceso Universal a la Energía. La electrificación rural aislada. Visión Iberoamericana.’ Con la colaboración de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), la Embajada de España en Bolivia, la aecid, la Cooperación Española-Conocimiento/Santa Cruz, la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ariae), el Acceso Universal a la Energía y con la opinión de todas aquellas entidades políticas participantes en el libro. Publicado en 2017 por la editorial Aranzadi, Thomson Reuters. 1. Guatemala Según la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), de Guatemala, por D. Sergio Velásquez. La regulación en dicho país tiene dos principios del marco legal:

La Constitución Política de la República de Guatemala, declara de urgencia nacional de la electrificación del país.

Tarifas máximas en sistemas aislados: Según el Reglamento de la Ley General de Electricidad, la CNEE ha de establecer el procedimiento a seguir en cada caso concreto para el establecimiento de las tarifas, considerando las características



propias de la operación del sistema que corresponda, aplicando en todo aquello que sea posible los lineamientos correspondientes estipulados para el Sistema Nacional Interconectado (SIN).

La institucionalidad se recoge en la siguiente tabla:

Tabla 1: Resumen de las instituciones implicadas en la regulación/operación del

sistema eléctrico. Fuente: ‘CNEE’ Acciones de avance en electrificación rural mediante la extensión de red:

Plan de electrificación rural (PER) El Plan de Electrificación Rural (PER), constituye el instrumento que el Estado de Guatemala estableció para que a partir de 1997 se conectaran al sistema 280,639 nuevos puntos de suministro (usuarios), para beneficiar a más de 1.5 millones de habitantes, con lo cual se elevaría el índice de electrificación nacional del 49% al 90%, en un lapso de tiempo de aproximadamente 10 años. La ejecución del Plan corresponde al Instituto Nacional de Electrificación (INDE), y su financiamiento se realizó a través de un Fideicomiso de Electrificación Rural, en el cual el mayor componente es el producto de las ventas de la parte estatal de la Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima y de las instalaciones de Distribución del propio Instituto Nacional de Electrificación (recargo en la tarifa). Los resultados fueron los esperados, ya que, a diciembre de 2015, el índice de electrificación rural en Guatemala, fue superior al 90%.

Área de conexión obligatoria dentro de la franja de 200 metros El marco legal actual, obliga a las Distribuidoras de Electricidad legalmente establecidas en Guatemala a conectar todos aquellos nuevos servicios que estén dentro del área obligatoria, equivalente a 200 metros a partir del último punto de conexión. Con este sistema se establece un crecimiento ordenado de la red a partir de cada nueva conexión, que ha contribuido a la expansión de las redes bajo la responsabilidad de las propias distribuidoras.



Acciones de avance en electrificación rural en zonas aisladas:

Las políticas y programación de electrificación en zonas rurales aisladas, que se electrificarán fuera del crecimiento del sistema nacional interconectado actual, corresponden al Ministerio de Energía y Minas (MEM). En dicho sentido, el MEM ha implementado programas de instalación de paneles fotovoltaicos en algunas zonas de Guatemala, generalmente con el apoyo de la cooperación internacional.

Entidades no Gubernamentales, también han implementado programas de instalación de paneles fotovoltaicos en zonas aisladas, por ejemplo, Energía sin Fronteras de España.

En el caso de los sistemas aislados, la regulación guatemalteca permite establecer los valores de máximos de las tarifas y régimen de calidad acorde a las características específicas de cada sistema aislado, usando una metodología similar a la que se usa para los sistemas que pertenecen a la red integrada existente.

Actualmente, está vigente la Ley de Tarifa Social (Decreto 96-2000 del Congreso de la República), que establece un procedimiento especial de licitaciones dedicadas al abastecimiento de los usuarios del sistema de distribución final de energía, que tienen consumos inferiores a los 300 kilovatios-hora-mes, cuya aplicación actual se efectúa sobre los primeros 100 kilovatios-hora-mes. Sin embargo, a la fecha dicho subsidio no se aplica a los sistemas aislados, a menos que el servicio sea prestado a través de una distribuidora legalmente autorizada. Este subsidio se ha financiado por medio de los recursos del Instituto Nacional de Electrificación (INDE), los cuales provienen de las ventas de generación y servicios de transporte que proporciona dicha entidad estatal al Mercado Eléctrico de Guatemala.

Conclusiones y consideraciones de Guatemala:

Todos los habitantes de Guatemala, tienen derecho de disponer de un servicio de energía eléctrica como elemento fundamental para su desarrollo, lo cual además de brindarles acceso a la salud, cultura y desarrollo, les facilita actividades productivas.

Dicho servicio debe ser prestado ya sea por extensión de las redes actuales o por sistemas aislados en condiciones específicas y asequibles.

La electrificación rural, incluyendo en zonas rurales aisladas, debe formar parte de la política energética de país, y estar financiada a través de los mecanismos que disponga el Estado.

La regulación en Guatemala, como ya se indicó, establece las condiciones de precios máximos y de calidad para las condiciones especiales de sistemas aislados.

Como se concluyó en el seminario, la tecnología de paneles fotovoltaicos, en forma individual o redes, constituyen hoy día la tecnología más apropiada para la electrificación en zonas rurales aisladas, en tanto dichos sistemas no son alcanzados por la expansión de las redes de distribución. Por lo anterior, es



conveniente que se desarrollen licitaciones públicas internacionales de Estado, para obtener el equipo más eficiente y económico que sea posible.

En Guatemala, ya existe la regulación para estos sistemas, en la modalidad de generación distribuida renovable, constituidos por sistemas de generación con fuentes renovables y menores de 5 MW, modalidad que cuenta con algunos privilegios sobre la regulación de los otros sistemas.

Gráfica 1: Evolución de la cobertura eléctrica en Guatemala. Fuente: ‘CNEE’

2. Perú Según el Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), de Perú, por D. David Carcausto Rossel. El marco legal en Perú: El Decreto Supremo Nº 064-2010-EM, aprueba la Política Energética Nacional del Perú 2010 – 2040. Los objetivos 3 y 7 de esta norma referidos al «acceso universal al suministro energético» y a «desarrollar la industria del gas natural, y su uso en actividades domiciliarias, transporte, comercio e industria así como la generación eléctrica eficiente», respectivamente, establecen entre sus lineamientos de política: «alcanzar la cobertura total del suministro de electricidad e hidrocarburos» y «ampliar y consolidar el uso del gas natural y el GLP», para mejorar la calidad de vida de las poblaciones con menores recursos. En el Artículo 5.1 de la Ley Nº 29852 de 2012, se crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos (SISE) y el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE). La Disposición Única Transitoria de la citada Ley encarga al OSINERGMIN la administración del FISE, lo que implica la facultad de aprobar los procedimientos necesarios para la correcta administración.



La Resolución Ministerial Nº 203-2013-MEM/DM, publicada el 24 de mayo de 2013, aprueba el Plan de Acceso Universal a la Energía 2013 – 2022, que tiene como objetivo general «Promover, desde el ámbito energético, un desarrollo económico eficiente, sustentable con el medio ambiente y con equidad, implementando proyectos que permitan ampliar el acceso universal al suministro energético, priorizando el uso de fuentes energéticas disponibles, debiendo establecer su viabilidad técnica, social y geográfica de los proyectos mencionados, con el objeto de generar una mayor y mejor calidad de vida de las poblaciones de menores recursos en el país, en el periodo 2013-2022». Según el citado Plan, actualizado a 2015, el coeficiente de electrificación nacional bordea el 90%; mientras que a nivel rural supera ligeramente el 70%. Protocolo de intervención: El Plan se realiza mediante el siguiente protocolo de intervención:

Elegir el distrito con el mayor nivel de pobreza y conocer su capacidad energética para la provisión de los servicios de energía faltantes. Este mecanismo permite establecer un orden de prelación, iniciando el Plan con los más pobres.

Identificar las brechas en la provisión de los servicios de energía en el distrito seleccionado.

Definir la oferta de tecnologías maduras en el Perú (portafolio) con potencial capacidad energética para cerrar las brechas en la provisión de servicios de energía en el distrito seleccionado.

Estimar las brechas energéticas y la situación de pobreza energética.

Elegir la oferta de tecnologías maduras para la provisión de servicios de energía en el distrito seleccionado y la mezcla o combo óptimo para cerrar las brechas energéticas identificadas.

Encaminar medidas concretas para lograr la transferencia tecnológica que garantice su sostenibilidad.

Esquema 1: Protocolo de Intervención. Fuente: ‘OSINERGMIN’



Modelo para la determinación de la oferta y demanda energética: Se parte de los objetivos y el marco de referencia de la política pública elaborada por el Fondo de Inclusión Social Energética (FISE) para lograr identificar a las viviendas que no tienen acceso a la energía eléctrica por red pública. Se elabora un modelo de determinación de la oferta, constituida por las redes de media tensión existentes y complementadas con las redes proyectadas según lo detallado en el Plan Nacional de Electrificación Rural PNER 2016 – 2025 del Ministerio de Energía y Minas. A continuación, se incluye la información de los centros poblados según el censo de viviendas del Instituto Nacional de Estadística e Informática INEI, de modo que todo lo que queda fuera de la oferta de redes existentes y proyectadas, constituye la potencial demanda a atender. Finalmente, se acotan las viviendas objetivo por provincia y distrito. A partir de encuestas, se determinan las carencias energéticas. Los resultados obtenidos permitieron determinar los objetivos específicos para:

Establecer políticas públicas energéticas en función a cada necesidad de la población.

Identificar las necesidades energéticas de los distritos donde se inició el censo.

Formular una propuesta de distribución de tecnologías sea para cocción, iluminación, calefacción y refrigeración (anillos energéticos).

Identificar y repotenciar aquellos sectores económicos que requieran del uso de la energía eléctrica, que actualmente carecen de ella.

El detalle del trabajo de campo, puede ser observado y hacer el seguimiento en línea desde el aplicativo web que permite el monitoreo territorial, elaboración de reportes y estadísticas por distrito intervenido. Se cuenta con información tabular y de las vistas fotográficas de campo por beneficiario. En conclusión: En Perú, el ‘Mapa Energético’ presenta una Línea de Base energética a nivel de distrito, respecto a la situación inicial o intermedia que presentan las familias y que en conjunto consumen recursos energéticos, canasta o combo energético, que engloban al menos dos o tres de las etapas de la «escalera energética». Tal situación obedece a una simple ecuación racional que resulta de comparar –por ejemplo– el uso de la electricidad para iluminación y el GLP para cocinar. La implementación del «Combo Energético Óptimo» supone como criterios de selección: la viabilidad técnica de la tecnología, la disponibilidad del energético a utilizar por la tecnología seleccionada y los costos de instalación, operación y mantenimiento. Por tanto, la propuesta se orienta por criterios de eficiencia y a coordinarse con los criterios del Sistema Nacional de Inversión Pública (SNIP). Para el logro del acceso universal a la energía se requiere de la herramienta de gestión denominada «Mapa Energético»; el cual permite el registro, seguimiento, consulta y



evaluación de potencialidades de los proyectos y recursos energéticos, determinando la demanda potencial. Dicha herramienta, centraliza la información, para mejorar la eficiencia y transparencia de las intervenciones públicas y privadas destinadas a mejorar las condiciones de vida de la población vulnerable. El concepto de ‘transferencia tecnológica y empoderamiento de la tecnología’ debe ser relevante para mejorar los indicadores de eficacia y sostenibilidad de los proyectos públicos ejecutados por el Estado en poblaciones vulnerables. Suponiendo ello el desarrollo de capacidades en cuanto al manejo de paquetes tecnológicos en cada una de sus fases: implementación o instalación de infraestructura, operación y mantenimiento que contribuyan con la eficacia del proyecto. La socialización y empoderamiento de la tecnología del proyecto se hace a través de charlas, talleres vivenciales, pasantías entre otros que contribuyan con la sostenibilidad del proyecto. 3. Chile Según el Ministerio de Energía de Chile, por D. Gabriel Rodrigo Sepúlveda. El Programa de Electrificación Rural: Justicia y Evolución: En términos generales, las motivaciones para la creación del Programa de Electrificación Rural fueron:

Política y lucha contra la pobreza post-dictadura.

Solucionar las carencias de electricidad.

Mejorar la calidad del abastecimiento energético de viviendas y establecimientos rurales.

Disminuir los incentivos para la migración a zonas urbanas.

Fomentar el desarrollo productivo.

Mejorar la calidad de vida. El programa se crea el año 1994, con un 53% de cobertura rural. El avance hasta el año 2015 ha sido exitoso, alcanzando cerca del 97,9% de electrificación en zonas rurales, muy cerca del promedio nacional (99,7%). Es importante destacar que desde el año 2002 el avance ha sido de más de 10%, producto de la agresiva política estatal de impulsar proyectos de electrificación.



Gráfica 2: Evolución de la cobertura eléctrica en Chile. Fuente: ‘Proyecciones INE y

Ministerio de Energía’ La franja que aún queda por electrificar es la más costosa, por su difícil acceso, alejamiento geográfico, y de difícil solución tradicional (mediante la extensión de la red). Mecanismos y financiación: Para enfrentar esta tarea contamos con dos líneas de trabajo: solución tradicional a través de extensiones de red; sistemas off grid si es que el costo de inversión de la primera es mayor que el costo máximo establecido por el subsidio que otorga el Estado para la Inversión. Las extensiones de la red son ejecutadas por las empresas distribuidoras privadas, siendo financiadas a través de un subsidio a la inversión. Posterior a esto, las empresas solicitan concesión de la línea para la operación y mantenimiento, costos que son financiados mediante la fijación tarifaria para el área fijada. En el caso de no solicitar la zona de concesión, las empresas podrán fijar un estándar de servicio y tarifa a través de un acuerdo tarifario con el Municipio respectivo. En el caso de los sistemas aislados (off grid), Estado financia el total de la inversión mediante un proceso de licitación público, la cual en algunos casos incluye la responsabilidad de la operación y el mantenimiento, sujeto a la oferta de tarifas por un periodo de años. Estos sistemas off grid por lo general tiene altos costos de mantención y operación, lo que se traduce en altas tarifas para los usuarios del servicio. Para esto, se ha creado un susidio para la operación y mantención de estos sistemas, teniendo como objetivo lograr que las familias paguen costos equitativos por el acceso a la energía eléctrica. Para este cálculo se considera la tarifa regulada de distribución más cercana a la localidad, subsidiando la diferencia entre ambas tarifas.



Existen pues tres instrumentos para cubrir las brechas de electrificación: el Programa de Electrificación Rural, el Subsidio a la Inversión, y el Subsidio a la Operación y Mantenimiento. Con ello se han desarrollado proyectos exitosos, como la habilitación de energía eléctrica en Isla Desertores (Los Lagos), la microcentral hidroeléctrica en Puerto Gaviota (Aysén) actualmente en construcción o el futuro proyecto es Islas Guatecas que permitirá contar con una Central eólica diésel en Melinka y Repollal (Aysén). La institucionalización política y desafíos de la política pública de largo plazo: Mediante la Agenda de Energía del Gobierno se estableció una meta específica de electrificación de hogares en el período 2014-2018: Electrificación de 10.000 hogares en un período de 4 años. Los avances en esta materia han sido importantes y a la fecha el 67% de este objetivo ya está cumplido. Pero además se estableció una política de largo plazo, Energía 2050, que establece umbrales a los años 2035 y 2050, que dan cuenta de la voluntad del Estado por avanzar hacia los compromisos internacionales derivados de los Objetivos de Desarrollo Sustentable y del Sustainable Energy for All (SE4ALL). Se establecieron los siguientes objetivos de acceso continuo y de calidad a los servicios energéticos en las viviendas de familias vulnerables: alcanzar en 2035 al menos el 50% de las viviendas, y en 2050, el 100%. Ello obliga a revisar los conceptos que fueron centrales en las políticas públicas en las décadas anteriores, pasando desde un modelo centrado en el acceso rural a otro de vulnerabilidad y universalidad; de un modelo que incorporaba energía eléctrica a otro que contemple los servicios energéticos en su conjunto; y que no solo considere el acceso físico a los servicios, sino también que los costos sean asequibles. Las metas que la política de largo plazo estableció, guardan relación con reducir la relación entre el ingreso y el gasto energético, elevar los estándares de confort térmico y lumínico de las viviendas de familias vulnerables, mejorar la continuidad y seguridad del suministro, disminuyendo el índice SAIDI, y definir el concepto de Pobreza Energética que permita guiar el diseño de las políticas públicas, más modernas y que den cuenta de los desafíos que son cada vez más difíciles de enfrentar. La modernización de la regulación de los sistemas aislados: Finalmente, se está trabajando en modernizar la regulación de los sistemas aislados con microredes de potencia máxima de 1.500 kW. Se han catastrado 110 que operan aisladamente y que totalizan una potencia instalada de 15.000kW entregando el suministro a 10.350 usuarios residenciales y no residenciales (escuelas, centros de salud, centros comunitarios, pequeños almacenes, etc.). Estos sistemas operan generalmente con tarifas acordadas entre el municipio y la distribuidora en caso de que exista, y en caso contrario, son las mismas municipalidades



quienes operan el sistema. Por lo general son sistemas en base a motores diésel, con altas tarifas, altos costos de operación y mantenimiento, servicio discontinuo, de mala calidad y que muchas veces no alcanza a cubrir las 24 horas del día, requiriendo muchos de estos del subsidio estatal. Lo que se busca con este cambio en la regulación es generar mecanismos de mercado que hagan atractiva para la empresa privada la posibilidad de operar estos sistemas, incorporando nuevas tecnologías, mejorando la cobertura y optimizando el uso de los recursos públicos. Así, también se busca homologar las tarifas a las del resto del país, ya que las que presentan los sistemas aislados son mucho más elevadas. Y finalmente mejorar la seguridad y calidad del servicio. En conclusión: La conclusión de la acción decidida del Estado es fundamental para enfrentar las brechas existentes y poder alcanzar el acceso universal a la energía. Contar con instrumentos institucionalizados como subsidios a la inversión, y a la operación y mantenimiento son fundamentales para extender la cobertura y sostener los sistemas. Establecer programas con metas específicas ayuda a focalizar los esfuerzos y guiar la acción del ejecutivo para alcanzar estos objetivos, sean éstos a corto, mediano o a largo plazo. Finalmente se hace necesario modernizar los conceptos que guían las políticas públicas que buscan el acceso universal y equitativo, que den cuenta de las dificultades actuales y que permitan enfrentar los desafíos en las próximas décadas. 4. Salvador Según el Consejo Nacional de Energía de El Salvador, D. Raúl González Sandoval. La política energética establece que el estado debe garantizar un abastecimiento de energía oportuno, continuo, de calidad, generalizado y a precios razonables a toda la población. La estrategia para lograr el abastecimiento generalizado consiste en suministrar energía eléctrica a las personas mediante: 1) la conexión de éstas a las redes existentes. 2) la extensión de estas redes. 3) y la utilización de sistemas aislados basados en energía solar fotovoltaica. Se estima que un aproximado de 95 % de hogares cuenta con acceso a la energía eléctrica. De las 84.130 familias que no tienen acceso a electricidad, 59.332 viven en áreas rurales.



Gráfica 3: Grado de cobertura eléctrica en 2014. Fuente: ‘Encuesta de Hogares y

Propósitos Múltiples (EHPM)’ De acuerdo a la EHPM tienen acceso a electricidad los hogares que tienen conexión eléctrica propia o conexión eléctrica del vecino. La EHPM no toma en cuenta como acceso a la electricidad el suministro con sistemas fotovoltaicos domésticos (SFD). De acuerdo a la EHPM, el avance de la electrificación del país ha sido el siguiente:

Gráfica 4: Evolución del grado de cobertura. Fuente: ‘EHPM’

Se estima que existen unos 3,800 sistemas fotovoltaicos domésticos instalados, la mitad sin ningún sistema de sostenibilidad, y la otra mitad bajo el concepto de pago por servicio. Los SFD constan generalmente de módulos de 80 watts y baterías de 120 Ah y 12 V DC. Estos proyectos se han realizado por el financiamiento de agencias de ayuda internacional, instituciones nacionales y aportes del gobierno. Se han instalado en comunidades rurales de extrema pobreza, localizadas en zonas de difícil acceso. Generalmente, estos caseríos se caracterizan por encontrarse a gran distancia y aislados de la red eléctrica comercial. Fueron suministrados e instados por compañías eléctricas del país, con la participación de la Municipalidad y la institución encargada a nivel nacional del desarrollo local. En la mayoría de casos, a los habitantes de estas comunidades se les asigno el sistema instalado en su vivienda en propiedad. Asimismo, durante los primeros años de operación (durante la ejecución y la duración de la garantía) se les ha asignado un soporte técnico con supervisión gubernamental por parte del instalador.



Actualmente, muchos de los sistemas instalados funcionan de manera parcial y no es difícil encontrar familias que hayan abandonado por completo sus SFD. Los equipos han presentado fallos en componentes principales y no han sido revisados por técnicos especializados. Sin duda, garantizar el adecuado funcionamiento de los sistemas aislados de electrificación requiere la toma de conciencia de que ésta puede ser una solución de largo plazo que requiere de una institucionalidad apropiada. Debido a los problemas de sostenibilidad con los SFD y los recientes avances en el campo de las luminarias led, los módulos fotovoltaicos y las baterías de litio, que han dado lugar a la aparición de lámparas solares para la iluminación eléctrica de los hogares que no tienen acceso a la red, se están impulsando proyectos piloto de iluminación con lámparas solares para estudiar el grado de aceptación que estas soluciones tienen dentro de la población. Y según la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) de El Salvador, por D. Nelson Rolando Torrento. Los objetivos de la ley general de electricidad son:

Fomento del acceso al suministro de energía eléctrica para todos los sectores de la población.

Protección de los derechos de los usuarios y de las entidades que desarrollan actividades en el sector.

Las competencias de la SIGET en electrificación rural son: La SIGET es el ente regulador del sector eléctrico y de telecomunicaciones, por lo tanto no tiene la responsabilidad directa de electrificar en el área rural, solamente velar por el desarrollo de la Electrificación Rural y formular alternativas para alcanzar la cobertura nacional. En ese sentido, bajo el Art. 73 de la Ley General de electricidad, el Estado puede establecer un Fondo de Inversión Social de Desarrollo Local (FISDL) de recursos para la expansión o ampliación de las redes en áreas específicas, en especial para la electricidad rural. Adicionalmente, se creó un fondo adicional, el FINET, con el objetivo de subsidiar la infraestructura para el suministro de energía eléctrica en áreas rurales y de bajos ingresos, así como subsidiar el consumo de energía eléctrica en áreas rurales y de bajos ingresos siempre que éstos sean de beneficio comunal; y el consumo de energía eléctrica residencial.



El reglamento de la ley de incentivos fiscales para el fomento de las energías renovables en la generación de electricidad: Los agentes titulares de nuevas instalaciones de generación de energía eléctrica, utilizando para ello fuentes renovables de energía, pueden obtener los siguientes beneficios e incentivos fiscales:

Hasta 20 MW, podrán tener durante los primeros diez primeros años una exención del pago de los Derechos Arancelarios de Importación de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de preinversión y de inversión en la construcción de las obras de las centrales para la generación de energía eléctrica, incluyendo la construcción de la línea de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta las redes de transmisión y/o distribución eléctrica. Para ello se precisa de una certificación de SIGET.

Entre 10 y 20 MW, exención del pago del Impuesto sobre la Renta por un período de cinco años (si fueran menos de 10 M, hasta 10 años).

Exención total del pago de todo tipo de impuestos sobre los ingresos provenientes directamente de la venta de las «Reducciones Certificadas de Emisiones» (RCE) en el marco del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) o mercados de carbono similares, obtenidos por los proyectos calificados y beneficiados conforme a la presente Ley.

5. Panamá Según la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) de Panamá, por D. Eloy Arnoldo Vásquez Acosta Marco regulador: El Texto Único de la ley 6 de 1997 establece el marco regulatorio e institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad. En su Capítulo VII determina la regulación de la Electrificación Rural. Así en el Artículo 84. Electrificación Rural se establece que el Órgano Ejecutivo continuará promoviendo la electrificación en las áreas rurales no servidas, no rentables y no concesionadas. Para tal efecto, programará los proyectos y asignará anualmente, en el Presupuesto General del Estado, los recursos necesarios para cumplir con esta finalidad. La meta anual del Órgano Ejecutivo será aumentar, como mínimo, en un dos por ciento (2%) el porcentaje de electrificación del país. Para cumplir los propósitos establecidos en este artículo, el Órgano Ejecutivo crea la Oficina de Electrificación Rural. En el Artículo 85 se establece la selección del prestador, según los siguientes criterios:

Cuando se trate de extensión de una línea de distribución, la Oficina de Electrificación Rural evaluará las opciones para la prestación del servicio en el área respectiva por electrificar, entendiéndose que la mejor opción será la que requiera el menor costo de inversión y el menor subsidio de inversión. Al



concesionario de distribución seleccionado le corresponderá prestar el servicio eléctrico y estará obligado a incorporar a su zona de concesión el área electrificada por el tiempo que establezca la Oficina de Electrificación Rural.

Si se trata de un proyecto de otro tipo, como un sistema aislado no conectado a las líneas de distribución, se determinará la fuente de energía primaria y se realizará un acto competitivo de concurrencia. La Oficina de Electrificación Rural podrá escoger otro esquema de organización diferente a un concesionario de distribución eléctrica, bajo el cual se podrá prestar el servicio en el área, como cooperativas, municipios, juntas comunales u otros con capacidad de ofrecer un adecuado servicio. El pago de la diferencia no cubierta de los costos anuales, señalado en este artículo, se realizará al término de cada año fiscal.

En el Artículo 86 se determina la metodología para el cálculo del subsidio. Corresponde a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) establecer la metodología para el cálculo del subsidio que debe pagar la Oficina de Electrificación Rural. En el Artículo 87 se crea el Fondo de Electrificación Rural, que será administrado por la Oficina de Electrificación Rural, constituido, además de las asignaciones anuales en el Presupuesto General del Estado, por el aporte anual de cada uno de los agentes del mercado de energía eléctrica, que no excederá del uno por ciento (1%) de su utilidad neta, antes del impuesto sobre la renta, excepto las cogeneradoras y autogeneradoras cuyo aporte no excederá del uno por ciento (1%) del ingreso bruto anual por las ventas de energía, descontadas las compras en el mercado mayorista de electricidad. Este aporte será recaudado por la Oficina de Electrificación Rural en la fecha que esta establezca. Se exceptúa del pago del aporte señalado en este artículo a los grandes clientes. Mecanismos de Acceso Universal:

Proyecto de Electrificación Rural en Sistemas Aislados (OER): Este componente contempla el desarrollo de proyectos piloto de micro y/o pequeñas hidroeléctricas, plantas eólicas, sistemas fotovoltaicos u otras energías renovables orientadas a preservar el medio ambiente, mejorando la calidad ambiental del abastecimiento energético y reduciendo de manera importante los costos de la energía mediante la sustitución de sistemas de generación diésel.

Proyectos o programas relacionados con el acceso a la energía moderna (OER): Los proyectos y programas que ha desarrollado Panamá para incrementar el acceso a la electricidad, son los que desarrolla la OER. La OER ejecuta los proyectos a través de dos modalidades:

– Extensión de la Red de Distribución Eléctrica – Sistemas Fotovoltaicos

Acceso a la energía eléctrica: El 92.5% de la población de Panamá en el año 2014, tenía acceso a la energía eléctrica, tomando en cuenta solamente los hogares servidos por las empresas distribuidoras que



son unos 896,935 hogares. La tabla siguiente, presenta la cantidad de hogares con y sin acceso a la electricidad en Panamá en el año 2014, en términos absolutos y porcentuales:

Tabla 2: Distribución de los hogares respecto al acceso a la electricidad. Fuente: ‘SNE’

Existen sistemas fotovoltaicos que suministran electricidad a comunidades rurales, especialmente en la comarca Kuna Yala. Si se toman en cuenta estos sistemas, el porcentaje de hogares a nivel nacional con acceso a la electricidad se incrementa ligeramente hasta el 93.4%. Con los datos anteriores, se presenta en la siguiente tabla, el resumen de la cantidad de hogares en valores absolutos y porcentaje, que se considera que tiene acceso a la electricidad, a través de la red de distribución, a través de sistemas aislados y a través de mini redes.

Tabla 3: Distribución de los hogares que tienen acceso a la electricidad. Fuente: ‘Estimación propia en base a estadísticas SNE y distribuidoras’

6. Ecuador Según el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, por D. Luis Enrique Manzano Villafuerte. La política pública energética y los instrumentos de planificación: Las políticas del sector eléctrico ecuatoriano han experimentado un cambio radical en la última década, retomando el rol protagónico del Estado dentro de la creación de nueva oferta energética, que tiene como lineamientos: el incremento de la participación de la energía renovable, el cambio profundo en la distribución, la realización de un plan emergente de ahorro y eficiencia energética y el incremento de la cobertura del servicio eléctrico en sectores rurales. Dicho cambio se debe fundamentalmente al establecimiento de la nueva Carta Magna de la República del Ecuador en el año 2008, que determina la responsabilidad del estado



de: «…administrar, regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos…», así como: «…la provisión de los servicios públicos de agua potable y de riego, saneamiento, energía eléctrica, telecomunicaciones, vialidad, infraestructuras portuarias y aeroportuarias …». A partir de la Constitución se desarrollan un conjunto de estrategias que procuran la consecución de los derechos humanos, así como el alcanzar indicadores económicos, sociales, culturales y ambientales, sobre un concepto y visión del mundo nacido en las antiguas sociedades de la región de los Andes sudamericanos: el «Sumak Kawsay», que en castellano quiere decir Buen Vivir. Dichas estrategias son compiladas en el Plan Nacional de Desarrollo, conocido en el Ecuador como Plan Nacional para el Buen Vivir (PNBV) 2013-2017, mismo que constituye la hoja de ruta técnica y política del Gobierno y que está conformada por 12 objetivos nacionales. En la siguiente gráfica se presenta la Alineación Institucional a los Objetivos del PNBV 2013 -2017.

Tabla 4: Alineación Institucional a los objetivos del Plan Nacional para el Buen Vivir.

Fuente: ‘Ministerio de Electricidad y Energía Renovable’ La rectoría energética y la electrificación rural en Ecuador: Según información proporcionada por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad – ARCONEL, el porcentaje total de viviendas con energía eléctrica al año 2015 a nivel global alcanzó el 97,18%, mientras que en la Región Amazónica ecuatoriana, en donde se ubica la mayor cantidad de población rural aislada de la red eléctrica convencional, se cuenta con alrededor del 93,07% de cobertura. El aumento en la cobertura eléctrica ha sido, en parte, resultado de los esfuerzos del Gobierno de Ecuador (GdE) y de Organismos Multilaterales como el BID y la CAF, ONG´s, Gobiernos Autónomos Descentralizados entre otros, y a través de la implementación del programa: «Fondo de Electrificación Rural y Urbano-Marginal (FERUM)», implementado



desde 1998. Hasta el presente este programa ha aportado alrededor de US$372 millones, lo que permitió la implantación de proyectos de electrificación rural y urbano marginal en las 11 Empresas Eléctricas de Distribución (EED) del país y beneficiando alrededor de 880 mil viviendas.

Gráfica 5: Evolución de la Cobertura de Servicios Eléctricos. Fuente: ‘Agencia de

Regulación y Control de Electricidad’ No obstante, actualmente se tienen aproximadamente 385.000 personas (o 104.000 familias) aproximadamente, que no cuentan con acceso a la energía eléctrica en zonas rurales. A fin de atender las necesidades de energía en dichas zonas, el Gobierno ha implantado aproximadamente 5.000 soluciones fotovoltaicas mediante distintos programas (Yantza Li Etsari, Euro-Solar, Promec, Capcoa, entre otros) desde inicios del presente siglo y a través de distintos esquemas de implementación; siendo los sistemas fotovoltaicos la alternativa más versátil, en los lugares aislados respecto a otras alternativas para electrificación rural. Sin embargo, así como otros países, Ecuador enfrenta el reto de conseguir la sostenibilidad técnica y financiera de los sistemas de Energía Renovable en estas zonas. Para el efecto el Gobierno planea: (i) La implementación de metodologías adecuadas para la evaluación y priorización a este tipo de proyectos; (ii) La aplicación de un modelo directriz para la gestión exitosa de los proyectos, que defina las responsabilidades, soluciones técnicas, mecanismos de pago, etc.; (iii) El establecimiento de un mecanismo financiero sostenible para cubrir los costos de Operación y Mantenimiento de estos proyectos; y, (iv) La aplicación de procedimientos normalizados para el seguimiento, monitoreo y control efectivo de los proyectos instalados, así como la evaluación de impacto de los mismos sobre la población considerando indicadores técnicos, ambientales y sociales. Los esfuerzos que el gobierno ha realizado en esta materia, no solo han estado orientados a la ampliación de la frontera energética con proyectos de electrificación rural, sino también a la mejora de las capacidades de técnicos locales en aspectos de diseño, gestión de proyectos y normalización de estándares de referencia para electrificación tanto rural como rural aislada.



Finalmente, y durante este proceso el Ecuador se encuentra construyendo una propuesta de marco regulatorio para electrificación rural aislada, la identificación de un mecanismo de financiación sostenible, así como la estructuración de lineamientos de política pública para electrificación rural aislada.

Esquema 2: Metas a alcanzar. Fuente: ‘Ministerio de Electricidad y Energía Renovable

de Ecuador’ 7. México Según la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México, por D. Milenko Matosic. Elementos para un Plan de Electrificación Rural Un plan de electrificación rural (incluyendo zonas urbanas marginadas y zonas aisladas) requiere de seis elementos clave:

Voluntad política: es necesaria una política clara de Estado que fomente la electrificación rural y que tenga continuidad a través de los distintos cambios de gobierno. Dicha política debe incluir programas fiables de medición y seguimiento que permitan evaluar su impacto en la sociedad.

Planificación integrada del sistema de generación, transmisión y distribución de electricidad.

Regulación adecuada que proteja al consumidor por medio de normas técnicas para la infraestructura y operación, así como también que establezca tarifas asequibles para la población.

Modelos innovadores de suministro: los proyectos de electrificación rural deben estar basados en necesidades reales y con un enfoque claro al servicio que considere la asequibilidad y sostenibilidad para la comunidad. Las tecnologías de almacenamiento pueden contribuir a dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio de suministro eléctrico.



Nuevos actores: nacimiento del proveedor energético local que desarrolla un negocio de base social muy adaptado a las condiciones y necesidades locales, tratando siempre de utilizar la tecnología más avanzada para ello.

Financiamiento centrado en la electrificación aislada: es necesario agrupar proyectos en regiones contiguas o cercanas para abatir costos, así como crear plataformas de inversión para escalar los proyectos previamente implementados.

Las empresas micro-financieras juegan un rol muy importante en los proyectos de electrificación, ya que actualmente representa la única manera en que la población en algunas comunidades aisladas puede pagar por la instalación de paneles solares en su domicilio. La financiación directa al usuario (pay-as-you-go) ha resultado ser también un modelo exitoso en otros países al permitir a cada usuario controlar en tiempo real su consumo por medio de este sistema de pago. Los siguientes elementos pueden contribuir a facilitar el proceso de electrificación de zonas rurales y aisladas:

Desarrollo de estándares de calidad para asegurar un suministro seguro al usuario.

Simplificación de la logística y adaptación tecnológica a las condiciones locales de la comunidad.

Identificación y articulación de cadenas de suministro.

Innovación y desarrollo de nuevos modelos de negocio para la implementación de proyectos de electrificación rural.

El involucramiento de la sociedad es esencial para asegurar el éxito del proyecto, ya que debe existir un compromiso por parte de la comunidad para que la infraestructura sea utilizada adecuadamente y no para otros fines (paneles fotovoltaicos utilizados como mesas porque las conexiones eléctricas se dañaron, por ejemplo). El modelo de negocio debe llegar al minorista rural, pasando por todos los intermediarios anteriores a éste (importador distribuidor urbano distribuidor rural minorista urbano minorista rural). La reforma energética en México: La reforma energética en México promulgada el 20 de diciembre de 2013 creó la Ley de la Industria Eléctrica, la cual fue promulgada el 11 de agosto de 2014. Dicha reforma tiene, los siguientes objetivos relativos al sector eléctrico:

Reorganización de la industria eléctrica para garantizar tarifas competitivas a hogares, industria y comercio.

Apertura de la industria eléctrica (generación) con centrales eléctricas más eficientes y promoción de energías limpias. Los servicios de transmisión y distribución permanecen bajo la tutela del Estado Mexicano.

Reforzar a la Comisión Federal de Electricidad al darle mayor libertad en la toma responsable de decisiones para su modernización y rendición de resultados.



Reforzar la rectoría del Estado como regulador de la industria eléctrica. El fondo de servicio universal eléctrico: La Ley de la Industria Eléctrica creó el Fondo de Servicio Universal Eléctrico (FSUE), el cual tiene los siguientes propósitos:

Financiar las acciones de electrificación en comunidades rurales y zonas urbanas marginadas.

Financiar el suministro de lámparas eficientes.

Financiar el Suministro Básico a Usuario Finales en condiciones de marginación. El FSUE se integrará por el excedente de ingresos que resulte de la gestión de pérdidas técnicas en el Mercado Eléctrico Mayorista, hasta en tanto se cumplan los objetivos nacionales de electrificación. Este Fondo podrá recibir donativos de terceros para cumplir sus objetivos. Al 31 de diciembre de 2015, el 98.53% de la población en México contaba con servicio de energía eléctrica. El 1.47% restante equivale a 1.7 millones de habitantes que no contaba con acceso a la electricidad. La siguiente figura muestra la evolución del grado de electrificación desde 1980 con proyección hasta 2018. Se aprecia que para ese último año, el 99% de la población contará con acceso a servicios modernos de electricidad, lo cual es impulsado fuertemente por la Ley de la Industria Eléctrica y la Ley de Transición Energética.

Gráfico 6: Evolución del grado de electrificación. Fuente: ‘FSUE’

El éxito del FSUE depende de los siguientes factores:

Nula orientación política para darle continuidad a través de los distintos cambios presidenciales.

Atender prioritariamente a los más necesitados.

Los proyectos deben tener una vida útil de 20 años.

Comunicación efectiva entre entidades federales y estatales para evitar duplicidades en los proyectos.



La generación limpia distribuida: La reforma energética promueve la generación limpia y distribuida. Los Certificados de Energías Limpias (CEL) surgen como el mecanismo para fomentar la generación limpia. En el caso de proyectos de gran escala, un MWh equivale a un CEL, el cual es otorgado al generador que produce la electricidad con alguna fuente de energía limpia. La generación distribuida recibe un beneficio adicional, pues los proyectos que se realicen con tecnologías limpias tendrán derecho a recibir un CEL por cada MWh generado, dividido por el porcentaje de energía entregada (PEE). Es decir:

Donde: G: Generación eléctrica en MWh PEE: porcentaje de energía entregada, definido como el total de energía eléctrica consumida en los centros de carga y en los puntos de carga, dividido por el total de energía eléctrica generada en las centrales eléctricas en el año anterior.

* * Datos calculados por el Centro Nacional de Energía (el operador del sistema eléctrico en México) para el año inmediato anterior al periodo de obligación en cuestión.

Conclusión: La reforma energética y la legislación secundaria derivada de ella contribuyen a la electrificación de zonas rurales y urbanas marginadas, así como a cumplir con el objetivo nacional de contar con el 35% de energías limpias en la matriz de generación eléctrica para 2024 en México. 8. Cuba Según la Oficina Nacional de uso racional de la energía de Cuba, por Dña. Niurka Maria Fleite. Programa de electrificación rural con fuentes renovables de energía. El sistema electro energético nacional cubre el 96% de las necesidades eléctricas del país. Las zonas que no acceden a este servicio son las áreas montañosas más remotas, donde el nivel de electrificación rural por todas las vías y fuentes es solo del 81 %. La electrificación de las viviendas aisladas de los campesinos mediante la energía solar fotovoltaica constituye una solución sostenible.



El proyecto trata de resolver progresivamente las necesidades de unas 100.000 familias de zonas rurales remotas y aisladas y constituye una ayuda a las regiones más desfavorecidas, apoyando el desarrollo social, contribuyendo al desarrollo integral de la región. Objetivos fundamentales:

Incremento del nivel de vida de este importante sector de población rural.

Disminución del éxodo de la población rural hacia las ciudades.

Incremento de la producción de alimentos. Sistema fotovoltaico para viviendas aisladas: El sistema fotovoltaico está diseñado para 2 días de autonomía y 5 horas de servicio al día, con 4 puntos de luz así como el funcionamiento de un televisor. El módulo contiene:

Un panel fotovoltaico de 150 Wp.

Estructura soporte para su instalación de forma orientada.

Juego de cables, para su conexión a la caja de distribución.

Caja de distribución donde se encuentran instalados los siguientes componentes:

o Regulador de carga solar 10 A, 12 V o Inversor sinusoidal 300 W, 12 V, 60 Hz, 110 V AC. o Batería sellada, libre de mantenimiento 12 V, 100 A/h o Interruptores eléctricos, tomacorrientes y protecciones. o Cableado del circuito.

4 Lámparas LED de 8 W de potencia cada una.

Esquema 3: Sistema fotovoltaico. Fuente: ‘Oficina Nacional de energía Cuba’

En 2030 se estima generar más de 7 mil GWh al año con fuentes renovables. Con ello:

Se dejarían de emitir a la atmósfera, más de 6 millones de toneladas/año de CO2.

Se cumplirán con los objetivos fijados para contribuir a mitigar el cambio climático.

Se producirá una importante inversión del exterior.



9. Uruguay Según la Oficina de planeamiento y presupuesto de Uruguay, por Dña. Camila Martínez Snoeck. Ámbito institucional: La Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) es una dependencia de rango ministerial de la Presidencia de la República, encargada de asesorar al Poder Ejecutivo en la formulación de los planes, programas y políticas nacionales y departamentales así como también en la definición de la estrategia económica y social del Gobierno. En virtud de ésto, uno de los objetivos es satisfacer el 100% de la demanda de energía eléctrica en todo el territorio nacional. En el sector denominado “Descentralización e Inversión Pública” se crean convenios para la electrificación rural (productivo: productores de arroz, familiar: medio rural). El país tiene un elevado grado de electrificación (del orden de 99.7%). Por ello electrificar lo que falta resulta cada vez más complejo y requiere de mayores esfuerzos de las instituciones responsables. Se trata de población dispersa y de menores recursos económicos. Por otra parte, en 2012 se creó la Comisión Interinstitucional de Electrificación Rural donde:

Oficina de Planeamiento y Presupuesto subsidia 40%

UTE (empresa eléctrica estatal) aporta materiales

Ministerios (Ganadería, MEVIR, INC, MIDES, MVOTMA y Antel) brindan apoyo de coordinación y articulación entre vecinos

MIEM: Ministerio de Industria, Energía y Minería brinda apoyo técnico Sistema autónomo con energía fotovoltaica, proyecto piloto: En línea con generar soluciones de Electrificación Rural y sobre todo para el caso de comunidades aisladas, la Dirección Nacional de Energía (DNE) del Ministerio de Industria, Minería y Energía de Uruguay (MIE M), promovió el desarrollo de un “Proyecto Piloto” que instala un sistema autónomo que aporta energía fotovoltaica a la generación diésel que la población disponía anteriormente. El Ministerio actuó como institución promotora y financiadora, en conjunto con la colaboración de UTE y MEVIR (Organización Publica No estatal para la erradicación de la vivienda insalubre rural) para la coordinación y articulación entre vecinos. El proyecto constituye una novedad para el país, sobre todo por su carácter de continuidad en el suministro las 24 horas.



El pueblo Cerro de Vera se encuentra en el departamento de Salto, con una población de aproximadamente 160 personas (60 familias). Se elige por contar con sistema de respaldo (garantizar continuidad del suministro) y para aprovechar el recurso solar del norte del país. No posee conexión a las redes de Media Tensión de UTE, por lo que UTE había instalado generadores diésel y una pequeña red de Distribución de Baja Tensión, que además de satisfacer a las viviendas, cubre las necesidades eléctricas de una escuela, un salón comunal, una comisaría, una policlínica, comercios, una antena de ANTEL y el alumbrado público. En febrero 2015, se inauguró el proyecto llevado a cabo por una empresa uruguaya licitada cuyo contrato incluyó la instalación, operación y mantenimiento por un año del sistema autónomo, constituyendo un exitoso caso piloto. Luego de transcurrido el año, el sistema queda en manos de UTE, cada usuario quedando como cliente de UTE al igual que todos los uruguayos. El criterio de adjudicación para la licitación fue que el diseño del sistema proyectado debe hacer uso de los recursos renovables de forma que disminuyan los costos de la generación diésel, optimizando el valor actual neto de los costos del sistema durante su vida útil estimada. Conscientes de que los aspectos sociales son fundamentales para el éxito de este tipo de proyectos, se realizaron diversas reuniones con los pobladores y actividades en la escuela local, explicando el alcance del proyecto, sus etapas, respondiendo consultas y esclareciendo dudas. AECID patrocinó diversas acciones relativas a este proyecto, a través el “Proyecto Promoción de Fuentes Renovables y Eficiencia Energética”, en financiación de asistencia técnica:

de Facultad de Ingeniería, en la elaboración del Pliego y en el estudiode las ofertas recibidas.

de expertos en sistemas FV de la Universidad de Málaga, en elaboración del Pliego, estudio de ofertas y evaluación del sistema entregado (muy valioso aporte).

de Facultad de Ciencias Sociales, que aplicaron encuesta, nos hicieron informe y apoyaron en reuniones con la población.

asesoramiento de la ESCO de UTE, para las acciones de eficiencia energética que se implementaron en comisaría y escuela.

También financió participación en Seminario Internacional, en el que se divulgó la experiencia realizada.

Detalles técnicos: El sistema cuenta con un campo de 180 paneles fotovoltaicos con una potencia pico de 52.2 kW en superficie de 85x25 metros, un banco de batería de 308 kWh. Posee un equipamiento electrónico que recibe y despacha todas las fuentes, incluyendo los generadores diésel ya existentes en el lugar, que quedan como respaldo de generación.



El sistema garantiza el servicio de generación eléctrica las 24 horas del día en iguales o incluso mejores condiciones de calidad, si se lo compara con el que sustituye. En caso de que la carga de las baterías descienda por debajo de un valor prefijado (en este caso, el 40%), automáticamente comenzará a funcionar la planta diésel. Además, para complementar y así optimizar el sistema, se instalaron 10 colectores solares de agua en las viviendas, con lo cual se logró reducir el consumo de la micro-red. 10. Paraguay Según el Viceministerio de energía y minas de Paraguay, por D. Rafael González. Escenario: Ante la situación de la generación de energía eléctrica en Paraguay, 99% Hidroeléctrica, con una capacidad instalada de 17.430 MW (Itaipú 14.000Mw; Yacyretá 3.200Mw; Acaray 230 Mw) y una disponibilidad soberana de 8.830MW; siendo el consumo del país +/- 2.500MWh; con una estimación de crecimiento vegetativo del consumo de +/- 9,6% anual, la cual repercutirá fuertemente en las reservas, haciendo que las mismas lleguen a su límite inferior en diez años, se ve la necesidad de iniciar un proceso de diversificación de la matriz energética para sostener, en mayor medida, la autonomía energética nacional, y los beneficios que ella conlleva. Con respecto a la energía final, solo el 33% es sostenible, dado que el consumo de leña (biomasa) supone el 45%.

Gráfica 7: Mix de energía final y grado de autoabastecimiento. Fuente: ‘Viceministerio

de energía y minas de Paraguay’ Hasta hoy, el tema forestal se ha tomado como un tema ambiental, sin embargo, es transversalmente un problema energético; es necesario transformar el consumo bioenergética para parar la deforestación.



Si sumamos la energía eléctrica a la bioenergía vemos que aún se tiene algo más del 60% de autonomía energética, la cual está en serio peligro de ir perdiendo terreno, sobre todo en la medida de que el componente bioenergética siga perdiendo protagonismo. Actividades propuestas: Después de realizar las consideraciones del sector energético nacional y de las focalizaciones de territorios que demandan consumo de energía eléctrica, se identifican acciones para introducir soluciones energéticas con el desarrollo de fuentes alternativas, a corto, mediano y largo plazo, como son:

Planes y proyectos de reforestación y eficiencia en el consumo de la leña, que permitan reposicionar al consumo bioenergético «sostenible» en el 50% de la matriz energética.

Diseño e implementación de un Sistema de Información del Potencial Energético Renovable del Paraguay (SIPERPy).

La diversificación de la matriz energética a partir de fuentes alternativas.

La elaboración de una Ley de fomento a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Fomentar la generación descentralizada de energía eléctrica, en base a energía solar fotovoltaica y, micro y mini eólica, en las principales ciudades del Paraguay, culminando este proceso de inserción con una Ley de Generación Distribuida.

Implementación de calefones termo-solares en proyectos de viviendas sociales. 11. Bolivia Según la Autoridad de fiscalización y control social de electricidad (AE) en Bolivia, por Enrique Birhuett. El crecimiento de la población y de la cobertura de la demanda: En la tabla siguiente se muestra la cantidad de viviendas que han sido integradas al servicio de electricidad entre 2001 y 2012, tanto en las áreas urbanas como rurales:

Tabla 5: Viviendas integradas al servicio de electricidad entre 2001 y

2012. Fuente: ‘Censos de Vivienda 2001 y 2012’ En 11 años, se integraron a este servicio un poco más de un millón de hogares de los cuales el 66% corresponden al área urbana y un 33% al área rural, incrementando sustancialmente el acceso al servicio de electricidad, lo que ha dado como resultado



contar con una cobertura del 82% al finalizar el año 2012. En la figura siguiente se muestra el resultado final de los esfuerzos efectuados.

Gráfica 8: Cambios en la cobertura del servicio de electricidad entre 2001

y 2012. Fuente: ‘Censos de Vivienda 2001 y 2012’ Sin embargo, esta tendencia es asimétrica cuando se comparan los cambios en el área rural y en el área urbana, tal y como se muestra en la figura siguiente.

Gráfica 9: Cambios en la cobertura del servicio de electricidad entre 2001

y 2012 para el área urbana y el área rural. Fuente: ‘Censos de Vivienda 2001 y 2012’ El cambio en el área rural es sustancial, sin embargo, no lo suficiente ya que aún queda un 43% de la población sin el correspondiente servicio. Sin embargo, entre los años 2012 y 2015, la tendencia por alcanzar el acceso universal se ha mantenido e inclusive se ha



incrementado como se muestra en la figura siguiente:

Gráfica 10: Número de consumidores residenciales a nivel nacional entre

2012 y 2015. Fuente: ‘Anuario Estadístico 2015. AE’ Al final de 2015, prácticamente existen 2 millones de viviendas, lo que equivale a que 8 millones de personas cuentan con el servicio de electricidad, quedando aún un poco más de 2 millones de personas sin acceso a este servicio. Durante el periodo 2012 al 2015, la tasa de crecimiento de la cobertura al servicio eléctrico fue de 9% y en algunos años alcanzó al 13% y se ha mantenido mucho más alta que la tasa de crecimiento poblacional que es de 4,2%, lo que significa que existe una alta posibilidad que en los subsiguientes años se alcance el acceso universal. Acceso universal como derecho: El servicio de electricidad y su acceso se ha convertido en un derecho establecido en la Constitución Política, por lo tanto, en una obligación del Estado. Dentro de los planes gubernamentales, se propuso el objetivo ambicioso de alcanzar la cobertura universal del servicio de electricidad al año 2025. No obstante, la población actualmente sin acceso a este servicio presenta unas características que dificultan la consecución del objetivo. Se trata de una población muy dispersa (en promedio un hogar cada 10 km2), de bajos ingresos, con otras carencias (salud, educación, acceso al agua potable, acceso a la justicia, entre otros). Responsabilidades compartidas para facilitar el acceso al servicio de electricidad: Las empresas eléctricas de distribución (de propiedad estatal) tienen la responsabilidad de atender toda la demanda de electricidad dentro de su área de operación. Cada dos años, las áreas de operación se actualizan y cada cuatro años, las inversiones y los costos de operación y mantenimiento son aprobados. Estos costos incorporan las proyecciones



de la población urbana y rural a la que se le va otorgar el servicio de electricidad, bajo una tarifa que es uniforme para todos los consumidores residenciales. Una vez que la infraestructura eléctrica ha sido implementada, se busca reducir las barreras de conexión de los hogares a la red. Una de las barreras es el costo de la instalación del medidor, acometida, caja, cuchillas, bastón y que asciende aproximadamente a USD 100. Para disminuir este costo en un 50%, se transfiere la responsabilidad de la conexión del hogar a las empresas eléctricas, de forma que éstas están obligadas a asumir el costo del medidor y de la acometida. Con la finalidad de asegurar que la población más vulnerable pueda enfrentar la factura de electricidad, se han implementado dos reducciones en las tarifas: del 20% para los primeros 100 kWh por mes, en el caso de las personas mayores de 60 años, y del 25% adicional cuando el consumo de electricidad es menor a los 70 kWh por mes. Fuera de las áreas de operación, las instancias gubernamentales intermedias (gobernaciones departamentales y municipales) son responsables de financiar la infraestructura eléctrica, consistente, por el momento, en líneas de media y baja tensión. Esta infraestructura es transferida para que sea operada por la empresa eléctrica y sea incluida en su área de operación. En los límites de la electrificación rural convencional: Existen zonas aisladas y muy alejadas del área de operación de las distribuidoras en la cual no existen caminos estables y son de difícil acceso. Los usuarios potenciales que se encuentran en las comunidades rurales son muy pocos. Por lo general, se conforman pequeñas cooperativas y comités de electrificación quienes asumen la operación de sistemas eléctricos con generación diésel. El Estado boliviano suministra el diésel a precio subsidiado, y el regulador fiscaliza el uso del mismo. El costo del transporte del diésel es muy elevado, por lo que las tarifas resultantes son también elevadas, con una calidad de servicio muy reducida (sólo 4 horas por día). Se está promoviendo que estos sistemas sean sustituidos por sistemas autónomos con energía solar como una alternativa efectiva y eficaz para reducir costos operativos. Objetivos 2025: En la actualidad, en Bolivia, quedan aún sin el servicio de electricidad al menos medio millón de hogares y que están asentados en áreas dispersas. Por las condiciones de asentamiento, el suministro deberá ser provisto mediante sistemas autónomos como la energía fotovoltaica o pequeñas centrales hidráulicas o eólicas. Para ello, se están implementando programas de financiamiento con los cuales se logra que la población dispersa tenga acceso a la iluminación, a la radio o TV y al servicio del celular. En este punto, el rol del regulador es garantizar que la calidad del servicio de electricidad cumpla con los requerimientos técnicos y comerciales establecidos en las normas



vigentes. El objetivo al 2025 es lograr que la población dispersa tenga acceso a los servicios de electricidad. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Bolivia, por Juan Carlos López Sánchez. El gas licuado del petróleo: El gas licuado de petróleo (GLP) es un producto esencial en los hogares de las zonas aisladas, debido a la dificultad de acceder a estas zonas con redes de suministro de Gas Natural, que requieren altas inversiones y tienen efectos en su medio ambiente. El GLP en garrafas de 10 Kg es un combustible que puede ser manipulado fácilmente en zonas de difícil acceso y permite sobre todo en zonas tropicales de nuestra amazonia, una fuente de energía segura para la cocción de los alimentos y de abrigo durante la larga época de lluvias. Hasta 2005, se obtuvo un equilibrio de la oferta y demanda de este producto, que se desequilibró entre 2006 y 2009, produciéndose restricciones para la población, especialmente en las zonas aisladas de nuestro país. Entre 2010 al 2013, se subvencionó por el estado el combustible, importándolo parcialmente. Asimismo, el estado tomó la decisión de construir dos nuevas plantas de extracción de GLP de las corrientes de Gas Natural de exportación ubicadas en las localidades de Rio Grande y Gran Chaco. Con una inversión de 159,4 millones de dólares, en agosto de 2013 entra en operación la planta de separación de licuables de Rio Grande, que cambio la posición de Bolivia de importador a exportador de GLP. En septiembre de 2015, entra en operaciones la planta de separación de licuables de Gran Chaco con una inversión de 694 millones de dólares, ratificando el rol de país exportador de GLP. La Agencia Nacional de Hidrocarburos: Como se había indicado anteriormente, las zonas aisladas fueron desatendidas, debido a que en las ciudades la falta de este combustible ocasionaba bloqueos que perjudicaba el transporte de este combustible a estas zonas. Como respuesta, el regulador de los hidrocarburos, esto es, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) estableció cronogramas de distribución en todo el país. En 2013, la ANH incorporó en sus actividades la campaña GLP seguro, que consistió en el cambio de 13.200 mangueras de GLP en todos los municipios del área rural, y realizó



campañas de educación y socialización de los peligros por un mal manipuleo de este combustible. Entre 2014 y 2016, la ANH incorporó en sus actividades la entrega de cocinillas y cocinas industriales a zonas aisladas sobre todo en el norte amazónico.

Ilustración 1 y 2: Transporte y distribución de GLP. Fuente: ‘Agencia Nacional de

Hidrocarburos’ En estas gestiones se entregaron 41.210 Kits Hogar/Familia, que consisten en una cocinilla de uso doméstico, manguera-válvula y una garrafa de GLP con 10 Kg de este producto y 684 kits Hogar/Comunidad que consiste en la entrega de una cocina de uso industrial, dos manguerasválvulas y dos garrafas de GLP con 10 Kg de este producto. Esta actividad, permite a estas poblaciones contar con este combustible para poder migrar de una energía de biomasa contaminante a un combustible más amigable con su salud y el medio ambiente.

Ilustración 3 y 4: Sesión de formación y Kits Hogar/Familia. Fuente: ‘Agencia Nacional

de Hidrocarburos’





ANEJO 2: SITUACIÓN ENERGÉTICA EN BOLIVIA El último Gobierno Nacional en vigor hasta finales de 2019 dirigido por el presidente Evo Morales, ha priorizado la diversificación de la generación de la energía eléctrica y sobre todo el acceso a este servicio, ya que se entiende como un ‘derecho humano’ y uno de los componentes principales para el desarrollo de las regiones. Después de la nacionalización y recuperación del sector eléctrico el 2010 (anteriormente caracterizado por privatizaciones desde los años 90, sobre todo en la fuente de hidrocarburos), se ha intentado garantizar la generación y el abastecimiento de energía eléctrica, además pusieron en marcha un macroproyecto nacional con una proyección de inversión de más de $us. 2.500 mil millones hasta el 2020. Según justifica Juan José Sosa Soruco, entonces Ministro de Hidrocarburos y Energía. Sin embargo, ya en 2020 podemos decir que aún existen lugares, especialmente en el área rural (poblaciones dispersas), a las cuales no se llega con el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Mismas que se están atendiendo a través de programas, todo con el mismo objetivo ‘cumplir con el Mandato Constitucional’ de llegar con el servicio hasta el último rincón patrio y a todos los bolivianos. En este marco y en cumplimiento de la Agenda Patriótica 2025 ‘En la Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia del Gobierno Nacional del expresidente Evo Morales se determinó que los servicios básicos constituyen derechos humanos; estos servicios no son un negocio y no pueden ser privatizados para generar lucro y ganancias privadas a costa de la pobreza. Asimismo, es obligación del Estado garantizar el pleno acceso del pueblo a estos servicios en condiciones equitativas y en equilibrio y armonía con la Madre Tierra’. Con este objetivo durante los últimos años se ha intentado implantar este artículo de la Constitución siguiendo un documento guía para la electrificación rural ‘Manual de Elaboración y Evaluación de Proyectos de Electrificación Rural’, como instrumento base a ser utilizado por distintas instancias del Gobierno Central, Gobiernos Departamentales, Gobiernos Municipales, regionales y entidades involucradas con la electrificación rural; para facilitar la comprensión de conceptos de identificación, formulación y evaluación de proyectos para cualquier tipo de financiamiento, que permitan establecer los estudios de viabilidad técnica, económica financiera, social, ambiental y legal, que necesariamente deben contemplar los proyectos de esta área. Y aunque era de obligado cumplimiento para todas las autoridades con el objetivo de cumplir la Agenda Patriótica 2025 de Evo Morales. Lo cierto es que se estima según el Censo de Población y Vivienda del año 2019, que hay cerca de 2 millones de personas, en torno a 13.000 comunidades y equiválete a 380.000 familias, que no cuentan con este servicio. Pero con el crecimiento demográfico, los proyectos electrificación rural y factores propios de las familias, esta cantidad tiene que ser



verificada para poder planificar los nuevos proyectos de electrificación rural, tanto con redes como sistemas de energía solar. En vista de lo anterior, los intentos por elevar la calidad de la inversión en las zonas rurales, desde una perspectiva diferente y dentro de un enfoque sistémico e institucionalizado, constituyen elementos de gran significado y relevancia. Así, los proyectos rurales exigen un planteamiento diferente, un diagnóstico más riguroso, una identificación de beneficiarios mucho más exigente, una evaluación particular, un seguimiento y una supervisión permanente, pero por encima de todo, una efectiva participación e integración de la comunidad. En este contexto, el papel del Estado y su correcta intervención en el mercado son fundamentales. En los últimos 15 años Bolivia ha conseguido importantes avances en los procesos de Electrificación Rural, apoyados por políticas de Estado. Se persigue el objetivo de lograr, hasta el año 2025, el Acceso Universal a la Energía. Las instituciones involucradas en la solución al Acceso a la Energía necesitan conocer el alcance cuantitativo del problema, es decir, el número de familias que deben ser atendidas y la ubicación de las viviendas por la dispersión geográfica; sin esta información se dificulta la toma de decisiones en cuanto a la solución tecnológica, la capacidad energética de la misma y la inversión requerida. Con el desarrollo tecnológico actual es posible la implementación de soluciones energéticas complementarias a la red eléctrica, desde miniredes solares, eólicas, hibridas con o sin diésel; hasta soluciones solares individuales y aisladas incluyendo pico sistemas. El coste per cápita y la sostenibilidad de la solución determinará la idoneidad de la tecnología seleccionada. Definitivamente la solución no debe ser de alta capacidad, para muy pocos; se requiere una Solución para todas las familias. Mientras no sea posible un Plan de electrificación completo e integral, sugerimos soluciones transitorias y combinadas. Si bien la decisión política de las autoridades hacia la solución es efectiva, es obligación como Estado dotar de los servicios básicos y el apoyo de la cooperación internacional puede ser de gran ayuda tanto para Bolivia como para Latinoamérica. Estos últimos cinco párrafos es la síntesis del Programa ‘Mi Luz’ Programa de Plan Estratégico de Electrificación Rural redactado por el anterior gobierno hasta el 2019 con la colaboración y experiencia de: Ministerio de Energías, Universidad Mayor de San Simón de Cochabamba, Universidad Autónoma Tomas Frías de Potosí y la Fundación Luces Nuevas. Desde la década de los 90 del anterior siglo y dándole continuidad el Gobierno Nacional del expresidente Evo Morales (a partir de 2005), se dio la aprobación a un programa cochabambino para separar las actuaciones en distintas fases, el objetivo de cada fase es llegar a un nivel determinado de la población hasta llegar a la electrificación por



extensión de red de 39.000 viviendas. El Proyecto de Electrificación Rural Fase V se origina en el marco del plan de electrificación rural que actualmente está desarrollando la Prefectura del Departamento de Cochabamba en el sentido de incrementar la cobertura de las redes de electrificación rural en todo el territorio de este departamento, pero en esta Fase V llevan estancados 5 años, además deberían de estar ya en la última Fase, el objetivo de estas fases es satisfacer las necesidades energéticas en especial de los pobladores rurales de este Departamento y mejorar la calidad de vida de los mismos. Teniendo así la dificultad de llegar a las viviendas aisladas con extensión de red. Y teniendo la incorrecta catalogación de comunidad electrificada a aquella donde haya llegado la extensión de red, ya que no garantiza la acometida a todas las viviendas.





ANEJO 3: SITUACIÓN Y EVOLUCIÓN DE LOS ODS, AGENDA 2030 En la actualidad en algunos países se progresa con el objetivo de intentar cumplir dicha meta, pero son muchos los países que no avanzan con el ritmo necesario. La Agenda implica un compromiso común y universal, no obstante, puesto que cada país enfrenta retos específicos en su búsqueda del desarrollo sostenible, los Estados tienen soberanía plena sobre su riqueza, recursos y actividad económica, y cada uno fijará sus propias metas nacionales, apegándose a los Objetivos de Desarrollo Sostenible, dispone así del texto aprobado por la Asamblea General. Los Estados Miembros de las Naciones Unidas pretenden así garantizar todos los servicios básicos a nivel internacional. El mayor desafío es la erradicación de la pobreza, sin esto no se puede garantizar un desarrollo sostenible. Son 1.400 millones de personas en el mundo los que todavía no tienen acceso a la electricidad y se espera que 674 millones continúen sin ella en 2030, año en el que el 21% del consumo energético mundial procederá de las renovables. Son dos de las conclusiones del Informe sobre el Progreso Energético elaborado por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y el Banco Mundial (BM), entre otras entidades, y presentado en la cumbre de Lisboa, que muestra que los números aún están lejos de alcanzar los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU para 2030. ‘Los últimos datos muestran claramente que necesitamos más acción y liderazgo político si queremos cumplir con nuestra promesa de no dejar a nadie atrás’, señaló la representante de la ONU para la energía sostenible, Rachel Kyte. La ONU establece como meta que ese año se alcance un Acceso Universal a la Electricidad, pero ‘si las políticas actuales y las tendencias de población continúan’, en 2030 todavía habrá 674 millones de personas viviendo sin electricidad, el 8% de la población mundial, según el informe de la cumbre. Las zonas con mayor déficit de acceso siguen siendo el África subsahariana y el sur de Asia, a pesar de los progresos conseguidos en los últimos años en países como Bangladesh, Etiopía, Kenia y Tanzania. Entre 2010 y 2016, cerca de 40 países alcanzaron el acceso universal a la electricidad, entre ellos Marruecos, Egipto, Brasil, México, Chile, Argentina, Uruguay, Ucrania, China, Irak e Irán. En materia de energía renovable, los objetivos de desarrollo de la ONU establecen el incremento ‘sustancial’ de las fuentes de energías limpias, que en 2030 cubrirán el 21% del consumo energético total, frente al 17,5% de 2015.



‘Hay una necesidad urgente de actuar en todas las tecnologías, especialmente en renovables y eficiencia energética, que son claves para cumplir con tres objetivos críticos: acceso a la energía, mitigar el cambio climático y reducir la polución en el aire’, explicó el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol. El sector de la electricidad, que representa el 20% del consumo final de energía, registró un ‘rápido progreso’ en la expansión de las renovables gracias a la caída de los costes de la eólica y la solar, lo que permitió que las energías limpias alcanzaran el 22,8% del total en 2015. El 80% restante procede de sectores con ratios de renovables muy bajos, como los transportes, o que se han estancado, como los sistemas de calefacción, y el informe alerta de que serán necesarios ‘esfuerzos mucho mayores’ para aumentar la penetración de las energías limpias en estos ámbitos. Como soluciones, sugiere la implantación de sistemas centrales de energía basados en biomasa, energía geotérmica o solar, o el uso de vehículos eléctricos. En términos positivos, el informe destaca el caso de China, que acumuló el 30 % del crecimiento total en renovables en 2015; del Reino Unido, cuyo crecimiento multiplicó por cinco la media global entre 2010 y 2015, y Brasil, donde el porcentaje de renovables sobre el total duplicó la media mundial. En cuanto a la eficiencia, el texto apunta mejoras en el indicador de intensidad energética, que mide la energía necesaria para producir riqueza, y que se redujo a un ritmo del 2,2% desde 2010. Sin embargo, todavía está lejos de las metas de la ONU, ya que el informe estima que en 2030 se sitúe en el 2,4%, inferior al 2,6% que se recoge en los objetivos de desarrollo sostenible.



ANEJO 4: ODS 7 y ODS 17 ODS 7: Energía asequible y no contaminante

La energía en el sentido completo de la palabra es fundamental para los grandes desafíos y oportunidades. Pueden ser para el empleo, seguridad, producción de alimentos, cambio climático o para aumentar los ingresos. El Acceso Universal a la Energía es fundamental para conseguir otros objetivos de desarrollo sostenible. Para ello se necesita la

evolución en sistemas de energía más modernos, que mejoren el rendimiento energético y aumenten el uso de fuentes renovables para crear comunidades más sostenibles y con menos impacto ambiental que favorezca al cambio climático. El acceso a las tecnologías y combustibles menos contaminantes para cocinar aumento al 57,4% en 2014, poco más que el 56,5% registrado en 2012. Más de 3000 millones de personas, la mayoría de Asia y África Subsahariana, todavía cocinan con combustibles muy contaminantes y tecnologías poco eficientes. Situación que va mejorando en esta última década Sin embargo, todavía la energía sostenible no está a la altura para soportar la demanda necesaria para el acceso universal y cumplir así el Objetivo. Para subsanar este problema se debe aumentar la energía renovable en sectores como el transporte y la calefacción. Ayudadas de inversiones tanto privadas como públicas y mayores sistemas de financiación con ayudas de políticas. Las metas de este ODS número 7 son:

Garantizar el acceso universal a servicios energéticos asequibles, fiables y modernos.

Aumentar considerablemente la proporción de energía renovable en el conjunto de fuentes energéticas.

Duplicar la tasa mundial de mejora de la eficiencia energética.

Aumentar la cooperación internacional para facilitar el acceso a la investigación y la tecnología relativas a la energía limpia, incluidas las fuentes renovables, la eficiencia energética y las tecnologías avanzadas.

Menor utilización de combustibles fósiles.

Ampliar la infraestructura y mejorar la tecnología para prestar servicios energéticos modernos y sostenibles para todos en los países en desarrollo, en particular los países menos adelantados.



ODS 17: Alianzas para lograr los objetivos

Para conseguir el éxito de desarrollos sostenibles se requieren alianzas entre los gobiernos, el sector público y la sociedad. Estas alianzas inclusivas comparten visión y metas, situando a la población y al planeta en el centro del objetivo. El nivel de acción es global, nacional, regional y local. Se realizan avances para cumplir alianzas para financiaciones, se

han cumplido planes para refugiados. Sin embargo, se necesitan más alianzas para servicios masivos. Por ejemplo, existe una falta de censos de población y vivienda, necesarios para obtener datos desglosados que sirvan para la implementación de planes y programas de desarrollo adecuados a la dimensión correcta. También es necesario reconducir billones de dólares de recursos privados para cumplir Objetivos de Desarrollo sostenible. Estableciendo una dirección clara y común para solventar el problema. En 2014 se contabilizo 135,2 billones de dólares de ayudas, uno de los más altos. Las metas de este ODS 17 se dividen en:

Finanzas: fortalecer la movilización de recursos internos; movilización de los recursos adicionales procedentes de múltiples fuentes; dirigirlos a países en vías de desarrollo para lograr la sostenibilidad de la deuda.

Tecnología: aumentar el conocimiento e intercambio de tecnologías avanzadas; promover el desarrollo de estas; poner en pleno funcionamiento el banco de tecnologías.

Creación de capacidades: realización de actividades de creación de capacidades eficaces y especificas en los países en desarrollo a fin de respaldar los planes nacionales de implementación de todos los ODS.

Comercio: Sistema de comercio multilateral universal; aumentar las exportaciones de países en vías de desarrollo; lograr el acceso a los mercados libre de derechos y contingentes de manera duradera para todos los países menos adelantados.

Cuestiones sistémicas: Coherencia normativa e institucional; alianzas entre múltiples interesados; datos, supervisión y rendición de cuentas.



ANEJO 5: Las energías renovables en Bolivia: En este anejo se recoge la información de investigación realizado por ‘ICEX España Exportación e Inversiones’ en el documento de ‘Energía renovables en Bolivia’ redactado por Antonio Campos Vázquez y revisado por la Embajada de España en La Paz, el 25 de octubre de 2019. Con la colaboración del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, Gobierno de España. Bolivia es un país que cuenta con un extraordinario potencial para la generación de energía a partir de fuentes energéticas. Cuenta con gas natural, viento, sol y agua, con suficiente rendimiento para su aprovechamiento energético. Bolivia ha sido intensiva en la explotación de hidrocarburos, para autoconsumo y exportando gas principalmente a Argentina y Brasil, y que se encuentra en vías de hacerlo también hasta Perú, lo que supone importantes ingresos para el país. En el año 2019, alrededor del 69% de la energía eléctrica proviene de fuentes termoeléctricas, el 30% de fuentes hidroeléctricas y tan solo el 1% de energías renovables (la fuente de energía hidráulica no se considera renovable, debido a la deforestación y a la producción de metano en el proceso de putrefacción). Sin embargo, existe una apuesta firme por el gobierno de cambiar la matriz energética en el medio plazo, y en el que los planes energéticos para el país comienzan a dar prioridad a las energías renovables por su viabilidad, la rentabilidad a largo plazo, respeto al medio ambiente y la seguridad energética que brindan. Adicionalmente, uno de los objetivos a largo plazo es el de convertir al país en el ‘corazón energético de la región’. Con este propósito, el anterior gobierno hasta finales de 2019, elaboró los siguientes planes y programas gubernamentales:

Plan de Energías Alternativas 20251

Plan de Universalización - Bolivia con Energía 2010 – 2025

Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025

Programa Electricidad para Vivir con Dignidad En la actualidad no existe ninguna normativa en Bolivia que recoja exclusivamente las actividades contempladas de energías renovables. En su defecto, es el Decreto Supremo Nº 2048 de julio de 2014 en el que se establece el mecanismo de remuneración para la generación de electricidad a partir de Energías Alternativas en el Sistema Interconectado Nacional (en adelante, SIN). En la Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia del 2009 se especifica que ‘las Política de generación, producción, control, transmisión y distribución de energía en el sistema interconectado’ son ‘competencias exclusivas del nivel central del Estado’ a través de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia, ENDE Corporación, por lo que no están contempladas las concesiones. Por ello, la colaboración del sector privado se limita a los Sistemas Aislados y al autoconsumo en la cadena a producción de electricidad. Tampoco se cuenta con suficientes estudios que cuantifiquen el potencial real que tiene el país en esta materia.



En consecuencia, se considera un sector en desarrollo que a largo plazo puede resultar muy interesante para empresas que quieran invertir; ya sea para la realización de estudios de viabilidad, en la venta de equipos como en las áreas de consultoría, ingeniería y/o construcción del sector para la participación de las empresas en proyectos que se están contemplando en los concursos públicos.

Ilustración 1: Energías alternativas en Bolivia. Fuente: ‘Energías Renovables y

Desarrollo Sostenible en Bolivia (EERR Bolivia, 2014) Dentro del sector eléctrico boliviano coexisten dos sistemas: el SIN, que abastece de electricidad a las principales ciudades del país y cubre las necesidades eléctricas de todos los departamentos menos Pando. Por otro lado, existen los Sistemas Eléctricos Aislados (en adelante, SA) que abastecen eléctricamente a las poblaciones y comunidades a las que no llega la red eléctrica y la electricidad es generada cerca de los propios lugares de consumo. La demanda de electricidad en Bolivia es una de las más bajas de la región con una demanda real media de 747,1 GWh a junio de 2019 por lo que el consumo per cápita es de 65,54 kWh. La cobertura eléctrica alcanzó en Bolivia el 93% de la población en el año 2018, siendo del 97% en las áreas metropolitanas y del 67% en zonas rurales. En esta última, las fuentes de energía como la biomasa, la micro hidroenergía y la energía solar a pequeña escala puedan abastecer a pequeñas comunidades o incluso de manera



domiciliaria totalmente descentralizada, por lo que resultan ser las soluciones más eficientes. Para la población urbana, sin embargo, al encontrarse en su mayoría conectada a la red eléctrica del SIN, el potencial de las energías renovables está en los proyectos del gobierno de grandes plantas eólicas, solares, geotérmicas o incluso de biomasa. La energía forma parte de un mercado muy controlado por el gobierno dado que se considera un sector clave en la economía y los precios están regulados por el Estado. Por lo tanto, no se observan grandes diferencias entre las distribuidoras, con una tarifa promedio sin IVA de $9,816 por kilovatio hora (USD/kWh). En la tarifa residencial la diferencia entre la distribuidora de mayor tarifa (SEPSA Potosí) y la de menor (ENDE DELBENI Moxos) fue en el año 2017 de $4.41. por kilovatio hora (USD/kWh). En lo relativo a las energías renovables, el gobierno boliviano presento el Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia - 2025 para la inversión en la diversificación de la matriz energética entre 2014 y 2025. Este proyecto supondría un desembolso de 1.153,1 millones de USD, para obtener 548MW proveniente de energías alternativas. Los proyectos en cuanto a la producción de energías alternativas son:

Cuadro 1: Proyectos de energías alternativas. Fuente: ‘ENDE Corporación’

En general, los servicios y productos españoles son valorados y respaldados con el éxito en los proyectos de parques eólicos y solares que ha realizado diferentes empresas españolas en Bolivia en los últimos años.



En conclusión, las barreras de acceso al mercado de un sector nacionalizado suponen que las oportunidades de negocio para las empresas españolas estén orientadas a las actividades de ingeniería, construcción y mantenimiento en materia de plantas destinadas a la generación de energías mediante fuentes renovables. Existen proyectos y posibilidades de acceso, aunque habrá que tener en cuenta las posibilidades de financiamiento de este tipo de iniciativas teniendo en cuenta la previsión de inversión destinada a la generación hidroeléctrica y el descenso de ingresos por parte del estado debido a la disminución en el precio de los hidrocarburos. Se puede encontrar información adicional en la Biblioteca Virtual de la cooperación Alemana http://www.bivica.org/upload/energias-alternativas-plan.pdf

http://www.bivica.org/upload/energias-alternativas-plan.pdf



ANEJO 6: Calculo de potencial de las fuentes energéticas disponibles en Bolivia. Entiéndase por disponibilidad de potencial energético, la disponibilidad de una o varias fuentes primarias de energía, las cuales podrán ser transformadas, a través de medios tecnológicos, en energía eléctrica. Fuentes energéticas localmente disponibles son la hidráulica, fotovoltaica, eólica, biomasa, diésel y gas natural. Para diseñar estos sistemas, existen modelos matemáticos que consideran criterios técnicos y económicos. En el siguiente anejo mostramos brevemente que factores se tienen que tener en cuenta para calcular el potencial de estas fuentes que encontramos en Bolivia. 1 Generación Hidroeléctrica: Primero se determina el caudal de diseño (Qd), el cual es obtenido a partir de la curva de duración de caudal, que determina a través de un estudio hidrológico, donde se consideran datos de la precipitación pluvial de la zona, aforos en los diferentes periodos del año y las características de la cuenca, entre otros. Determinación de la altura neta (Hn). Para turbinas de reacción (Peltón/Francis), se determina de la siguiente manera:

Hn = Hb - ΔH[m] Altura bruta (Hb): La altura bruta (Hb) es la distancia vertical considerada entre el lugar de emplazamiento de la casa de máquinas (turbina) y la cámara de carga. Puede ser determinada, utilizando diferentes métodos e instrumentos como, por ejemplo: el método del eclímetro, el método nivel de Ingeniero a través de un levantamiento topográfico y el método de la manguera. Pérdidas (ΔH): Son todas aquéllas producidas por la velocidad del agua y por la fricción contra las paredes de la tubería de presión. En una determinada caída se identifican las siguientes:

• Pérdidas en la rejilla cuando ingresa el caudal a la tubería de presión. • Pérdidas en el ingreso del caudal a la tubería de presión. • Pérdidas en los codos de la tubería. • Pérdidas por fricción en la tubería de presión. • Pérdidas en la válvula de ingreso a la turbina.



Dónde: Kn: Coeficientes de pérdida en cada punto. Vn: Velocidad del caudal en cada punto. g: Coeficiente de gravedad 9.81 m/s2 Después de obtener el caudal de diseño (Qd) y la altura neta [Hn) en los pasos anteriores, se calcula el potencial hidroenergético aprovechable en el eje de la turbina de la siguiente manera:

Dónde: P = Potencia eléctrica aprovechable en el eje de la turbina en (kW). Qd = Caudal de diseño en (l/s). Hn = Altura neta (m) Nt = Rendimiento de la turbina dato proporcionado por los fabricantes de equipos, el rendimiento se considera para una carga comprendida entre el 70 a 80 de la nominal. Para la selección de la turbina y generador: La potencia de la turbina será determinada en base a la altura neta (Hn) y el caudal (Q), utilizando una carta para selección de turbinas, que en base a los parámetros mencionados, se obtiene el tipo de turbina y su potencia.

• Turbina: Existen diferentes tipos de turbinas; pero las más utilizadas en Bolivia por características geográficas, como también por el grado de desarrollo tecnológico e Inversión son: Turbinas Peltón (Altas caídas), turbinas Michel Banki M.B. (Bajas caídas), opcionalmente la turbina Francis (Bajas caídas). • Generador: Equipo de transformación de la energía mecánica en energía eléctrica. El dimensionamiento se realiza en función de la potencia de la turbina y la eficiencia del generador. Los generadores más utilizados son los del tipo asíncrono, opcionalmente los asíncronos con fines de conexión a la red eléctrica. • Regulador: Equipo que permite controlar la velocidad de la turbina. Existen dos tipos de reguladores: los reguladores de caudal y los reguladores de carga con disipación de energía. Los más utilizados son los de carga por la inversión que implica en relación con los reguladores de caudal. • Válvulas: Accesorios e implementos de la tubería de presión para la protección y control de la turbina.



• Tablero de control: Constituido por los instrumentos de control, medición y protección del equipo electromecánico. Un tablero de control mínimamente debe contener lo siguiente:

o Tres amperímetros o Un voltímetro con selector o Un frecuencímetro o Un medidor de energía activa o Un medidor de potencia o Relé de sobrecorriente y de sobretensión

Parámetros eléctricos: Para el conjunto turbina – generador se deben especificar los siguientes parámetros:

• Tipo de turbina • Potencia de la turbina / Generador (KW/KVA) • Potencia nominal (KVA): valor corregido de acuerdo a la altura (msnm) • Tipo: Monofásico / Trifásico • Voltaje: 220 / 380-220 V u otros valores • Frecuencia (Hz) • Equipamiento de medición:

Normalmente solo se detallan estos parámetros, puesto que otras características ya son propias del fabricante. En sistemas de generación eléctrica, al combinar dos o más fuentes energéticas (por ejemplo: generación térmica – con sistemas fotovoltaicos). 2 Generación Fotovoltaica Para el dimensionamiento de sistemas de generación fotovoltaica, destinados a la generación de electricidad es necesario contar con datos a nivel local, de la radiación solar media anual y sus características propias, la temperatura ambiente, entre otros parámetros. Así mismo es importante disponer con datos de ubicación del emplazamiento, departamento, provincia, municipio, sección, cantón, latitud, longitud, altitud. Cálculo de la energía requerida: Para el cálculo de la energía requerida, se evaluará el consumo de energía del número de equipos, potencia nominal y horas de funcionamiento por día teniendo en cuenta: equipos de corriente continua, número de equipos, potencial nominal de cada equipo, horas de uso diario y la energía requerida diaria.



Cálculo del número de módulos o paneles fotovoltaicos: Para el cálculo de la cantidad de módulos fotovoltaicos, se deberá calcular los siguientes parámetros:

Tiempo de pot. Nominal (h/día) = Energía disponible (KWh/m2 día) / Potencia Nom. (1kW/m2).

Potencia requerida (W) = Energía req (Wh/día)/Tiempo de pot. Nom. (h/día) x 0,8.

Factor compensatorio de pérdidas = 0.8.

N° de paneles FV = Potencia requerida (W) / Potencia pico panel FV (Wp). Cálculo del número de baterías: Para el cálculo del número de baterías, se deben calcular los siguientes parámetros:

Días de autonomía: Es la duración de los períodos regionales de días nublados continuos que deberán preverse para el dimensionamiento. Se puede adoptar un valor promedio entre uno a dos días de nubosidad que deberán ser satisfechos con energía eléctrica acumulada en las baterías, aplicando generalmente en sistemas fotovoltaicos cuya energía eléctrica está destinada al acceso de hogares dispersos y concentrados geográficamente.

Días de autonomía = días.

Capacidad de la batería (Wh) = Energía requerida (Wh/día) x Días de Autonomía (días).

Profundidad de descarga: Es el límite de descarga eléctrica permisible de las baterías para asegurar la vida útil prevista por los fabricantes. El parámetro de medición es en porcentaje (%). Algunos valores de descargas permisibles son: Baterías automotivas: 20 %. Baterías para SFV: 50 %.

Capacidad requerida de energía (Wh) = Capacidad de batería (W/h) / (Profundidad de descarga /100).

Capacidad requerida de corriente (Ah) = Capacidad requerida (Wh) / Tensión de trabajo del sistema (V).

Vtrab : Tensión de trabajo del sistema (Vcc). Normalmente 12 V. Puede haber otro valores

N° de Baterías = Capacidad requerida (Ah) / Capacidad nominal de la batería (Ah). La capacidad nominal de las baterías estará de acuerdo a los modelos del fabricante y las características de la demanda eléctrica, siendo los más comunes: 30, 50, 60, 70, 100 Ah Cálculo del número de reguladores: El sistema debe, tener la menor cantidad de reguladores, en caso de necesitar Instalarse más de uno, se calcula con la siguiente relación:



N° de Regulador = N° de Paneles FV x lmax Nominal Panel FV x (1.1/ lmax Nominal Regulador). lmáx Panel FV = Dato de placa en el panel FV proporcionado por el fabricante. lmáx Regulador: Dato de placa en el Regulador proporcionado por el fabricante. Cálculo de la sección de los conductores: La sección de los conductores (cables), se calcula con la siguiente relación: Secc. Conductor (mm2) = 2 x L x I / [56 x ΔV] Caída de tensión admisible: 3% en circuitos principales y 7% en circuitos secundarios del valor nominal Conductividad del cobre = 56 m/Ω mm2 3 Generación Eólica Para el dimensionamiento de los sistemas de generación eólica es necesario contar con los datos de mediciones del recurso eólico, ubicación y datos ambientales para el cálculo de la energía potencial aprovechable. Asimismo, es importante identificar el sitio exacto de emplazamiento, como departamento, provincia, municipio, sección, cantón, latitud, longitud, altitud, temperatura velocidad del viento promedio, entre otros. Energía disponible La energía disponible en sistemas eólicos está determinada por la velocidad de los vientos manifestados mensualmente, la cual está cuantificada en (m/s) y promedio anual. Esta información puede ser extraída de alguna estación meteorológica próxima, aunque es necesario desarrollar mediciones puntuales durante al menos un año en el sitio de emplazamiento. En apuntaran todos los registros de velocidad de viento por mes Cálculo del potencial eólico aprovechable: El potencial eólico aprovechable se determina con la siguiente relación:

Dónde: P = Potencia generada en el eje del rotor (W) Ƿaire = Densidad del aire en el lugar de instalación (Kg/m3) A = Área barrida por la turbina eólica (m2) Vv = Velocidad del viento (m/s) Cp = Coeficiente de potencia o de Betz, cuyo valor está comprendido entre 0,4 – 0,5 para la generación de electricidad.



Cálculo de la velocidad específica: La velocidad específica es la relación entre la velocidad periférica de las aspas o palas y la velocidad del viento (con la cual el viento ataca al rotor), según la siguiente relación:

Dónde: ƛ = Velocidad específica W = Velocidad de giro del rotor (1/s) R = Radio del aspa o pala (m) V = Velocidad del viento (m/s) Por otra parte, es necesario determinar el coeficiente de potencia Cp, el cual depende del tipo de máquina, que a su vez depende de la velocidad específica ƛ. Este coeficiente de potencia representa la fracción de potencia mecánica extraíble en el rotor con relación a la disponible del viento, similar a eficiencia o aprovechamiento. Existen tablas y gráficos en los cuales se tienen las variaciones del coeficiente de potencia para distintos tipos de aerogeneradores. Cálculo del cambio de la velocidad del viento con la altura: La velocidad y el potencial del viento dependen de las condiciones locales de cada zona; teniendo incluso diferencias sustanciales de las condiciones eólicas aún en lugares muy próximos. Los valles y las zonas entre dos montañas afectan enormemente a este potencial, al aumentar considerablemente la velocidad del viento, que varía notablemente con la altura. Esta variación se debe a la capa límite que se produce en el contacto de los fluidos con las superficies (en nuestro caso, aire y tierra). La fórmula de Hellman cuantifica esta variación a través de la siguiente relación:

Dónde: V y Vo son las velocidades del viento a las alturas H y Ho y n, un exponente en función de la naturaleza del terreno donde circula el viento. 4 Generación a partir de Biomasa



Esta alternativa tiene características similares de diseño a la generación térmica en base a combustible diésel o gas natural, con la salvedad de que en vez de motor, se utiliza una máquina térmica de combustión externa (turbina de vapor) donde existe un proceso de conversión de calor en energía mecánica. La transformación de energía mecánica en energía eléctrica es similar a la generación térmica convencional. Respecto a la caldera se debe definir: • El tipo de combustible: carbón / madera / cáscara de castaña / bagazo de caña / otros • Poder calorífico • Potencia efectiva • Potencia corregida (de acuerdo a la altura msnm) El generador debe de estar de acuerdo a la capacidad de la turbina de vapor y los parámetros son los mismos que la alternativa generación térmica. 5 Generación Térmica aislada Los grupos electrógenos en sistemas aislados pueden funcionar, tanto con combustibles líquidos (Diésel) como con gaseosos (Gas Natural). Los motores a gasolina no son utilizados porque tienen menor rendimiento respecto de los motores diésel. Desde el punto de vista constructivo, un motor a Gas Natural es básicamente un motor a Diésel que es adecuado en fábrica para operar con combustible gaseoso al que se le añade un sistema de encendido por chispa, convirtiéndose en un motor de encendido por chispa (motor tipo Otto). El dimensionamiento para ambos casos es similar, solo que difiere en el tipo de combustible y tiene el siguiente procedimiento: Potencia del generador: Primero se debe determinar la carga a alimentar, cuyo resultado estará en KVA. Este valor deberá ser ajustado de acuerdo a la altura de instalación de acuerdo al fabricante o se puede aplicar la siguiente fórmula:

Pn (KVA) = Pe x FCa (6.2) Dónde: Pn = Potencia nominal del generador (KVA) Pe = Potencia efectiva del generador (KVA) FCa = Factor de corrección por altura. (= 1 para alturas menores a 1.000 msnm) (> 1 para alturas superiores a 1.000 msnm) El valor obtenido deberá ser redondeado a la potencia existente del generador



En caso de alimentarse motores eléctricos que deberán funcionar con la electricidad proporcionada por el grupo electrógeno, se debe tener mucho cuidado en el dimensionamiento, puesto que los mismos requieren potencia y corriente elevadas en el momento del arranque. Un mal dimensionamiento podría resultar en que el generador sea insuficiente. Tipo de trabajo (Sistema del generador): Es necesario conocer el tipo de trabajo al cual será sometido el generador, pudiendo ser:

• Sistema primario cuando el grupo electrógeno vaya a funcionar como equipo principal, es decir, aquel que opera por lo menos cuatro horas al día y durante todo el año. • Sistema stand-by, si el funcionamiento es ocasional y si se trata de un sistema de respaldo.

Parámetros eléctricos: Se deberá de especificar los parámetros del generador:

• Tipo de trabajo: Primario / Stand-by • Combustible: Diésel / Gas Natural • Potencia efectiva (KVA) • Potencia nominal (KVA): valor corregido de acuerdo a la altura (msnm) • Tipo: Monofásico / Trifásico • Voltaje: 220 / 380-220 V u otros valores • Frecuencia (Hz) • Equipamiento de medición:

Normalmente solo se detallan estos parámetros, puesto que otras características ya son propias del fabricante. En sistemas de generación eléctrica, con grupos térmicos o combinando con otras fuentes energéticas (por ejemplo: minicentral hidroeléctrica), se requiere en muchos casos, sincronizar dos o más grupos electrógenos, ya sea como equipo adicional para suplir la electricidad en ciertos momentos durante el día o como equipo con funcionamiento permanente conjuntamente con otro. Para estos casos, se necesita utilizar equipos adicionales que permitan esta sincronización y tener parámetros similares:

• Tipo de generación (trifásico, o monofásico). • Tensión de los generadores (V). • Tiempo de recuperación de tensión (segundos). • Frecuencia de los generadores (Hz). • Tiempo de recuperación de frecuencia (segundos). • Secuencia de fases. • Nivel de desviación de tensión y frecuencia (%). • Tipo de gobernador de los grupos electrógenos.



Para realizar la sincronización, se requieren instrumentos adicionales a los que se disponen en los equipos para funcionar individualmente. Se la puede ejecutar de forma manual o automática, contando necesariamente con un sincronoscopio Generación con Motores a Gas Natural: Tienen características similares a los grupos a diésel e incluso los motores a gas son originalmente fabricados para combustible líquido, que son adecuados en fábrica para funcionar con gas, pero hoy por hoy existen grupos electrógenos duales (que utilizan los dos combustibles: gas natural y diésel). Las condiciones para el funcionamiento de estos motores es que exista suministro de gas natural, el cual se realiza mediante gasoductos a alta presión. Es importante mencionar que el gas natural está compuesto principalmente por metano, y su obtención no implica refinación. En cambio, el gas licuado de petróleo en garrafas (GLP), que es ampliamente utilizado para usos domésticos (cocción de alimentos), está compuesto por propano y butano, que son productos obtenidos por la refinación del petróleo.





ANEJO 7: TOPOLOGÍA DE LA RED EN COCHABAMBA, BOLIVIA En este anejo se muestra el sistema de interconexión cochabambino para las áreas pobladas, utilizando el Sistema Interconectado Nacional (SIN), considerando una solución técnica y económicamente eficiente, que permita el desarrollo de las zonas del proyecto tanto de las poblaciones consideradas principales, como de las poblaciones rurales intermedias. Actualmente el servicio de distribución de energía eléctrica se lo realiza a través de cinco subestaciones rurales (Quillacollo, Arocagua, YPFB, Irpa Irpa y Chimoré), cada una de ellas cuenta con dos alimentadores rurales (por tanto, diez en total). Según la información técnica el alimentador que se dirige hacia Independencia de la subestación de Quillacollo y el alimentador que va hacia Aiquile proveniente de la subestación de YPFB presentan una mala calidad de producto técnico. Los alimentadores son conductores que permiten suministrar toda la corriente que un grupo de cargas consume. Como se ha detallado en el anterior acápite toda el área rural del departamento de Cochabamba es suministrada de energía eléctrica a través de diez alimentadores rurales correspondientes a las cinco subestaciones rurales que se encuentran en el departamento de Cochabamba y un alimentador proveniente de la subestación de Sacaca que se encuentra en el departamento de Potosí. Debido a la gran longitud de las redes eléctricas en especial hacia los municipios de Aiquile y Pasorapa se tienen instalados los siguientes reguladores, sobre los alimentadores Y-6, S-5 y P-3 provenientes de la subestación de YPFB y Arocagua. Con los cuales se pretende mejorar la calidad del servicio y neutralizar las posibles caídas de tensión. Situación actual de las redes eléctricas: El departamento de Cochabamba tiene una amplia cobertura en el servicio de energía eléctrica a través de redes eléctricas rurales en todos sus municipios (Cabe destacar que esto no significa AUE, municipios son grandes núcleos, a las comunidades no ha llegado la implantación de la red) Una descripción del sistema eléctrico se desarrollará a continuación en los siguientes acápites. Subestaciones: Las redes de distribución en el área rural son suministradas de energía eléctrica a través de cinco subestaciones ya nombradas anteriormente, a continuación, se explica el alcance y características de cada una de ellas:

Subestación Arocagua: esta subestación alimenta a gran parte del valle alto y al valle bajo, propiamente a los municipios de Sacaba, Colomi, Tiraque Valle,



Punata, Arani, Vacas, Totora, Pojo, Pocona, Mizque, Aiquile, Omereque y Pasorapa. Los alimentadores rurales provenientes de esta subestación son el S-7 y el S-5 que de inicio tiene la denominación de S-3 y alimenta al área urbana de Sacaba. El alimentador P-3 es continuación de alimentador S-5.

El alimentador S-7 llega hasta la localidad de Challviri ubicada en el municipio del Chapare. El alimentador correspondiente al S-3, S-5 y P-3 llega hasta la localidad de Pasorapa ubicada en el municipio del mismo nombre y a la localidad de Siberia ubicada en la frontera con el Departamento de Santa Cruz.

Subestación YPFB: Esta subestación alimenta a parte del valle alto, propiamente a los municipios de Arbieto, San Benito, Tarata, Anzaldo, Vila Vila y Toco. Los alimentadores rurales provenientes de esta subestación son el Y-6 y el Y-5. El alimentador Y-6 llega hasta la localidad de Soyco ubicado en el municipio de Anzaldo. El alimentador Y-5 se encuentra en anillo con el alimentador Y-6 a través de un seccionador ubicado en la línea Tolata - Cliza o Paracaya - Punata. Además, estos alimentadores se encuentran en anillo con el alimentador S-5 proveniente de la subestación de Arocagua. Siendo la carga de Arani, Mizque y Aiquile transferible a ambas subestaciones, a la de YPFB y Arocagua.

Subestación Quillacollo: Esta subestación suministra de energía eléctrica a parte del valle bajo, del valle central y a la zona andina de la ciudad de Cochabamba, propiamente a los municipios de Quillacollo, Sipe Sipe, Vinto, Tiquipaya, Independencia y Morochata. Los alimentadores rurales provenientes de esta subestación son el Q-1 y Q-5.

El alimentador denominado Q-1 alimenta a la zona urbana del municipio de Quillacollo, seguido a este tramo el alimentador se denomina Q-7 que tiene inicio en la localidad de Liriuni hasta donde es red trifásica.

El alimentador Q-7 llega hasta la localidad de Calchani ubicado en el municipio de Independencia y a la localidad de Cocapata ubicado en el municipio de Morochata. El alimentador Q-5 llega hasta la localidad de Rodeo ubicado en el municipio de Tarata.

Subestación Irpa Irpa: esta subestación suministra de energía eléctrica a los municipios de Tapacari, Capinota, Sicaya, Santivañez, Arque y Tacopaya. Los alimentadores rurales provenientes de esta subestación son el I-1 e I-2.

El alimentador I-1 llega hasta la localidad de Tacopaya ubicada en el municipio del mismo nombre y hasta la localidad de Wayllas ubicada en el municipio de Tapacari. El alimentador I-2 llega hasta la localidad de ViIlcabamba ubicada en el municipio de Capinota.



Subestación Chimore: esta subestación suministra de energía eléctrica a todo el trópico de Cochabamba propiamente a los municipios de Chapare, Tiraque Trópico, Entre Ríos, Puerto Villarroel, Villa Tunari y Chimore. Los alimentadores rurales provenientes de esta subestación son el T-1 y T-2.

El alimentador T-1 llega hasta la localidad de Bulo Bulo ubicada en el municipio de Entre Ríos y el alimentador T-2 llega hasta la localidad de Ichoa en a la frontera con Santa Cruz.

Las características de los transformadores de potencia en cada subestación se muestran a continuación:

CARACTERISTICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA

SUBESTACION RELACION DE

TRANSFORMACION (KV)

POTENCIA NOMINAL(ONAN/ONAF)

DEMANDA MAXIMA

REGISTRADA (MW)

AROCAGUA 115/24,94 18.75/25 20,21

YPFB 115/24,94 10/12.5 7,04

YPFB 115/10,5 3 2,32

YPFB 115/24,94 12/16 10,96

QUILLACOLLO 115/24,94 18.75/25 23,68

CHIMORE 245/34,5 10/12,5 4,51

IRPA IRPA 115/25 4,5/6 1,37

Tabla 1: Características de los transformadores por subestación. Fuente: ‘Documento analítico del Proyecto Fase IV’





ANEJO 8: Especificaciones técnicas de paneles fotovoltaicos y baterías de litio. En este anejo se adjuntan distintos modelos de baterías de litio y de paneles fotovoltaicos con el fin de tener todos los dates técnicos necesarios.





































ANEJO 9: Cálculo de Caídas de Tensión para red primaria: Las caídas de tensión en las redes primarias se calcularán en función de las potencias instaladas de los transformadores de distribución. Para ello se establecen los siguientes criterios: o Primeramente, se deberá realizar un diseño de la red primaria en croquis y

enseguida distinguir ramales, subramales, tramos y puntos significativos o piquetes.

o Se deberán calcular las caídas de tensión en los diferentes ramales y subramales de la red primaria y en particular, en aquellos puntos distantes donde se hallan transformadores de distribución o consumidores en media tensión que son puntos donde se presentan las máximas caídas de tensión.

o Los valores de los coeficientes unitarios de caídas de tensión para los diferentes tipos de calibre de conductores normalizados, como para los diferentes tipos de configuración eléctrica de líneas y niveles tensión.

Para el cálculo de caídas de tensión para un tramo de línea, se aplicará la siguiente fórmula:

∆𝑉(%) = 𝑃 × 𝐿 × 𝐺 (%)

Donde: ∆𝑉(%) = Caída de tensión porcentual

P = Carga acumulada al final de cada tramo en kW L = Longitud de cada tramo en km G = Coeficiente unitario de caída de tensión que depende del conductor utilizado, de la configuración del circuito y del factor de potencia de las cargas que serán alimentadas. Su unidad es %/(kW-km).

Para un correcto análisis de red primaria se tienen en cuenta: o Todos los tramos existentes de la red primaria que se muestran en el croquis,

partiendo desde el punto de suministro de potencia (subestación o punto de derivación de la nueva red) en dirección del flujo de carga e identificando para cada tramo su punto significativo de inicio y su punto significativo final.

o La longitud en kilómetros (km) de cada tramo conforme está en el croquis. o La potencia en kVA del transformador o transformadores de distribución que se

hallan conectados a la red dentro de ese tramo. o La suma total acumulada de las potencias de los transformadores de distribución

que se hallan al final del tramo. o El factor de potencia con el que se adoptó para el sistema. o Carga total en kW-km que representa el momento eléctrico.

𝑀(𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) = (𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 𝑡𝑟𝑎𝑓

2+ 𝑃𝐴𝑐𝑢𝑚) × 𝐿𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 × 𝑓. 𝑝.

Donde: 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 𝑡𝑟𝑎𝑓 = Potencia total instalada en kVA de transformadores de

distribución que se hallan dentro del tramo elegido.



𝑃𝐴𝑐𝑢𝑚 = Potencia total instalada en kVA de transformadores de distribución que se hallan al final de cada tramo. 𝐿𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 = Longitud en km del tramo en el que se desea calcular la caída de tensión. f.p. = Factor de potencia. 𝑀(𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) = Carga total en kW-km que representa el momento eléctrico.

o Conductor se deberá anotar el calibre y tipo de conductor utilizado en el tramo. o El coeficiente unitario de caída de tensión para el conductor y configuración de

línea con el que se decide trabajar. o La caída de tensión en el tramo se multiplica por la caída de tensión unitaria. o Caída de Tensión-Total Acumulada se deberán sumar las caídas de tensión por

cada tramo empezando desde el punto de suministro de potencia hasta el tramo considerado, determinándose así la caída de tensión al final de este tramo.

Las Tablas 1 muestran los parámetros eléctricos equivalentes de los conductores normalizados y los coeficientes unitarios de caídas de tensión para sistemas con neutro multiaterrizado.

Conductor Trifásico (3F; 4H) Bifásico (2F, 3H) Monofásico (1F, 2H)

Fases ACSR

Neutro ACSR

Req (Ohm/km)

Xeq (Ohm/km)

Req (Ohm/km)

Xeq (Ohm/km)

Req (Ohm/km)

Xeq (Ohm/km)

# 4 AWG #4 AWG 1,392 0,417 1,518 0,751 1,518 0,751

# 2 AWG # 4 AWG 0,87 0,404 1,002 0,378 1,002 0,378

#1/0AWG # 4 AWG 0,55 0,391 0,677 0,725 0,677 0,725

#2/0AWG # 2 AWG 0,435 0,384 0,569 0,674 0,569 0,674

#3/0AWG #1/0AWG 0,345 0,376 0,467 0,622 0,467 0,622

#4/0AWG #1/0AWG 0,274 0,368 0,404 0,658 0,404 0,658

Tabla 1: Parámetros eléctricos de conductores normalizados para sistemas con neutro multiaterrizado. Fuente: MEPER con datos de CIEEB

Las resistencias y reactancias mostradas en la siguiente Tabla 2 son las equivalentes de fase, neutro y retorno por tierra para sistemas con neutro multiaterrizado. Las reactancias que se muestran son válidas tanto para sistemas de 24,9 kV como para 34,5 kV, debido a que en la norma de estructuras vigente se consideran iguales las distancias medias geométricas de ambos sistemas, tomando como referencia estructuras de paso.

VF-F = 24,9 kV; VF-N =14,4 kV; f.p.= 0,9; f = 50 Hz

Calibre Fase Calibre Neutro Trifásico (3F; 4H)

%/(kW-km)

Bifásico (2F; 3H)

%/(kW-km)

Monofásico (1F; 2H)

%/(kW-km)

# 4 # 4 0,00025709 0,00045525 0,00091050

# 2 # 4 0,00017188 0,00028671 0,00057341

# 1/0 # 4 0,00011925 0,00024874 0,00049748

# 2/0 # 2 0,00010016 0,00021663 0,00043327



# 3/0 # 1/0 0,00008502 0,00018586 0,00037173

# 4/0 # 1/0 0,00007294 0,00017484 0,00034968

Tabla 2: Coeficientes unitarios de caídas de tensión para sistemas de 24,9kV con neutro multiaterrizado. Fuente: MEPER con datos de CIEEB

VF-F = 34,5 kV; VF-N =19,9 kV; f.p.= 0,9; f = 50 Hz

Calibre Fase Calibre Neutro Trifásico (3F; 4H)

%/(kW-km)

Bifásico (2F; 3H)

%/(kW-km)

Monofásico (1F; 2H)

%/(kW-km)

# 4 # 4 0,00013392 0,00023714 0,00047429

# 2 # 4 0,00008953 0,00014935 0,00029870

# 1/0 # 4 0,00006212 0,00012957 0,00025914

# 2/0 # 2 0,00005217 0,00011285 0,00022569

# 3/0 # 1/0 0,00004429 0,00009682 0,00019364

# 4/0 # 1/0 0,00003799 0,00009108 0,00018215

Tabla 3: Coeficientes unitarios de caídas de tensión para sistemas de 34,5kV con neutro multiaterrizado. Fuente: MEPER con datos de CIEEB

La caída de tensión acumulada desde el punto de suministro de potencia (subestación) hasta el punto más lejano donde se encuentra el último transformador de distribución, no deberá sobrepasar los límites porcentuales de tensión permisibles para la red primaria. En derivaciones de una red existente, se deberá contar con el valor de la caída de tensión porcentual acumulada desde la subestación hasta el punto de derivación de la nueva red, la cual, sumadas a las caídas de tensión calculadas, no deberán sobrepasar los límites porcentuales de tensión permisibles. En caso de que no se cumpla ello, se deberá estudiar un calibre mayor de conductor.



ANEJO 10: Características principales de reconectadores y de operación de equipos de seccionadores. En este anejo se recogen las características principales y de operación de equipos de reconectadores y del mismo modo de los seccionadores. RECONECTADORES: Para la instalación de reconectadores, se deberán cumplir con las siguientes condiciones:

La corriente nominal de la bobina serie deberá ser igual o mayor que la máxima corriente de carga que circulará en el sitio o punto considerado para la instalación del reconectador.

La máxima corriente de carga que circulará por la línea deberá ser calculada para el último año de la proyección de la demanda. La secuencia de operación deberá ser de manera que permita coordinación con los dispositivos de protección instalados aguas arriba y aguas abajo.

La capacidad de interrupción deberá ser mayor que la máxima corriente de cortocircuito trifásica calculada en el punto de su instalación.

La corriente de cortocircuito asimétrica en el punto de protección deberá ser menor que la máxima corriente de interrupción asimétrica del reconectador.

En reconectadores equipados con dispositivos de apertura por fallas a tierra, la corriente de disparo de la bobina serie deberá ser menor que la mínima corriente de cortocircuito fase-fase, en caso de no disponer de dicho dispositivo de apertura por fallas a tierra, la corriente de disparo de la bobina serie deberá ser menor que la mínima corriente de cortocircuito en el tramo protegido.

La corriente de disparo por fallas a tierra deberá ser menor que la mínima corriente de cortocircuito fase-tierra en la zona de protección del dispositivo y mayor que la máxima corriente de desequilibrio admitida para el sistema, considerando la posibilidad de que pueda quemarse un fusible en el lado de la carga. En los ramales monofásicos se deberá hacer un estudio particular para dimensionar el disparo de tierra.

Como regla general, las corrientes de disparo deberán ser menores que las corrientes de cortocircuito en la zona de protección del dispositivo, debiendo tomar en cuenta, siempre que fuera posible, a aquellos tramos que hayan sido añadidos por razones de maniobras consideradas usuales.

En caso de que el criterio de inclusión de tramos bajo maniobras acarree una coordinación insatisfactoria entre las protecciones del sistema, debido a la reducción de la sensibilidad de las bobinas de disparo, dicha condición no deberá ser considerada en el dimensionamiento de las bobinas.

El reconectador deberá ser equipado con un dispositivo de protección de puesta a tierra, compatible con el tipo de puesta a tierra del sistema.

La tensión nominal de la bobina de cierre o de potencial deberá ser igual a la tensión entre fases del sistema.



La tensión nominal, frecuencia nominal y nivel básico de aislamiento del reconectador deberán ser compatibles con los valores del sistema donde serán instalados.

Secuencia de operaciones recomendadas:

Dos rápidas y dos temporizadas en el caso de que no exista seccionalizador en serie con fusible en el lado de carga.

Caso contrario, se recomienda una operación rápida y tres operaciones temporizadas.

En casos especiales, conforme la necesidad de coordinación entre protecciones, la secuencia de operaciones para fallas entre fases podrá ser diferente de las secuencias de operaciones para fallas a tierra.

En casos especiales se podrá utilizar un número total de operaciones menor que cuatro.

Para el ajuste se deberán establecer para cada caso, analizándose todos los aspectos de la coordinación, así como de los criterios de seguridad y protección de equipos y conductores.

SECCIONADORES: Cuando ocurre una falla en la zona de protección del seccionalizador, el reconectador debe detectar dicha falla e interrumpir la corriente de falla. Cuando el reconectador interrumpe una corriente de falla o realiza una interrupción, el seccionalizador se encarga de registrarla en su memoria, y al cabo de un número predeterminado de interrupciones (una, dos o tres), este abre sus contactos con circuito desenergizado y antes de la apertura definitiva del reconectador. Siendo así, una falla permanente en la zona de protección del seccionalizador puede ser aislada sin que el reconectador abra sus contactos definitivamente. Cabe hacer notar que entre el reconectador y el seccionalizador no existe ningún comando eléctrico o mecánico que los una, tan solo el hecho de que ambos estés instalados en serie. Condiciones básicas para la instalación de seccionalizadores. Para la instalación de seccionalizadores, se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

Solo pueden ser utilizados en serie con un dispositivo automático de resguardo, como ser: un reconectador automático o un interruptor de potencia.

El dispositivo de resguardo deberá ser capaz de detectar las corrientes mínimas de falla de la zona de protección del seccionalizador.



Las corrientes mínimas de falla de la zona de protección de los seccionalizadores, deberán ser superiores a las corrientes mínimas de actuación de los mismos.

Los seccionalizadores equipados con dispositivos de disparo por fallas a tierra exigirán reconectadores con dispositivos de disparo por fallas a tierra.

Los seccionalizadores de tipo trifásico exigirán reconectadores de tipo trifásico.

El tiempo de memoria del seccionalizador deberá ser como mínimo igual a la suma de los tiempos de operación más los tiempos de reconexión del dispositivo de respaldo.

Los seccionalizadores no interrumpen corrientes de falla, por lo que no es necesario referirse el término capacidad de interrupción.

Las sobrecorrientes momentáneas y de corta duración con relación a las corrientes de falla en el punto de ubicación del seccionalizador no deberán ser sobrepasadas. La duración considerada, para la soportabilidad térmica y dinámica para las corrientes de falla, será función del tiempo acumulado de apertura del dispositivo de protección de resguardo.

La corriente nominal de la bobina serie deberá ser igual o mayor que la máxima corriente de carga que circulará en el sitio o punto de instalación del seccionalizador. La máxima corriente de carga que circulará por la línea deberá ser calculada para el último año de la proyección de la demanda.

El dispositivo de disparo de tierra deberá ser sensibilizado por la corriente de cortocircuito fase-tierra mínima en el tramo protegido y ser compatible con la protección de resguardo.

En sistemas efectivamente aterrizados es compatible el uso de dispositivos de disparo por fallas a tierra.

La tensión nominal, frecuencia nominal y nivel básico de aislamiento del seccionalizador deberán ser compatibles con los del sistema en donde serán instalados.

Para el ajuste, el número de conteos del seccionalizador deberá ser igual al número de operaciones del dispositivo de resguardo menos 1.



ANEJO 11: Anejo fotográfico En este anejo se adjunta fotografías relacionadas con la socialización y el proyecto constructivo en varias de las etapas explicadas. Todas son elaboraciones propias y se muestran con el objetivo de entender mejor lo explicado en el proyecto.

Compañeros de la fundación, a los cuales quiero agradecer una vez más todo lo

aportado.



En las siguientes dos fotografías se observan el estado de redes de baja tensión en zonas céntricas de ciudades o municipios.



Puntos de contacto en Chimoré, donde se realizan tareas de mantenimiento de sistemas SHS y venta de piezas de reparación. Controles de calidad por parte nuestra

del sistema de planificación.



Sistema fotovoltaico implantado en la Comunidad de Laphia



Visita a sistemas alternativos eólicos a gran escala.



Visita a una vivienda la cual tiene 2 baterías de litio que se pueden observar para alimentar a bombillas led y un ventilador de la cocina de la parte inferior. Baterías

recargadas por sistema fotovoltaico SHS.



Densificación de la Comunidad de Laphia, nueva vivienda con nuevo medidor de red.



Análisis de tres viviendas abandonadas con medidores para electrificación, mal estudio

social.



Tareas de socialización con comunidades y de enseñanza a generaciones futuras.







Tareas de socialización con comunidades según la planificación dinámica.



Toma de datos con la distribuidora eléctrica ELFEC



Reparación de SHS antiguos



Fotografias del terreno donde se ejcuta el proyecto de Tipas, se observan quebradas, accesos, viviendas aisladas, etc











Implementación de picolámparas en la comunidad de Tipas



Viviendas abandonadas



Referencias bibliográficas: Manual de electrificación y planificación electrica rural, MEPER. Programa del ministerio para utilizarlo como metodología de implementación de redes. Programas de electrificación de “Mi Luz” Explicación entre planificación y constructivo: https://mat.caminos.upm.es/wiki/An%C3%A1lisis_de_los_Proyectos_de_Cooperaci%C3%B3n_ de_la_ESTI_de_Caminos_Canales_y_Puertos_de_Madrid Estadísticas de Bolivia https://www.ine.gob.bo/index.php/estadisticas-del-sector-publico/item/179-ine-socializa- informacion-estadistica-en-la-gobernacion-de-cochabamba Paula Fernández, 2 de mayo de 2018, Lisboa. Informe agencia EFE Edición América https://www.efe.com/efe/america/economia/mil-millones-de-personas-en-el-mundo-no- tienen-acceso-a-la-electricidad/20000011-3602676 Libro: ‘¿Servicios básicos para todos?’ UNICEF, publicaciones Innocenti. Santosh Mehrotra, Jan Vandemoortele y Enrique Delamonica. Florencia Italia. Centro de Investigaciones Innocenti. Abril del 2000 Documento: ‘La situación energética en América Latina’ CAF (Corporación Andina de Fomento). Mercados energéticos. Olade. Buenos Aires, Madrid, Montevideo. En marzo de 2003. ‘La energía que necesita la America Latina del futuro’ Grupo Banco Mundial, BIRF-AIF. El 23 de Noviembre de 2017 https://www.bancomundial.org/es/news/feature/2017/11/23/energias-renovables-america- latina-futuro Documento: ‘América Latina en cifras’ fundación faes (Fundación para el Analisis y los Estudios Sociales). Dirección: Javier Zarzalejos; Coordinación: Eduardo Fernández Luiña. En 2018 Documento: ‘Boletín Estadístico 2019’ Gobierno Autonómico Departamental de la Paz. Agosto de 2019 Centro de noticias de la ONU, 25 de septiembre de 2015 https://www.un.org/sustainabledevelopment/es/2015/09/la-asamblea-general-adopta-la- agenda-2030-para-el-desarrollo-sostenible/ Documento: Censo de población y vivienda datos 2012 Bolivia. ‘Características de la población’. Por el Instituto Nacional de Estadística. Estado Plurinacional de Bolivia Redactado en febrero de 2015, La Paz, Bolivia



Información general de Bolivia https://www.bo.undp.org/content/bolivia/es/home/countryinfo.html Mapas de Bolivia https://www.crwflags.com/fotw/flags/ Datos sobre PIB https://www.bolivia.com/ Datos económicos https://datos.bancomundial.org/indicator/NY.GDP.MKTP.KD.ZG?locations=BO Sector eléctrico https://www.ende.bo/index.php Legislación de la distribuidora eléctrica http://www.elfec.com/LEY1604 Marco legal https://cbe.com.bo/marco-legal/ Reglamentos de la ley de electricidad (VARIOS DOCUMENTOS) https://www.cndc.bo/normativa/reglamentos.php Potencial de energía solar https://www.researchgate.net/figure/Figura-3-Mapa-de-Radiacion-Solar-Media-Anual- para-Bolivia-kWh-m2-dia-Fuente-Elaborado_fig2_316636306 Potencia de energía solar suramericano https://fundacionsolon.org/2017/06/26/situacion-de-la-energia-solar-en-bolivia/ Programas de energética, planes de desarrollo http://www.energetica.org.bo/energetica/index.asp Síntesis programa final eurosolar Programa Eurosolar en Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2012, pp. 147–148: Proyectos en general https://mansunides.org/es/ejemplos-proyectos-desarrollo-bolivia Noticia de Carlos Quisbert, en La Paz, Página Siete Bolivia https://www.paginasiete.bo/nacional/2020/2/19/evo-cumple-gasto-bs-3630-mm-en-canchas- 807-mm-en-salud-247183.html Banco de Desarrollo FONPLATA https://www.fonplata.org/es ‘Las claves del sector energético, costos y comparativa de potenciales’ de energía y sociedad http://www.energiaysociedad.es/manenergia/3-1-tecnologias-y-costes-de-la-generacion- electrica/



‘Las claves del sector energético, energías renovables’ de energía y sociedad http://www.energiaysociedad.es/manenergia/3-2-energias-renovables-tecnologia-economia- evolucion-e-integracion-en-el-sistema-electrico/ Remica servicios energéticos, eficiencia energética https://remicaserviciosenergeticos.es/blog/tipos-de-energia/ Endesa, generación de energía eléctrica. 2020 Endesa Energía, Endesa S.A. https://www.endesa.com/es/conoce-la-energia/energia-y-mas/como-se-genera-electricidad Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), ‘La energía del conocimiento’, por Ministerio de Ciencia e Innovacion del Gobierno de España, por Ciemat y por Gobierno de Navarra http://www.cener.com/introduccion-a-las-microrredes/ Se puede encontrar información adicional en la Biblioteca Virtual de la cooperación Alemana http://www.bivica.org/upload/energias-alternativas-plan.pdf Escuela Superior de Ingenieros de Sevilla por Fco. Javier Ramón Ducoy sobre las ventajas e inconvenientes de este sistema en el documento de ‘Implantación de energías renovables en una planta de microrred’ ‘Diseño fotovoltaico on-grid y off-grid’ Equipo de Energía INDAP, Ministerio de Agricultura del Gobierno de Chile, Región de Los Lagos, noviembre de 2018 ‘Estudio de factibilidad técnica y económica de suministro eléctrico a través de energías renovables no convencionales’ por Julio Fuentes Orellana y Luis Vallejos Vergara, Universidad del Bío-Bío, Concepción, Chile. ‘Energías renovables en Bolivia’ por ICEX España Exportación e Inversiones’ redactado por Antonio Campos Vázquez y revisado por la Embajada de España en La Paz, el 25 de octubre de 2019. Con la colaboración del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, Gobierno de España. ‘Una década de análisis de las tecnologías energéticas’ por la Asociación Nacional de Ingenieros del ICAI, Universidad Pontifica de Comillas. Redactado por: Beatriz Yolanda Mapa Provincia de Carrasco https://www.educa.com.bo/geografia/provincia-carrasco-mapa Mapa cono sur https://www.agrecolandes.org/2019/11/28/en-elaboracion-una-estrategia-de-desarrollo-integral-edi-para-el-conosur-de-cochabamba/ https://www.bing.com/images/search?view=detailV2&ccid=9KR1MlTg&id=349742CB44A327FC8FC7233D983501483FA16B3D&thid=OIP.9KR1MlTgtjc7uC155IiFEQHaKz&mediaurl=https%3a%2f%2fdiariocomas.files.wordpress.com%2f2018%2f05%2fdistritos-de-lima.jpg%3fw%3d768&exph=904&expw=620&q=mapa+division+distritos+totora&simid=608030187986157851&ck=C98346A855B3623D751E3EC9B50DDED4&selectedIndex=3&FORM=IRPRST&ajaxhist=0



Censos de población https://www.ine.gob.bo/index.php/estadisticas-sociales/vivienda-y-servicios-basicos/censos-vivienda/ Moratilla Soria, Fernando Sánchez Sudón, César Dopazo García, Francisco José López García, Rocío Fernández Artime y Fidel Pérez Montes. Libro: ‘Tecnología solar’ colección energías renovables por M. Ibáñez Plana, J. R. Rosell Polo y J.I. Rosell Urrutia de la Universidad de Lleida, edición Mundi-Prensa 2005 en Madrid, Barcelona y México. Libro: ‘Manual de energía eólica; Investigación, diseño, promoción, construcción y explotación de distintos tipos de instalaciones’ colección energías renovables por J. M. Escudero López, edición Mundi-Prensa 2008 en Madrid, Barcelona y México.

Plano de situación Distribución de AT desde Cochabamba a Totora

Leyenda

Límite municipal de Totora

Línea de distribución de AT

Tipas

40 km

N

➤➤

N

© 2020 Google

© 2020 Google

© 2020 Google

Image Landsat / Copernicus



Plano de situación Localización de la comunidad yposibles enganches a colas de red

Leyenda

Distribución de MT

Colas de red

Límite municipal de Totora

Tipas

3 km

N

➤➤

N© 2020 Google

© 2020 Google

© 2020 Google

Image © 2020 Maxar Technologies



Image © 2020 CNES / Airbus



Plano de situación Localización de proyecto de MT y BT

Leyenda

BT

MT

1 km

N

➤➤

N

© 2020 Google

© 2020 Google

© 2020 Google




Plano de situación Localización de viviendas y red proyectada

Leyenda

BT

MT

MT existente

Unidad educativa

Viviendas

1 km

N

➤➤

N

© 2020 Google

© 2020 Google

© 2020 Google




PROYECTO: RED ELÉCTRICA EN LA COMUNIDAD DE TIPASPLANO: Nº:

E: 1/15000

JUL 20

INGENIERO: FRANCISCO JAVIER VELA COBOS

E.T.S.I. CAMINOS, CANALES Y PUERTOSUNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRIDFUNDACIÓN LUCES NUEVAS

N

RED GENERAL 1


E: 1/15000

JUL 20



N

TOPOGRAFÍA 1


E: 1/2500

JUL 20



N

RED PRIMERIA MEDIA TENSIÓN - ZONA 1 1


E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N

RED SECUNDARIA BAJA TENSIÓN - ZONA 1 1


E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N



E: 1/2500

JUL 20



N




3. PLIEGO DE PRESCRIPCIONES 1. CONDICIONES GENERALES Y ADMINISTRATIVAS 1.2 ALCANCE DE SUMINISTRO El contratista proveerá la totalidad de los materiales y equipos requeridos para las líneas de distribución primaria y secundarias, las instalaciones de transformadores, de protección y maniobra, acometidas y alumbrado; todo ello en conformidad al Estudio y diseño cuyo material componente se halla detallado en las listas de unidades constructivas de la propuesta.

1.1.1 Forma y alcance de las Especificaciones A. El propósito de las presentes especificaciones es establecer los términos y

condiciones generales aplicables a las especificaciones particulares de materiales y equipos y de la mano de obra.

B. Las referencias a fabricantes y número de catálogo son indicativas

solamente. Se aceptarán equipos y materiales que en función, operación, características, capacidad, calidad y utilización sean equivalentes a los aquí indicados, siendo responsabilidad del Proponente demostrar tal equivalencia a través de documentación técnica suficiente, adjunta a su Propuesta.

C. Las especificaciones de esta Sección son aplicables a los materiales y equipos

relacionados con las líneas y transformadores de distribución e instalaciones anejas, además de la mano de obra.

1.1.2 Presentación

A. General: Después de la adjudicación del Contrato, el contratista

proporcionará al Propietario la información solicitada a continuación. Toda esta información será en idioma Español.

B. Cronograma actualizado de la provisión de equipo y Materiales y de la mano

de obra:

1. Presentar dos ejemplares

C. Informes de Pruebas: 1. Presentar dos copias de los informes de pruebas de los equipos, según lo requerido en las especificaciones particulares respectivas.



1.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE ACUERDO A NORMAS Estas especificaciones, cubren la información esencial necesaria para el diseño (cuando corresponda), fabricación, pruebas, transporte y provisión de equipos y materiales a ser utilizados. La empresa adjudicada, deberán entregar los equipos y materiales, acompañando catálogos, información técnica, protocolos de pruebas y/o ensayos según corresponda, de todos los materiales sin excepción. La entrega de materiales será efectuada en Almacenes del Contratista en el Sitio de Obra. GRUPO 1: CONDUCTORES Y CABLES 1.1 ALAMBRES DE COBRE DESNUDO Los alambres desnudos de cobre requeridos son: Alambre de cobre estirado en frío (H.D.) Nº 4 AWG, un solo hilo, debiendo cumplir con las normas ASTM B258. Alambre de cobre recocido (S.D.) Nº 6 AWG, debiendo cumplir con las normas ASTM B363. El embalaje para estos tipos de alambre se hará en bobinas de 100 kgs. aproximadamente, bien amarradas con cintas de cuero, y envueltas en papel impermeable y/o arpillera. La oferta deberá venir acompañada de la siguiente información: Diámetro del alambre (mm). Sección del alambre (mm2) (Nº AWG). Peso neto (Kgs.) Peso unitario (Kg/m). Longitud del cable (m). Nombre del Proveedor. Nombre del Destinatario. 1.2 CABLE DE ALUMINIO CON REFUERZO DE ACERO (ACSR) Los cables de aluminio con alma de acero provisto bajo estas especificaciones, deberán cumplir con las normas ASTM B230. B232 y B498 para conductores eléctricos en su última versión.



El cable se proveerá en longitudes estándar, en carretes no retornables, los mismos que deberán ser aptos para su transporte en ferrocarril o camión. No será aceptable ningún empalme en un carrete, y el cable deberá estar libre de soldaduras y otros daños que disminuyan su resistencia mecánica. 1.2.1 MARCAS Cada rollo o carrete de cualquier tipo de cable a suministrarse deberá marcarse con los siguientes datos: a) Número AWG (sección en mm2) y código del conductor

b) Tipo de conductor o cable c) Peso bruto y neto en kg

d) Nombre y razón social del fabricante e) Longitud del conductor f) Proyecto al que está destinado g) Leyenda indicativa “CUIDADO LEVANTE CON ARMAZON” h) Destinatario Los tramos de conductor y carretes, serán en tamaños normales del proveedor, cuyo peso bruto no exceda los 750 Kg 1.3 CABLES DE ACERO GALVANIZADO El cable de acero para rienda o viento deberá ser galvanizado, de 5/16” de diámetro, de 7 hebras y hebrado Clase B. Extra Alta Resistencia mecánica (EHS). Deberá cumplir con las normas ASTM A-475 y ASTM A-475-66T. El cable será suministrado con carretes adecuados para transporte por ferrocarril o camión. No se aceptará carretes con cable dañado (soldado o empalmado). Los carretes son parte del suministro y no serán devueltos. Los tramos de conductor y carretes, serán en tamaños normales del Proveedor, cuyo peso bruto no exceda los 250 Kg Cada carrete o rollo, deberá marcarse con la siguiente información: Nombre y razón social del fabricante Tipo de cable y su código Peso bruto y peso neto en Kg Peso unitario del cable (Kg/Km) Longitud del cable Proyecto al que está destinado Destinatario Leyenda indicativa: “CUIDADO LEVANTE CON ARMAZON”



1.3.1 MARCAS Cada rollo o carrete de cualquier tipo de cable a suministrase deberá marcarse con los siguientes datos: Número AWG y código del conductor. Tipo de conductor o cable. Peso bruto y neto en kgs. Nombre o razón social de fabricante. Longitud del conductor o cable y proyecto a que está destinado. Leyenda indicativa: “CUIDADO LEVANTE CON ARMAZON”. 1.4 CABLE DE ALUMINIO MULTIPLEX Los cables de aluminio multiplex a ser suministrado, deberá cumplir con los códigos y normas de ASTM B232, B230, B262 y la norma IPCEA S-61-402. Así mismo, deberá ser adecuado para las siguientes características de servicio: a) Corriente alterna: 50 Hz. b) Tensión de fases: 400 voltios. c) Tensión de fase a tierra: 231 voltios. d) Nivel de aislación del cable: 600 voltios. e) Temperatura mínima ambiente: 0°C f) Temperatura máxima ambiente: 45°C g) Características de instalación: Aérea. Los cables multiplex deberán tener además las siguientes características: a) Tipo de cable: Duplex ASC aislados b) Cable portante ACSR de la misma sección de los cables . aislados c) Tipo de conductor: Hebrado. d) Sección de conductor: Ver Cuadro de cotizaciones. e) Tipo de aislación: Polietileno resistente a la luz solar, al ozono . y a la humedad. f) Mínimo espesor de aislación: N° 4 AWG 1.6 mm; N° 2 AWG 2 mm

1.4.1 MARCAS Cada rollo o carrete de cualquier tipo de cable a suministrase deberá marcarse con los siguientes datos: - Número AWG y código del conductor. - Tipo de conductor o cable.



- Peso bruto y neto en kgs. - Nombre o razón social de fabricante. - Longitud del conductor o cable y proyecto a que está destinado. - Leyenda indicativa: "CUIDADO LEVANTE CON ARMAZON".



GRUPO 2: AISLADORES Los aisladores a suministrarse deberán cumplir con los requisitos de los siguientes códigos y normas ANSI C29.1, ANSI C29.2, ANSI C29.3, ANSI C29.5, ANSI C29.6, ANSI C29.7. 2.1 AISLADOR TIPO ESPIGA PARA 14.4/24.9 kV Los aisladores para utilizarse en líneas de 14.4/24.9 KV, deberán conformar los valores mecánicos y eléctricos de las normas ANSI C29.7, Clase 56-3, para un voltaje de aplicación de 24.9 kV, con diámetro de rosca de 1 3/8” y diámetro de cuello 4”, de las siguientes características: Voltaje de Aplicación : 24.9 kV Aislación a baja frecuencia (sec/hum) : 125/80 kV Aislación al impulso (pos/neg) : 200/265 kV Distancia de fuga : 533 mm Distancia de arco : 241 mm Resistencia Cantilever : 1360 kgf Cuello de aislador : 4 “ El material marcado, embalaje, inspección, muestreo y ensayos deben efectuarse de acuerdo a lo que se indica en las secciones 4, 6, 7, 8 y 9 de ANSI C29.5, ANSI C29.6 y ANSI C29.7. Material: porcelana procesada por vía húmeda. Los aisladores serán similares a: OHIO BRAS (O-B) Nº 31 - PIN INSULATOR Nº 38223 2.2 AISLADORES DE SUSPENSIÓN Los aisladores de suspensión requeridos por esta especificación, serán del tipo polímero bajo la norma IEEE P1024/D11, con ferretería de acero galvanizado tipo clevis en el terminal superior y ojo en el terminal inferior, de alta resistencia a los impactos y a las perforaciones, bajo las características referenciales siguiente: Voltaje nominal : 24.9/14.4 kV y Aislación a baja frecuencia : 130 kVrms Aislación al impulso (pos/neg) : 215/225 kV Distancia de fuga : 676 mm Longitud : 476 mm Resistencia mecánica : 6840 kgf Clase : IEEE CI-2 Similar a : A.B. CHANCE C654-3025



2.3 AISLADORES TIPO CARRETE (600 V) Las dimensiones y propiedades mecánicas y eléctricas de los aisladores de tipo carrete deberán estar en conformidad con ANSI C29.3 Clase 53-2, de 3” de acuerdo a las siguientes características: Voltaje nominal : 600 V Aislación a baja frecuencia : 25 kV Resistencia máxima : 1800 kgf Material, marcado, muestreo, inspección y otros ensayos deben efectuarse según ANSI C29.3, Capítulos 4,6,7 y 9. Material: porcelana procesada por vía húmeda. Los aisladores serán similares a: Clase 53-2 A.B. Chance Cat. Nº C909-1032 o JOSLYN J101 Y J 151.



GRUPO 3: FERRETERIA DE LINEA, ACCESORIOS Y CONECTORES Esta especificación técnica se refiere a las piezas de acero y otros materiales ferrosos, de aleaciones de cobre y aluminio, a las características mecánicas, dimensionales, fabricación y métodos de prueba, que deben satisfacer los herrajes y accesorios utilizados en la construcción de redes de distribución de energía eléctrica. 3.1. NORMAS QUE SE APLICAN. Las normas que se aplican, son las ASTM que se describen a continuación. También deberán cumplir con los requisitos y especificaciones aplicables de la NEMA y de EEI de los Estados Unidos o entidad similar y reconocida en el país de origen de los materiales. ASTM A 325 Alta resistencia para uniones de estructura de acero al carbón. ASTM A 153 Profundidad del Galvanizado al caliente. ASTM A 123 Galvanizado por inmersión en caliente. ASTM A 47 Hierro maleable. ASTM A 668 Acero forjado, carbón y aleación. ASTM A 143 Fragilidad, medidas de seguridad contra fisuración. ASTM A 307 Seguros estándar con rosca interna y externa de acero bajo carbón. ANSI A 1.1 Roscas de una pulgada unificada. ANSI A 18.2.1. Cabeza de pernos y tornillos hexagonales y cuadrados. ANSI A 18.2.2. Tuercas cuadradas y hexagonales. ANSI A 18.21.1. Arandelas de seguridad. ANSI A 18.22.1. Arandelas planas sencillas. NEMA CCI Conectores de potencia eléctrica para subestaciones teste de temperatura y resistencia. NOTA: En caso de existir revisiones posteriores a los documentos antes enunciados, estas deben tomarse en cuenta. 3.2. ESPECIFICACIONES. Todos los herrajes y accesorios deben cumplir con lo que se especifica a continuación, a menos que se indique otra cosa en la especificación del producto. En caso de duda respecto a la interpretación de cualquier concepto de esta especificación o de la de algún producto, el Proveedor deberá efectuar la aclaración correspondiente, antes de iniciar la fabricación. 3.3 MATERIAL 3.3.1 Acero Estructural. La materia prima tendrá las características mecánicas especificadas en el plano o en el pedido en forma explícita, o las que estén implícitas en las normas que en uno u otro se consignen, o las que resulten de considerar la resistencia necesaria de cada pieza según



su función, siempre que el alcance de esta función sea obvio o bien que este aclarado en el plano o en el pedido o en especificaciones conexas de aplicación obligatoria. 3.3.2 Hierro Maleable. Los productos de hierro maleable deben cumplir con lo establecido para este material según la norma ASTM-A 3.3.3 Acero Forjado. Los productos de acero forjado en los que así se especifique, deben cumplir con la norma ASTM-A 66B. 3.4 DISEÑO.

a. Se admitirá pequeñas variantes de diseño que no afecten la Intercambiabilidad de las piezas, su funcionalidad, su resistencia mecánica y sus características eléctricas. El Contratante podrá exigir al Proveedor el suministro sin cargo alguno de los especímenes necesarios para realizar los ensayos concernientes, y/o protocolos de ensayos de un laboratorio oficial de prestigio.

b. Se admitirá el reemplazo de los materiales ferrosos especificados para una determinada pieza, por otros de iguales o de mejores características mecánicas para la pieza en cuestión. El reemplazo de procedimientos de elaboración que esto podría implicar, tal como soldadura colocada en vez de maquinado o forjado, o viceversa, no deberá reflejarse en pérdida de condiciones mecánicas aún a largo plazo, como por ejemplo debidas a fatiga o a corrosión interna u oculta, ni tampoco en un desmejoramiento del aspecto exterior de la pieza o en inconvenientes para su manipulación o su empleo.

c. Cuando el Proveedor prevea introducir reemplazos o modificaciones, según los puntos a y b, deberá aclararlo en su propuesta, con planos completos, salvo para detalles o características de importancia secundaria.

Si en el curso de una adjudicación surgieran dudas con respecto a los reemplazos o modificaciones propuestas satisficieran o no los requisitos especificados, el Comprador se reserva el derecho de desestimar las propuestas que no creyera oportunas en esas circunstancias.

3.5 FABRICACIÓN Y TERMINACIÓN a. Cortes. Los cortes que se ejecuten en el material durante la fabricación de los herrajes se deben hacer a escuadra y estar libres de defectos, tales como: grietas, cavidades, sopladuras, pliegues, rebabas, aristas, filos y de toda falla o defecto superficial o interno



que pueda afectar su resistencia mecánica, su montaje o su utilización o la apariencia de los mismos. b. La metodología de corte debe ser tal que no produzca alteraciones en las propiedades metalúrgicas de las piezas cortadas. Las herramientas de corte no deberán producir contaminación superficial que no pueda ser limpiada totalmente por medios mecánicos simples. c. No se aceptarán piezas en las cuales se hayan eliminado fallas o defectos con soldaduras, estaño, masilla u otros medios similares. d. Cada herraje o accesorio debe estar formado de una sola pieza, a menos que se indique otra cosa en las especificaciones del producto. En este último caso, deben ser complementados con los materiales descritos como componentes adicionales del producto, por lo cual cada fabricante debe suministrar dichos componentes completos con cada producto. e. Las piezas roscadas tales como: pernos, tuercas, contratuercas y otras similares, siempre que el diseño lo permita, podrán roscarse por laminado, en cuyo caso el diámetro especificado para el material, cuando en el plano coincida con el diámetro exterior de la rosca, podrá reducirse al correspondiente diámetro medio de la rosca. f. Las piezas obtenidas de barras o perfiles tales como abrazaderas, balancines, espigas y otras similares, serán de sección uniforme y superficie lisa. La rectitud será tal que la flecha de la deformación no sea mayor del 0.3% de la longitud de la parte recta y el alabeo (torsión) no mayor de 2° por cada 100 mm. g. Las piezas roscadas tendrán los filetes de rosca concéntricos, limpios y bien cortados o conformados. La profundidad del filete en tuercas y otras roscas interiores no será menor del 75% de la profundidad del filete teórico sin recubrimiento. Las roscas internas y externas, ajuste y dimensiones generales de los pernos y tuercas, deben cumplir con la norma ANSI B 1.1. Las roscas pueden ser rolladas, tarrajadas o maquinadas (Rosca Whitword). h. Barrenos. Los barrenos deben ser efectuados por medio de taladro o punzonado y estar libres de rebaba o aristas cortantes. El diámetro de los barrenos debe ser 1.6 mm.(1/16”) mayor que el diámetro nominal del perno o tornillo correspondiente. Los agujeros serán perfectamente cilíndricos y perpendiculares a las caras maquinadas. i. Doblez. La operación de doblez en los herrajes que la requieran, se puede efectuar en caliente o en frío, pero en cualquier caso las piezas terminadas deben estar libres de esfuerzos residuales, agrietamientos o abolsamientos en las zonas afectadas. j. Fragilidad. El material utilizado para la fabricación de los herrajes y accesorios debe cumplir con la norma ASTM-A 143.



Las caras planas de las piezas tendrán una plenitud tal que apoyadas sobre un mármol, la luz que quede en un extremo, no sea mayor del 0.2% de la diagonal o del diámetro (cara rectangular o redonda), en el caso de caras maquinadas; y no mayor del 1% en el caso de caras labradas. 3.6. TOLERANCIA 3.6.1. Las tolerancias, serán mencionadas a continuación según el cumplimiento de las normas mencionadas en el punto 1. En las piezas obtenidas de chapas, barras y perfiles, las tolerancias de aquellas dimensiones originales que no sean afectadas por el proceso de fabricación, serán las especificadas por las respectivas normas del país de origen del material en cuestión. Las longitudes, radios y espesores de piezas modificadas según las normas se entenderán sobre las dimensiones de la nueva pieza. Estas dimensiones no serán menores que las de la pieza original salvo que se lo haya justificado satisfactoriamente a juicio del Comprador. 3.6.2. Las caras planas maquinadas serán normales al eje de la pieza con una tolerancia de 3° y las caras planas no labradas con una de 1°. 3.6.3. Las tolerancias para longitudes, dimensiones de caras o secciones, y distancias entre caras y entre agujeros punzonados, cuando las mismas sean obtenidas sin maquinado, en piezas procedentes de barras, perfiles y chapas en piezas fundidas, serán: hasta 4.9 mm, 0,1mm; desde 5 mm, 0,5 mm; desde 10 mm, 1 mm; desde 25 mm, 1.5 mm; desde 50 mm, 2 mm; desde 100 mm, 3 mm; desde 500 mm, 4 mm; mayores de 1000 mm,0. 5 %. 3.6.4. La tolerancia para espesores de piezas fundidas y forjadas será de 0,8 mm. para espesores de hasta 10 mm, y del 8% para espesores mayores. 3.6.5. Las tolerancias para medidas obtenidas por maquinado serán: hasta 4.9 mm.:0,1 mm; desde 5 mm, 0,2 mm; desde 25 mm, 0,3 mm; desde 100 mm,:0,5 mm; desde 250 mm, 0,8 mm; desde 500 mm,:1 mm; mayores de 1000 mm,:1%. 3.6.6. Las tolerancias para distancias entre agujeros maquinados y caras labradas o agujeros entre si serán: hasta 99,9 mm, 0,3 mm; desde 100 mm, 0,5 mm;: mayores de 500 mm, 0,1%. 3.6.7. Las tolerancias para diámetros de agujeros punzonados serán: hasta 9,5 mm: + 0,5 mm; desde 10mm, + 1 mm; desde 25 mm, + 1,5 mm. Para diámetros de agujeros maquinados: hasta 2,9 mm, +0,1 mm; desde 3 mm, + 0 2mm; desde 10 mm, + 0,3 mm; mayores de 25 mm, +0,2%. 3.6.8. Las medidas y tolerancias incluyen el recubrimiento de zinc y otros recubrimientos metálicos similares, pero no incluyen los eventuales recubrimientos de resinas plásticas, elastómeros y otros.



3.6.9. Todas las piezas serán identificadas con la marca de fábrica registrada (nombre, sigla, logotipo, código de stock del fabricante) moldeada e impresa en bajo o sobre relieve. Esta marca tendrá una superficie adecuada al tamaño de la pieza, será fácil de localizar y estará siempre en el mismo lugar para piezas iguales o similares. Las marcas deben ser estampadas a golpes antes de galvanizar, a fin de quedar perfectamente visibles después del acabado del producto, como así también en parte que se mantendrán visibles luego de instaladas. Se exceptúan de esta exigencia las arandelas, las tuercas, los pasadores y en general todas las piezas de menos de 10 mm. de diámetro. No se exceptúa ninguna pieza fundida o forjada, aunque solo los sea parcialmente, el Comprador podrá exigir copia de la documentación que avale el registro de la marca de fábrica, cuando así se lo consigne en el plano o en el pedido. 3.7 PERNOS 3.7.1 Material. Los pernos y tuercas que se suministren para herrajes y accesorios deben ser de acero, de bajo carbón, o acero al carbón grado A o B máximo (Norma ASTM A-307), fabricados en frío o en caliente. Cuando se especifique “Alta resistencia”, se refiere a pernos y tuercas de acero al carbón grado B máximo (norma ASTM A 307). 3.7.2 Roscas. Las roscas internas y externas deben cumplir según las normas establecidas en el punto 1. 3.7.3 Dimensiones Generales. El diámetro, longitud y forma de cabeza de tuercas y pernos, deben cumplir con lo indicado en la especificación del producto. Las cabezas de pernos hexagonales y cuadrados deben cumplir la Norma ANSI B 18.2.1. Las tuercas deben corresponder a las de tipo regular de la Norma ANSI B:8.2.2. Cuando se trate de pernos y tuercas de alta resistencia mecánica, debe entenderse que son los correspondientes al tipo pesado de las Normas mencionadas. Los pernos y tornillos de los herrajes y accesorios, se deben suministrar con tuerca (s) y chaveta (s), cuando así lo indique la especificación del producto correspondiente. 3.8 ARANDELAS PLANAS Las arandelas planas deben ser de acero al carbón conforme a la Norma ASTM A 325, y cumplir con lo indicado en la Norma ANSI B-18.22.1 para las arandelas planas redondas tipo B regular. 3.8.1 Soldadura



Cuando se requiera hacer soldadura, se debe cumplir con lo siguiente: a) Las uniones soldadas se deben hacer con soldadura de arco o por resistencia. El tipo de unión y la preparación de los extremos en las piezas a soldar, deben cumplir con lo indicado en las especificaciones del producto. b) La superficie de unión de las piezas por soldar deberá estar libre de oxidación, escamas de laminación, grasa o cualquier otra impureza. c) Los electrodos a utilizar, no deberán haber sido expuestos a la intemperie durante su almacenaje, ni presentar señales de oxidación o contaminación superficial. Los electrodos sobrantes de cajas abiertas deberán ser conservados en hornos de inducción especiales para el efecto. d) Los cordones deben ser corridos alrededor o longitudinalmente a toda el área de contacto entre las piezas, de tal manera que se evite la oxidación en los intersticios, donde es difícil el flujo de zinc durante el proceso de galvanizado. e) Los cordones deben ser uniformes y estar exentos de porosidades, carbón y excoriaciones, antes de aplicar cualquier recubrimiento protector, se harán ensayos de tintas penetrantes en 1-10% de las soldaduras escogidas al azar. f) El uso de electrodos deja frecuentemente residuos que presentan problemas para el proceso de decapado con las soluciones usuales, por lo que todos los residuos de la soldadura se deben eliminar por medio de chorro de arena o granalla. g) El cordón de soldadura debe estar libre de grietas, escamas, porosidades y otros; debiendo presentar además buena apariencia. 3.9 ACABADO Debe cumplir con lo indicado en los siguientes puntos. 3.9.1 Galvanizado Todos los herrajes, accesorios y tornillería, deberán ser galvanizados por inmersión en caliente, excepto en los casos que se indique otro tipo de acabado en la especificación del producto. Los de latón, bronce o cobre no serán zincados ni tendrán otro recubrimiento protector, excepto las superficies de contacto eléctrico, que serán estañados. Dicho galvanizado deberá ser del tipo extragalvanizado (espesor mínimo de la capa de zinc 0.13 mm.), tomando en cuenta lo siguiente:

a) La galvanización de los herrajes y accesorios se deberán efectuar una vez terminadas las operaciones de forjado, fundido, cortado, laminado, doblado, maquinado y de limpieza en dichos productos. La presencia de gotas de zinc que hagan suponer que cubren grietas será motivo de rechazo. El uso de pintura para simular el zincado, cubriendo parte o la totalidad de una pieza, será motivo de rechazo del lote.



b) El diámetro mayor de los pernos puede reducirse en la cantidad indicada en las normas para tomar en cuenta el galvanizado, siempre y cuando el diámetro final sea el nominal.

c) El zinc se depositará directamente sobre el hierro o el acero, sometido

previamente a los procesos normales de limpieza o decapado y desoxidado, y sin interposición de ningún otro recubrimiento.

d) El recubrimiento de zinc será adherente, uniforme y completo. Estará libre

de asperezas, rebabas, picaduras, porosidades, gotas, escorias, grietas y escamas.

e) El zincado cubrirá todas las superficies externas e internas, excepto las roscas

internas cuando se admita su roscado posterior al zincado.

f) Las tuercas se deberán repasar después del galvanizado, con una película delgada de cera, que al secarse no se pegue al tocarla; permanezca adherida, sea flexible y resistente a la intemperie. No deberá impedir el ensamble a mano de las tuercas.

g) A todos los productos roscados, excepto las tuercas, después de la

galvanización, se les debe efectuar una operación de centrifugación para eliminar los excesos que afectan el ajuste de sus partes.

h) Las tuercas y pernos deben ser acabados en tal forma, que después de su

galvanizado, conserven su ajuste y las tuercas puedan atornillarse con la simple fuerza de los dedos en toda la longitud de la cuerda del perno y sin apelar a un juego excesivo. Las tuercas serán intercambiables: (ver punto 10.1).

3.9.2 Pruebas.

a) Las pruebas de adherencia consistirán en la aplicación de golpes leves con un martillo de ½ Kg, no debiéndose producir descascaramientos del zinc; o en la aplicación de una herramienta con filo tendido a remover la capa del zincado, el zinc podrá eliminarse por cercenamiento, no debiéndose despegar del metal base. También se podrá verificar la adherencia plegando la pieza o parte de ella a 180º, con un radio de doblez interno igual a 2,5 veces el espesor.

b) Las piezas zincadas por inmersión en zinc fundido, deberán soportar cuatro

inmersiones en la solución de sulfato de cobre sin presentar depósitos de adherentes de cobre.

No se tendrán en cuenta los depósitos de cobre formados a menos de 6 mm. de cualquier superficie de corte o de los bordes, ni los depósitos pulverulentos y no adherentes. Este ensayo no se aplicará a las piezas zincadas por deposición electrolítica.



Tampoco se aplicará a las piezas cuyas dimensiones sean tan reducidas que hagan confusa la interpretación de los resultados. 3.9.3 Pintura Cuando se indique este tipo de acabado en la especificación del producto, debe aplicarse a los herrajes y accesorios, previamente limpios, una mano de pintura primaria de cromato de zinc epoxipoliamida, con espesor de 50 micrómetros (0,002 pg), una vez seca la primera mano de pintura se debe aplicar una segunda mano, del mismo producto y espesor. La pintura se debe aplicar una vez que los herrajes en cuestión hayan satisfecho las pruebas de aceptación correspondiente, incluidas en esta especificación. 3.9.4 Pruebas mecánicas Los herrajes y accesorios deben cumplir con las pruebas que marcan las normas citadas en el inciso 1, así como con las indicadas en las especificaciones correspondientes a cada producto. 3.9.5 Pruebas eléctricas. Cuando la especificación del producto así lo indique, este debe ser sometido a las siguientes pruebas: a. Elevación de temperatura b. Corona visual c. Radio interferencia Los valores de prueba que deben cumplirse, son los indicados en la norma NEMA CC1. 3.10 EMPAQUE Cuando el herraje o accesorio requiere empaque, deben aparecer en un lugar visible y en español, los siguientes datos que faciliten su identificación: Nombre genérico (descripción corta) y clave del producto (según el catálogo de productos de la industria eléctrica o la especificación del producto correspondiente) marca o símbolo del proveedor, cantidad y masa, así como las precauciones que se deben observar en el manejo del producto. El empaque requerido así como las recomendaciones de almacenamiento para cada material, se estipulan en el catálogo de productos de la industria eléctrica. En términos generales, el empaque solicitado debe ser lo suficientemente fuerte para poder soportar en manejo duro, y presentar la resistencia necesaria para su transporte hasta los puntos de almacenamiento y de utilización. 3.10.1. Inspección Para la inspección de un lote determinado se tomará de él una muestra compuesta de 2 piezas para un lote de 2 a 10 de 3 para uno de 11 a 32, de 5 para uno de 33 a 125, de 8 para uno de 126 a 500, de 12 para uno de 501 a 2000 y de 17 para uno de 2001 a 8000.



3.10.2 Rechazo Si la mitad o más de las piezas o probetas sometidas a un mismo ensayo no cumplieran con lo estipulado, el lote será rechazado. Si menos de la mitad no cumplieron, se tomará de nuevo, del mismo lote, probetas o piezas en cantidad doble a las rechazadas, para ser sometidas a los mismos ensayos, en cuyo caso todas deberán dar resultado satisfactorio para que el lote sea aceptado. Las piezas podrán ser retiradas por el Proveedor para eliminar las deficiencias que hubieran presentado y ser posteriormente entregadas para nuevos ensayos. Todos los gastos que esto demandare, incluyendo los nuevos ensayos, serán a cargo del Proveedor, los plazos de entrega no serán modificados. 3.11 VARIOS 3.11.1 Para determinar, si el juego de las roscas es aceptable o excesivo se realizará un ensayo de tracción tirando, en sentidos opuestos, del perno y de la tuerca, para lo cual se adoptarán mordazas o dispositivos de tracción adecuados a fin de no producir deformaciones que puedan dar resultados erróneos. El juego se considerará aceptable si sólo se corta el perno, y excesivo si se produce el corrimiento de la tuerca por destrucción o deformación de la rosca. 3.11.2 Cuando las circunstancias lo permitan el espesor del zincado podrá determinarse también por métodos magnéticos. En caso de discrepancia, prevalecerán los resultados obtenidos por métodos analíticos. 3.12 DATOS PARA EL PEDIDO Para el pedido de herrajes y/o accesorios se deben suministrar como mínimo los siguientes datos: Cantidad de piezas o juegos Nombre genérico (descripción corta) Clave del producto o catálogo Fecha y cantidades parciales de entrega, en su caso Lugares de inspección, pruebas y recepción, cuando sean diferentes a la fábrica. Precio unitario y total convenido Referencia al cumplimiento de esta especificación y a la del producto que se trate. Las cantidades de ferretería, accesorios y conectores a ser suministrados se indican en el cuadro de requerimiento de materiales adjunto. 3.13 EMBALAJE Y TRANSPORTE La ferretería debe ser necesariamente embalada en javas o cajas cerradas de madera de resistencia adecuada para soportar al peso del material embalado en su interior, de dimensiones óptimas para su manipulación, estos javas deben tener un diseño de en la base que permita un fácil manipuleo con montacargas.



El manejo en el lugar y en el transporte deberá ser realizado por personal calificado y con equipo y métodos aceptables. Si no se especifica otra cosa, el envío deberá ser llevado a la dirección exacta de los almacene de obra desde donde se dispondrán las cantidades necesarias para cada tramo.



GRUPO 4: TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

4.1. GENERAL Esta especificación se refiere al diseño, fabricación, ensayos, suministro y traslado hasta el lugar de obra de transformadores de clase de distribución, a ser instalados entre 2983 y 2648 m.s.n.m. para transformadores en 14.4 kV. Los datos Técnicos especificados para cada uno de los casos, corresponden a condiciones ambientales estándar, a nivel del mar.

4.2. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Los transformadores a suministrarse por estas especificaciones, deberán cumplir con las normas ANSI C-57 para transformadores, en todo aquello que no se oponga o no sea expresamente determinado por estas especificaciones. Alternativamente serán aceptables las normas VDE o ABNT bajo las mismas condiciones. Los transformadores deberán ser del tipo “Convencional” según se detalla a continuación, los mismos que para el caso de sus aisladores o pasa tapas ya han sido afectados por sus correspondientes factores de corrección por altura:

Voltaje Nominal Primario 14.4 kV

Voltaje Nominal Secundario 0.220 kV

Potencia Nominal 10 kVA

Número de Fases 1

Frecuencia Nominal 50 Hz

Refrigeración ONAN

Material de Bobinados Aluminio

Aislamiento interno ( bobinas)

Nivel Básico de Aislamiento (NBA) para bobinados primarios

125 kV

Nivel de Aislación a 50 Hz 75 kV

Nivel de Aislación a frente de Onda 165 kV

Nivel de Aislación a la Maniobra 105 kV

Aislamiento Externo (Aisladores MT)

V.C.F a Frecuencia Industrial 50 Hz. 120 kV

V.C.F a Frente de Onda 200 kV

Distancia de Fuga Superficial 710 mm

Elevación de Temperaturas sobre 25ºC

Temperatura máxima Permanente admisible en bobinados

50 ºC



Temperatura máxima Transitoria promedio de Bobina

90 ºC

Tipo de Servicio Intemperie, montaje en poste

Taps 2 x 2.5% sin tensión

Operación Continua

Tabla1: Características Técnicas que deberán tener los Transformadores para el sistema 14.4/24.9 kV a nivel del mar. Fuente: V.C.F: Voltaje Critico de Flameo

El cambiador de tap’s deberá ser operado mediante manivela instalada en el exterior y provista de mecanismo de bloqueo. Los bornes primarios deberán ser montados en la parte superior del tanque (tapa) y los bornes secundarios en la cara lateral opuesta al plano de montaje en el poste. La cubierta o tapa del tanque deberá tener empaquetaduras resistentes al envejecimiento y deberán estar de tal manera instalada que garantice un cierre hermético, a prueba de humedad. Los terminales primarios y secundarios no deben ser soldados. Los transformadores deberán ser provistos con todos los accesorios estándar de norma, como ser válvulas, terminales de tierra, placas de acero inoxidable, etc. Todos los transformadores deberán ser provistos con aceite aislantes nuevo a base de aceite mineral no mezclados con líquidos aislantes sintéticos. Todos los transformadores deberán, además, venir de fábrica pintados con números de 20 x 10 cm, marcados en una de las caras laterales del tanque, con la potencia nominal en kVA, en color negro. La pintura del tanque deberá ser de color gris perla (ANSI 61) Los conectores terminales primarios y secundarios deberán ser adecuados para conductores de aluminio y cobre Nº 1/0 y Nº 4 Los aisladores pasatapa y pasatanque (bushings) deberán ser de porcelana procesada por vía húmeda, se acuerdo a normas ANSI. Todos los transformadores deberán ser suministrados completos, incluyendo aceite dieléctrico, listos para ser instalados. Para fines de evaluación el proponente deberá llenar la planilla de datos garantizado, que se adjunta a continuación



Normas de Diseño Y Fabricación

Fabricante

Tipo y Modelo

Capacidad Nominal KVA

Voltaje Nominal Primario kV

Voltaje Nominal Secundario (vacío) V

Voltaje secundario a Plena Carga (Fp=0.85) V

Impedancia %

Corriente de excitación en vacío 5 de I nom.

Perdidas bajo Corriente nominal a la Temperatura de

W ºC

Perdidas en Vacío W

Perdidas en el Cobre W

Resistencia Mínimas de Aislamiento

a) Devanados primarios y secundarios M-Ohm

b) Devanados primarios y núcleo M-Ohm

c) Devanados secundarios y núcleo M-Ohm

Aislamiento en Bobinas

- Nivel básico de aislamiento KV

- Nivel de Aislamiento a 50 Hz. KV

- Nivel de Aislamiento a Frente de Onda KV

- Nivel de Aislamiento a la Maniobra KV

- Nivel de Aislamiento a Onda Cortada

KV

Aislamiento Externa

- V.C.F. a frecuencia Industrial a 50 Hz. KV

- V.C.F. a Frente de Onda KV

- Distancia de Fuga Superficial Mm

Peso del transformador con aceite Kg

Dimensiones

Tabla 2. Planilla de datos garantizados para transformadores. Fuente: V.C.F: Voltaje Crítico de Flameo

Para el aceite dieléctrico el proveedor deberá llenar los datos característicos de su oferta:



DATOS TECNICOS GARANTIZADOS DE ACEITE DIELECTRICO NUEVO

PROPIEDAD: VALOR NORMA a) RIGIDEZ DIELÉCTRICA (electrodos semiesféricos; 0.04")

b) FACTOR DE POTENCIA (50 Hz; 25°C)

c) NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN (mg KOH/gr aceite)

d) CONTENIDO DE HUMEDAD (ppm)

e) TENSIÓN INTERFACIAL (dinas)

f) COLOR

g) PUNTO DE FLUIDEZ

h) VISCOSIDAD (seg.) SSU 38°C SSU 0°C

i) NÚMERO ÁCIDO

j) GRAVEDAD ESPECÍFICA a 15°C

En caso de adjudicación, el proveedor deberá presentar los protocolos originales de ensayos del fabricante para cada uno de los transformadores conteniendo la misma información de la planilla de datos garantizados detalladas en el cuadro descrito anteriormente así como los certificados de garantías de los transformadores, así como del aceite dieléctrico. Las cantidades de transformadores a ser suministrados, por cada tipo, se encuentran indicadas en el cuadro respectivo. 4.3. INSPECCION Y PRUEBAS Los transformadores previos a su aceptación y montaje serán inspeccionados y probados en campo bajo el siguiente detalle: - Inspección Visual al 100% de la provisión - Megueado al 100% de la provisión - Pruebas de Aceite al 10% del total de la provisión - Mecanismo de Tap`s al 100% de la provisión Estas inspecciones y pruebas deberá realizar el proveedor con la presencia de la supervisión designada por de la entidad licitante. El proveedor deberá de disponer de los equipos y elementos necesarios para la realización de estas pruebas e inspecciones. Los costos de esta actividad deberán estar prorrateados en el costo del los transformadores.



4.4. EMBALAJE Y TRANSPORTE Cada uno de los transformadores deberán ser necesariamente embalados en javas de madera de resistencia adecuada para soportar al peso del transformador, estas javas deben tener un diseño de base de tal manera que permita un fácil manipuleo con montacargas. El manejo en el lugar y en el transporte deberá ser realizado por personal calificado y con equipo y métodos aceptables. Si no se especifica otra cosa, el envío deberá ser llevado a la dirección exacta de los almacene de obra desde donde se dispondrán las cantidades necesarias para cada tramo. Las cantidades de transformadores a ser suministrados, por cada tipo, se encuentran indicadas en el cuadro respectivo.



GRUPO 5: EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y PROTECCIÓN 5.1. PORTAFUSIBLES DE 27 kV Los portafusibles a ser suministrados serán del tipo distribución y adecuados para montaje en cruceta de madera de 3 ½” x 4 ½”, de operación normal mediante pértiga. Serán proporcionados con la ferretería de instalación completa con los contactos superficiales plateados, contactos estacionarios y el portafusible será capaz de girar 180° sobre su articulación. Los terminales para el cable deberán ser adecuados para conductores de aluminio Nº 6 AWG a Nº 2/0 AWG. Los Portafusibles deben ser del tipo de descarga simple y cumplir con las últimas normas de la NEMA u otras similares. Los Portafusibles serán diseñados y fabricados para uso en sistemas de 14,4 kV, 50 Hz. De las siguientes características - NBA 150 kV - Corriente Permanente 100 A - Distancia de Fuga a Tierra 17” - Voltajes de sistema 14,4 kV - Contacto para Cabeza Sólida - Capacidad de Interrupción asimétrica 12 kA - Conector para cable ACSR 6 - 2/0 ACSR Clase 27/35 KV. HEAVY DUTY, Similar a C710-313 PB - AB CHANCE Los portafusibles deberán ser provistos con sus respectivos elementos fusibles, cuyas características son especificadas más adelante. Las cantidades de portafusibles a ser suministrados se indican en el cuadro de requerimiento de materiales adjunto. 5.2. PARARRAYOS 5.2.1 PARARRAYOS AUTOVALBULARES Esta especificación se refiere a las características técnicas de los pararrayos que serán de tipo clase distribución, a ser instalados entre 3620 y 1900 m.s.n.m. en el nivel de tensión de 14.4 kV. Los datos Técnicos especificados para cada uno de los casos, corresponden a condiciones ambientales estándar. Las características referenciales de los pararrayos auto valvulares son las siguientes:



Tipo de pararrayos Auto valvular (sin GAP externo)

Clase de pararrayos ANSI : Distribución) IEC 5 KA

Voltaje Nominal: 21 kV

Voltajes de operación:

- Voltajes Cebado

A 50 Hz (Min): 36 kV

A Onda Completa 1.2/50 µ seg (Max) 70 kV

A Frente de Onda (Max): 80 kV

Voltaje de Operación a onda completa - Maniobra 250/2500µs

58 kV

- Voltajes de descarga:

Voltaje de descarga (5 kA) 70 kV



Aislamiento Externo:

V.C.F. a 1.2/50µs 276 kV

V.C.F. a 50 Hz 174/120 kV

Distancia Mínima de arqueo sec. 260 mm

Distancia Mínima de Fuga 650 mm.

Otros

Temperatura Ambiente 18 ºC

Altura de Instalación 3000 y 2550 msnm; intemperie

Tipo de instalación En cruceta

Tabla 3: Para operación en 14.4 kV. Los datos anteriores ya están afectados por sus correspondientes factores por altura. Los pararrayos deberán ser provistos Se deberá proveer con los siguientes accesorios: terminales, conectores para conductores Nº 8 hasta 1/0 ACSR, y accesorios de fijación completa en cruceta. Las cantidades de pararrayos a ser suministrados se indican en el cuadro de requerimiento de materiales adjunto. Para fines de evaluación el proponente deberá llenar la planilla de datos garantizado, que se adjunta a continuación:



PARA OPERACIÓN EN 14.4 kV

Tipo de pararrayos

Clase de pararrayos

Voltaje Nominal: kV

Voltajes de operación:

A 50 Hz (Min): kV

A Onda Completa 1.2/50 µ seg (Max)

kV

A Frente de Onda (Max): kV

Voltaje de Operación a onda completa - Maniobra 250/2500µs

kV

Voltajes de descarga:

- Voltajes Cebado

Voltaje de descarga (5 kA) kV



Aislamiento Externo:

V.C.F. a 1.2/50µs kV

V.C.F. a 50 Hz kV

Distancia Mínima de arqueo sec.

Mm

Distancia Mínima de Fuga mm.

Otros

Temperatura Ambiente ºC

Altura de Instalación

Tipo de instalación

5.3. ELEMENTOS DE PROTECCIÓN PARA EL SECCIONADOR FUSIBLE Para la protección en media de los transformadores el proyecto contempla la utilización de elementos fusibles de las siguientes características: Tipo SloFast Voltaje Nominal 14.4 kV Corriente Nominal Según Requerimiento KVA En 14.4 KV 10 0.7 Cabeza (SOLID BUTTONHEADS) Longitud estándar Estándar 26” Para la protección de sistema en derivaciones en media tensión contempla la utilización de elementos fusibles de las siguientes características:



Tipo T (retardado) Voltaje Nominal 14.4 kV Corriente Nominal 4A - 6A Cabeza (SOLID BUTTONHEADS) Longitud estándar Estándar 26” 5.4. DISYUNTORES TERMOMAGNÉTICOS DE B.T. (600 V) Se requiere la provisión de disyuntores termo magnéticos, Bipolares automáticos, para la protección contra corrientes de sobrecarga y cortocircuito, en los transformadores de distribución secundaria, con las siguientes características de referencia: Tipo Caja Moldeada Número de Polos 2 Polos Voltaje Nominal de Operación 220 V Voltaje más elevado de operación 231 V Aislación 50 Hz 600 V BIL 30 kV Corriente Nominal Según Rec. ( - A). Frecuencia 50 Hz Capacidad de interrupción 15 kA Protección retardada (térmica) Fija Protección instantánea (magnética) Ajustable Mecanismo de Disparo de prueba Botón de presión Disparo Común Para los dos polos Operación Simultánea Montaje Vertical en caja Conexión Superior e inferior Terminales de conexión De presión con perno Calibres del conector Sup. Cobre AWG Nº 8 al Nº1/0 Inf. Aluminio AWG Nº 8 al Nº1/0 El disyuntor termo magnético deberá incluir caja de protección con índice de protección mínimo IP56, provisto con toda la ferretería de sujeción a postes mediante abrazadera armado con abrazaderas de acero galvanizado. Similar a: Industria Goldstar Instrument (GSI) El proponente deberá adjuntar suficiente información técnica para su evaluación.



GRUPO 6: CRUCETAS DE MADERA Las crucetas a proveerse para este proyecto serán de madera de almendrillo o tajibo u otra de características de resistencia mecánica y vida útil similares a los tipos de madera citados, previa aprobación por el Propietario. Las crucetas deberán ser de madera seca, y de forma regular, no presentar deformaciones de ningún tipo, ni fisuras, rajaduras, ojos, etc. La sección transversal de la cruceta en cualquier parte de la misma, deberá ser perfectamente rectangular y medirán 3 1/2’ x 4 1/2”. Las crucetas serán suministradas en longitud de 10’ y 4’ de acuerdo al tipo de estructura y al Standard Constructivo del Proyecto. Todas las dimensiones que se hallan expresadas en centímetros, gozarán de una

tolerancia de 0.35 cm. con excepción de la longitud total cuya fracción en centímetros

gozará de una tolerancia de 0.85 cm. GRUPO 7: ROLLIZO DE ANCLAJE Para el anclaje de las retenidas el proyecto prevé la utilización de anclas de rollizos cuchi, de las siguientes características técnicas: - longitud 1.2 m para media tensión y 0.9 m para redes de baja tensión - Diámetro de los rollizos como mínimo deberán ser 20 cm. Los rollizos para el uso en las anclas deberán ser de madera nueva y sana y sin rajaduras.



GRUPO 8: POSTES DE MADERA DE EUCALIPTO TRATADO La presente especificación, se refiere a la provisión de postes de madera tratada para el tendido de líneas aéreas de energía eléctrica. Los postes deberán ser de madera Eucaliptus, de cualquiera de las variedades aptas para este tipo de proyectos de electrificación rural con postes de madera, los cuales deberán haber sido recortados en la época adecuada de su crecimiento, de manera que el corte no produzca rajaduras o daños estructurales a la madera. La presente especificación técnica; establece las características y las tensiones de los postes de madera que se emplearán en el proyecto para tender líneas aéreas de energía eléctrica a los cuales se dará tratamiento preservativo como lo especifica más adelante.

1. Campo de Aplicación: La presente Especificación Técnica cubre los elementos de madera utilizados en la construcción de líneas áreas de energía eléctrica.

2. Normas de especificaciones que aplican y publicaciones de referencia:

Esta especificación técnica contiene toda la información necesaria para la producción de postes de madera bajo las Norma IRAM INSTITUTO DE RACIONALIZACION ARGENTINO DE MATERIALES. IRAM TEMA 18 MUESTREO AL AZAR

9502 REFINICIONES RELATIVAS A MADERAS 9508 DETERMINACIÓN DE LA PENETRACION Y RETENCIÓN DE LABORATORIO 9511 DEFINICIONES RELATIVAS A LA PRESERVACIÓN DE MADERAS 9515 CARACTERÍSTICAS DE PRESERVADORES SOLUBLES EN AGUA 9530 CARACTERÍCTICAS DE LOS POSTES DE MADERA 9531 CARACTERISTICAS DE LOS POSTES DE EUCALIPTUS 9532 DETERMINACION DE HUMEDAD EN MADERAS 9588 MUESTREO DE POSTES DE MADERA Los postes a suministrarse, deberán cumplir con los requerimientos de longitud, circunferencia y resistencia mecánica a la rotura que se indican más adelante en estas especificaciones. Cuando hubiera discrepancia entre los diámetros mínimos requeridos y las resistencias mínimas especificadas, prevalecerá el diámetro necesario para atender a la resistencia mecánica especificada. La longitud de los postes se medirá entre los centros geométricos de las secciones extremas de cada poste, admitiéndose tolerancias de +15 cm. y -15 cm.



Los postes deberán tener una conicidad de no menos de 5 mm/m; sin embargo, una vez cumplido el requerimiento de diámetro mínimo en la punta y de la resistencia mecánica a la rotura, la conicidad podrá ser objeto de dispensación por parte del propietario si así lo juzgara conveniente. No se aceptarán postes que presenten las siguientes deficiencias: ojos, deformaciones y rajaduras por encima de las tolerancias indicadas más adelante, hongos, acebolladura, pudrición, apolillado, taladrado, perforación por termitas, etc. Se admitirán curvas y contracurvas en un mismo plano de proporciones y dimensiones establecidas para postes de madera en las normas IRAM 9530 en su última revisión. En el caso específico del poste de Eucaliptus, se admitirá un giro levógiro de la fibra de la madera de hasta 90º por cada dos metros de longitud del poste, hasta en un 10% de la partida total de postes. Cuando se presenten nudos en la madera, los mismos deberán ser removidos completamente antes del tratamiento del poste. El contenido de humedad de la madera no deberá exceder de 30% antes del tratamiento y de 25% después del mismo. Solamente se admitirán rajaduras en los postes cuando éstas no tengan más de 50 cm de longitud en cualquiera de los extremos y si no exceden en total de 1.5% del perímetro en el punto de mayor abertura. 9.1 CARACTERISTICAS Y CONDICIONES GENERALES Clases de los Postes. Los postes que cumple con los requisitos de esta Especificación Técnica son agrupados en la Tabla Nº 2, basados en la circunferencia medida a 2m de la base. Los postes de determinada clase y largo son diseñados para tener aproximadamente la misma capacidad de carga. Materiales Especies y Esfuerzos a Rotura Indicados: Los esfuerzos de flexión o rotura indicados son para los empotramientos especificados con cargas nominales de acuerdo a la Tabla Nº 2. Velocidad de Crecimiento Los árboles utilizados para postes presentaran todas las características de madera madura. Para eucalipto no se especifica la velocidad de crecimiento. Se utilizarán árboles de eucalipto con una edad mínima de 9 años para postes. Cromo-Cobre-Arsénico. Tipo C. (CCA-C), formulación de óxidos, en pasta o concentrado líquido es el preservativo hidrosoluble que será utilizado para la inmunización de



madera. No se permite la utilización de CCA Tipo C con formulación desales o en cualquier otra forma diferente a pasta concentrado líquido. La composición nominal de los ingredientes activos y los límites de su variación, sea en pasta, concentrado líquido o soluciones de trabajo, es la siguiente: Nom.,% Min.,% Max.,% Trióxido de cromo, CrO3 _ _ _ _ _ 47,5 44,5 50,5 Oxido cúprico, CuO_ _ _ _ _ _ _ _ _ 18,5 17,0 21,0 Pentóxido de arsénico, As2O5_ _ _ 34,0 30,0 38,0 Los compuestos químicos utilizados para formular la pasta o concentrado líquido serán cada uno en exceso de 95% puros en base anhidrita y el preservativo comercial será rotulado para indicar el contenido total de los ingredientes activos. Las pruebas para establecer conformidad se harán mediante análisis utilizando un analizador con fluorescencia de Rayos-X y la Norma AWPA A9-90 o su última revisión. El PH de Soluciones de trabajo de CCA Tipo C estará entre los limites 1.6 a 3.0 y de preferencia será determinado a una concentración de óxidos en la solución de 15-22 g/l y a una temperatura de 20-30 grados ºC. Si la solución de trabajo tiene el PH fuera de los limites especificados, y se puede demostrar que con el ajuste de la concentración este dentro de los limites, se considerará que la solución esta de acuerdo con los requisitos de esta Especificación Técnica. Las longitudes respectivas y diámetros de los postes a suministrarse se indican en el siguiente cuadro de acuerdo a la norma IRAM 9531: Tabla: Nº 1

LONGITUD

CIMA

BASE

Metros

Diám. (cm)

Perím. (cm)

Diám. (cm)

Perím. (cm)

9.00

12.0

(37.7)

18.0

(56.5)

10.00

14.0

(44.0)

18.5

(58.0)

11.00

14.0

(44.0)

20.0

(63.0)

12.00

14.0

(44.0)

20.5

(64.4)

13.50

15.0

(47.1)

23.0

(72.2)

Respecto a la resistencia mecánica, los postes deberán cumplir con los siguientes requerimientos mínimos:



Tabla: Nº 2

LONGITUD (m)

CARGA DE ROTURA

CLASE ANSI

9.0

590

7

10.0

680

6

11.0

680

6

12.0

680

6

13.5

680

6

Las superficies de corte de la base y de la cima de los postes deberán ser planas. La superficie de la base deberá ser perpendicular al eje longitudinal del poste y la de la superficie de la cima deberá tener un ángulo de 45º con el mismo eje. Los postes deberán ser entregados con las perforaciones estándar, no menos de tres, que indique el Propietario, y el costo de los postes deberá incluir el costo de dichas perforaciones. Tanto los cortes como el perforado deberán realizarse antes del tratamiento de los postes. Cada poste deberá ser marcado a fuego, en forma legible, indicando el nombre del fabricante o proveedor, mes y año de tratamiento, la longitud nominal y la clase ANSI del poste. Oportunamente antes del marcado, el Proveedor solicitará al Propietario otros detalles del marcado en cuanto a las dimensiones, posición, nomenclatura, etc. Alternativamente los podrá marcar según lo establecido en la norma IRAM 9569. Perforación y Maquinado. Todo poste será perforado, maquinado y recortado antes de su inmunización. En el caso que sea absolutamente necesario cortar o perforar después de la inmunización, la superficie cortada será saturada con solución de inmunización. Si se trata de CCA, la concentración mínima será del 3%. Se recomienda la aplicación de una solución de naftenato de cobre de 6-8% cuando se corta o perfora en el campo. Todo agujero hecho después de la inmunización que no sea utilizado será llenado con solución de inmunización y tapado con un tarugo inmunizado que entre bien apretado. Estas operaciones serán llevadas a cabo por personal con ropa protectora, entrenado en el. Marcación Rotulado y Claves: la siguiente información será marcada a fuego de madera legible y permanente sobre la cara de cada poste.



(1) El nombre o marca de fábrica del productor.

(2) La localización de la fábrica y la fecha de inmunización (3) La clave para la especie y el preservativo utilizado. (4) La clase y largo del poste (5) El número de la carga de inmunización. (6) Las letras AID

Las letras claves que no serán inferiores a 15mm (5/8”) de alto son las siguientes: Especies Letras Claves_____ Eucalipto (Eucalyptus globulus) EG Se identificara el preservativo con la siguiente clave: SK – Cromo-Cobre-Arsénico, CCA Tipo C En su oferta, cada proponente deberá indicar un plazo de entrega por diferentes partidas, en función de su capacidad de producción, transporte, manipuleo, etc, se hace notar, que el constructor es el único responsable ante el Contratante. En todo aquello que esta especificación no hubiera definido en cuanto a características técnicas, se aplicarán las normas ANSI para postes de madera. Recepción de y pruebas los Materiales: Los postes serán sometidos a una inspección previa a la recepción definitiva. Esta inspección podrá hacerse en los almacenes de obra o en la planta de producción en cuyo caso los gastos de viajes y otros del supervisor correrán por cuenta del proveedor: Para cualquiera de los casos el proveedor deberá proporcionar los instrumentos y/o equipos necesarios debidamente certificados para realizar las pruebas de inspección. Características Sujetas a Inspección - Inspección Visual - Dimensiones - Características Geométricas y Físicas (IRAM 9569 ) - Verificación de la Humedad (IRAM 9532 - 9531) - Impregnación del Tratamiento (IRAM 9508–9511-9515-9531) Para aprobar cualquiera de las características sujetas a inspección, se tomarán muestras de cada lote bajo las siguientes cantidades de acuerdo a lo establecido en la norma IRAM 9569 y para la comparación de los diferentes valores, de albura, penetración, humedad, etc, se verificarán sobre las normas IRAM 9531, 18, 9588-9532, respectivamente:



TAMAÑO DEL LOTE

TAMAÑO DE LA MUESTRA (IRAM 18)

CANTIDAD MAX. DE POSTES DE LA MUESTRA QUE NO CUMPLEN CON LA HUMEDAD Y/O ALBURA (IRAM 9508)

91 a 150 8 1

151 a 500 10 2

501 a 1200 20 3

1200 a 10000 32 5

Resultados de la Inmunización La penetración y retención del preservativo serán comprobados con tarugos tomados de cualquier parte de la periferia del poste entre 300mm por encima o 300mm por debajo del rotulado. Penetración. La penetración del preservativo no será menos de lo especificado en las normas antes mencionadas. ALMACENAMIENTO Y MANIPULEO. Almacenamiento. Cuando se mantengan postes en existencia serán estibados sobre estructuras de madera inmunizada, u otro material no sujeto a la pudrición, de manera que sean apoyados sin que haya distorsión apreciable de alguno de ellos. Se limitará la altura de las estibas para evitar daño a los postes en las capas. Los postes serán estibados y apoyados de manera que todo poste esta por lo menos 500mm por encima del nivel general del terreno y de la vegetación. No se permitirá la permanencia de madera en vía de pudrición o agua estancada debajo de postes almacenados. Límite de Tiempo de almacenamiento. No hay límite de tiempo de almacenamiento para postes inmunizados con CCA-C. Manipuleo. No se arrastrarán los postes sobre el piso. No se aplicarán ganchos, tenazas u otra herramienta puntiaguda al área de empotramiento de los postes. Se podrán utilizar dichas herramientas únicamente en los 600mm inferiores de los postes de eucalipto, y solo para girar los postes para su inspección. Daño. Mecánico. Los postes con hendiduras atribuidas a estrobos de carga o manipuleo que tengan 7 mm o más de profundidad sobre el 20% o más de la superficie, o tengan más de 14 mm de profundidad en cualquier punto, son inaceptables. Otras hendiduras



o abrasiones, por ejemplo, daño por cargados, daño por motosierra, etc, no tendrán una profundidad mayor a 1/10 de diámetro del poste hasta un máximo de 25mm. Se permite daño de este tipo en una parte con sobre tamaño donde el exceso de madera será tomado en cuenta para evaluar los efectos del daño.



GRUPO 9: OTROS 9.1 ESPECIFICACIONES GENERALES En este grupo se especifican los materiales y suministros que son componentes en las obras civiles, además de otros conceptos, los mismos se incluyen en los en los cuadros de cómputos de materiales. 9.2 INSPECCIÓN Y ACEPTACIÓN Para la recepción y aceptación de las piezas de cada ítem, el Comprador inspeccionará las entregas a través del Supervisor designado para el Proyecto, los mismos que podrán ser aceptados o serán rechazadas las piezas que no se ajusten a estas especificaciones. 9.3 LUMINARIAS La luminaria a utilizar será para iluminación pública, resistente a la intemperie que permita alojar equipamiento auxiliar en el interior del cuerpo, utilizando lámparas de vapor de Mercurio de 125 W, el cuerpo será de aluminio fundido o aleación de aluminio conteniendo por lo menos 10% de silicio y exento de cobre, protegido por un tratamiento de pintura cocido al horno, el difusor protector que protege a la lámpara será refractor prismático de forma ovoide siendo fijo al aro a través de grampas, el reflector será construido de aluminio refractante de alta pureza montado en el cuerpo por medio de encajes.

- Protección parcial contra la penetración de polvo. - Protección contra las salpicaduras. - Protección eléctrica clase 1. - Aislamiento funcional en todas sus partes y provisto de un borne para

la puesta a tierra (Asegura el funcionamiento del aparato y la protección básica contra la tensiones de contacto).

Cuerpo: Será aluminio fundido compartido para alojar el bloque eléctrico y el bloque óptico donde exista una muy clara división entre estos bloques. Bloque eléctrico: Estará compuesto de los siguientes elementos electro electrónicos: - Reactor 125 W. Tipo: Para lámpara a vapor de mercurio. Potencia: 125 W

Tensión: 220 V 10 V. Tipo de bobinado: De cobre electrolítico. Temperatura de trabajo: 120 ºC Aislamiento: Clase F. Frecuencia: 50 Hz. B.I.L.: 3 kV

Calentamiento: 75 ºC



Hermeticidad (IEC) IP-43 mínimo Estos reactores deberán estar fabricados bajo normas CIE – 262 y que cumplan con los requisitos de las lámparas de vapor de mercurio, es necesario que su curva característica pase lo mas cerca del punto óptimo de funcionamiento (potencia nominal – tensión de arco nominal) y que además corte las líneas de tensión máxima y mínima en puntos comprendidos entre los limites de potencia máxima y mínima entre los que debe permanecer la curva característica a lo largo de toda la variación que experimenta el voltaje de la lámpara durante su vida útil. - Ignitor para lámpara de 125 W. (no incorporado a la lámpara) Tensión: 220 V. Valor de cresta: 3 – 5 kV. Temperatura máxima: 90 ºC - Capacitores.

Los capacitores serán del tipo seco con dieléctrico de film de polipropileno de 250 V 10 V, 50 Hz, con una temperatura de trabajo de 20 ºC a 85 ºC, los capacitores serán determinados por los fabricantes a objeto de corregir el factor de potencia a 0.90. - Cableado interno. Este conexionado deberá hacerse con cable No 12 AWG, reactor – ignitor – capacitor. Los cables que llegan a la lámpara deberá ser de cable siliconado No 12 AWG 600 V, 130 ºC o silicone asbestado con espagueti de protección. - Cableado externo. Deberá existir una bornera de conexión en regleta plástica, sujeta al chasis de la luminaria que permite el conexionado de conductores de alimentación vertical, a partir de la ventanilla de inspección. Fase Color negro Neutro Color blanco Además deberá poseer un dispositivo de sujeción que permita asegurar la lámpara con el brazo de 2” de diámetro, compuestas de abrazaderas para su fijación horizontal. Todo el bloque deberá quedar herméticamente cerrado en la parte de acceso al brazo como en su contorno. - Puestas a tierra. Deberá llevar un borne que permita realizar el conexionado del cable de tierra directamente sobre la carcaza. Bloque óptico: Comprende reflector, portalámparas, lámpara y protector / difusor. El reflector deberá estar hecho de aluminio de alta pureza u oxidado anodicamente, ofreciendo una superficie altamente lisa y reflectante. - Portalámparas: Será de porcelana con freno y resorte bajo el contacto central de la lámpara con terminales tipo conector de acceso lateral. - Protector / difusor:



Será de policarbonato o vidrio, resistente a los rayos ultravioletas con coeficiente de transmisión mantenido sin que ocurra un envejecimiento prematuro ni pigmentación, este difusor deberá estar enmarcado y sujeto con bisagra que evite su caída accidental. Toda la tornilleria y materiales anexos deberán ser de material incorrosible. - Porta lámpara: De porcelana rosca E – 40. - Lámpara: Se utilizará lámparas del tipo ovoidal Vapor de Na de 70W de potencia. Para la evaluación técnica de las luminarias las empresas proponentes deberán presentar lo siguiente: - Control del alumbrado: El control de las luminarias se lo hará de manera individual con el empleo de interruptores fotoeléctricos incorporados en cada equipo, estos tendrán un adecuado retardo de tiempo de operación, para evitar el poner en funcionamiento la luminaria debido a efectos luminiscentes accidentales. Además tendrán las siguientes características:

o Tensión de Operación 230 V ± 10% o Frecuencia 50 Hz. o Intensidad Nominal 10 A. o Encendido (rango) 3 - 15 Lux o Apagado (rango) 16 - 60 lux

9.4 CAJA METÁLICA Los tableros o cajas serán del tipo encapsulado, de manera que no permitan el acceso accidental de personas y objetos, los tableros deberán llevar una puerta entornillable con bisagras y llave. Serán metálicos con plancha de acero de 1.5 mm de espesor mínimo, tratados químicamente y pintadas con pintura anticorrosiva secadas al horno, previo a un tratamiento de limpieza y decapado de las planchas, el color será determinado por el supervisor. Las dimensiones de los tableros, deberán ser realizada para contener en su interior el equipo de medición, y la protección del lado secundarios del puesto de transformación. La profundidad mínima de los tableros deberá ser de 20 cm Los tableros necesariamente deberán ser del tipo herméticos para su instalación al exterior e instalados en poste, sujetos estos con una u dos abrazaderas Los accesorios, especialmente las planchas de montaje, serán bicromatizadas.



Necesariamente los proponentes deberán indicar las características y origen de sus propuestas, características generales a) Color gris antícorrosivo y martillado. b) Instalación sobre poste colgado mediante abrazaderas metálicas firmes. c) Número de compartimientos: dos, uno para el medidor y otro para el interruptor termomagnético 1.4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA LA CONSTRUCCIÓN

1. ÁREA DEL PROYECTO PARA LA CONSTRUCCIÓN El objeto de estas especificaciones, es el de establecer los aspectos técnicos y desarrollar los criterios técnicos para la construcción de líneas de MT en 14.4 kV y en BT en 220 V, en la Provincia Zudañez, Municipio de Icla del Departamento de Chuquisaca, con sus correspondientes elementos de protección y maniobra. Para una mejor interpretación del área del proyecto y sus características, se adjuntan los siguiente documentos: Cuadro Nº 1

Cuadros de Ubicación del Proyecto (Ver hojas de Estacado) Diagrama Unifilar del Sistemas (Ver Planos y Hojas de estacado) Estándar Constructivo (Ver Anexo en Ingeniería del Proyecto) Planos de Planta de la Línea Troncal en Media Tensión, (Ver Anexo Planos)

Asimismo, se adjunta el Listado de Cotización de Instalaciones En el cual se detallan todas las actividades de construcción, instalación, montaje y otros, necesarios para la ejecución del proyecto hasta la puesta en servicio, el mismo que debe ser llenado por el Proponente con sus cotizaciones para cada ítem, en precios unitarios y en total. La intención de estas especificaciones es describir la construcción completa de la línea de MT y de las redes de distribución, de modo que quede lista para ser energizada y ponerla en servicio.

2. VALORES TÉCNICOS BÁSICOS El trabajo a efectuarse por la presente especificación, consiste en la construcción de un subsistema eléctrico, que consiste básicamente en la construcción de líneas de MT, equipos de protección y maniobra. Las principales características del proyecto son las siguientes:



a- Línea de media tensión: Circuito Monofásico multiplemente puesto a tierra en 14.4 kV Voltaje nominal 14.4/24.9 kV Frecuencia Nominal 50 Hz. Estructuras Estándares, con postes de madera Tratada de sección circular. Conductores: Fase: 4 AWG (swan) Longitud Aproximada: Media tensión 5,62km Baja Tensión 11km Vano Regulador 100 m Tirantes Acero galvanizado (EHS), cableado (7 hilos), diámetro 5/16” Aisladores de paso Tipo Espiga ANSI 56-3. Aisladores de Tensión Polimerico Clase IEE CI-2 Postes Eucalipto Tratado Distancias Mínimas a tierra Accesible solo a peatones: Conductores de Fase 5.0 m Cruce de carreteras: Conductores de fase 6.0 m En el proyecto, se han considerado distancias de seguridad superiores a las recomendadas por las normas y códigos citados. Grado de Construcción NESC “C” Las rutas de las líneas de MT se extienden cruzando el campo, con una topografía variable de acuerdo a la región que pertenecen. La altura de trabajo en la zona es entre 2983 y 2648 metros sobre el nivel del mar. El clima de la zona de trabajo varía es de 17 °C.

292



El Contratista actuará como una organización, proveyendo dirección, mano de obra calificada y no calificada, herramientas, campamentos, aparatos, equipos y transporte requerido para la construcción de la línea. El Contratista, además y sin ninguna compensación adicional, completa y lista para su operación continua todo de acuerdo a estas especificaciones y planos.

3. CODIGOS Y NORMAS Todos lo equipos, materiales, procedimientos de montaje y ensayo, deberán estar en conformidad con leyes, normas y reglas y recomendaciones más recientes, observando la siguiente prioridad:

a) Normas y recomendaciones Bolivianas. b) Normas REA. c) Recomendaciones CESSA d) Recomendaciones IEC e) Otras normas y recomendaciones.

Toda propuesta de desviación de las normas mencionadas en este contrato, requiere la aprobación técnica del ente supervisor.

4. PLANOS “TAL COMO ESTAN CONSTRUIDOS” Al final de la construcción de las obras, el contratista deberá asentar todas las modificaciones efectuadas al proyecto ejecutado durante la construcción en un conjunto de planos y hojas de estacado corregidas, que será denominado planos y hojas de estacado “Tal Como Están Construidos” (As- Built). Esta información deberá ser entregada de forma impresa y en medio magnético.

5. CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE DE LAS LÍNEAS DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN Además de las instrucciones que la supervisión pudiera emitir por si, relativas a las condiciones y normas con las que deben realizarse los trabajos de construcción de las líneas con postes de madera El Contratista deberá observar las siguientes especificaciones de carácter general, las cuales no tienen una condición restrictiva, sino de condiciones mínimas de calidad de ejecución. El contratista para la realización de los trabajos en este sector deberá coordinar con las empresa CESSA, en cuanto a los cortes necesarios debiendo estos ser los mínimos posibles, para lo cual la empresa contratista adjudicada deberá de disponer del material, equipo y personal necesario, debiendo presentar previo a la realización del trabajo



cronograma de trabajo al supervisor de obra para su aprobación, similares cuidados deberán tomarse en las poblaciones que cuenten con suministro eléctrico. En cuanto a los postes se hará uso de postes de madera de Eucalipto. Los trabajos y actividades a cargo del contratista deberán de ser realizados de tal forma y con tal extensión que finalmente el contratista entregue al contratante, el proyecto objeto de la presente licitación, listo para su funcionamiento, en conformidad con lo establecido en estas especificaciones. Durante los trabajos de transporte, carga y descarga, almacenamiento y montaje las normas y reglamentos de seguridad bolivianas e Internacionales deben ser estrictamente observadas. El Contratista, deberá ajustarse a las recomendaciones para el almacenamiento, transporte, levantamiento, izado e instalación de los postes. El contratista deberá tomar las precauciones necesarias, para que las piezas componentes de las instalaciones y demás materiales, no se dañen por el excesivo manipuleo durante el transporte y montaje. En caso de que exista discrepancia entre el supervisor y el contratista sobre el método del tratamiento de los materiales de montaje la fiscalización, podrá ordenar al contratista las modificaciones de los métodos de tratamientos que deberán ser realizados. El montaje se realizará de acuerdo a estas especificaciones y a los planos correspondientes. Los métodos de montaje deberán contar con la aprobación de la supervisión y la fiscalización, estando facultada esta última a modificarlos si a su juicio se demuestren no ser adecuados. El montaje comprende la ejecución de los trabajos para ubicar todos los elementos necesarios en su posición definitiva y a entera satisfacción de la supervisión incluyendo todos los accesorios y componentes de las estructuras. En el caso de daños de los postes, crucetas y demás material errores de fabricación y otros, las piezas deberán ser reemplazadas de inmediato, debiendo el contratista comunicar al supervisor, quien determinará la solución a adoptarse. En el caso de que las faltas fueran provocadas y/o atribuidas al Contratista, debido al mal uso, trato, manipuleo, almacenamiento o negligencia de los mismos, el Contratante exigirá la sustitución de las piezas dañadas con cargo y a costo del Contratista. El alcance de trabajo cubre las siguientes actividades, pero sin limitarse a ellos:



- Replanteo de la ubicación, y definición de las estructuras - Excavación, compactado y relleno - Transporte, manipule, armado e instalación de estructuras - Instalación de tirantes y anclajes - Instalación y montaje de estructuras y equipamiento especial

(reguladores de voltaje, equipo de maniobra, etc) - Transporte, tendido y tesado de los conductores - Pruebas y ensayos del sistema - Recojo de escombros - Puesta en servicio

6. EQUIPO, HERRAMIENTA Y MANO DE OBRA DEL CONTRATISTA

Los equipos y herramientas que el contratista proveerá para la ejecución de los trabajos de construcción deberán ser por lo menos, los mismos que figuran en la propuesta que fue presentada y aceptada pudiendo ser los cambios aceptables, solamente si se trata de mejorarlos en calidad y/o cantidad. Las herramientas y equipos que fueran rechazados por ser inadecuados, deberán ser inmediatamente retirados del sitio de la obra. El contratista deberá tener permanentemente informado al supervisor de estos asuntos, en informes semanales o mediante el libro de orden sobre el cual tendrá pleno conocimiento la fiscalización. La misma exigencia es aplicable a la mano de obra, con la aclaración que además se extiende al personal técnico y superior, a ingenieros y otros que figuren en la propuesta aceptada. El Contratista deberá emplear necesariamente personal de experiencia en obras similares para la ejecución de todos los trabajos relacionados con esta Licitación. El contratista podrá contar con personal de apoyo no calificado de las comunidades participantes del proyecto, previa concertación y disposición de estas.

7. REPLANTEO El replanteo se deberá realizar con brigadas topográficas, las mismas que estarán compuestas por topógrafos, capataces linieros e ingenieros de campo, además de las brigadas de apoyo, de modo de cumplir con las condiciones técnicas del proyecto y realizar el respectivo acompañamiento de las obras ejecutadas para elaborar los planos finales “Tal Como Está Construido” (As-Built). El replanteo consistirá en la reubicación de estacas, tanto de media como de baja tensión, marcación de los puntos donde instalarán los postes y riendas, así como la demarcación de las posibles correcciones que pudieran surgir previa aprobación del supervisor de obra. Para la ubicación rápida del trazo de la línea como recomendación el contratista deberá realizar primero la ubicación de puntos singulares como ser inicios de derivaciones, puntos de ángulo, fines línea, tramos especiales y otros, para estos la empresa contratista deberá hacer usos de GPS’s (Sistemas Globales de Posicionamiento), en base



a la información georeferenciada de los planos además de las planillas topográficas que forma parte de estas especificaciones. debiendo necesariamente realizarse el resto de los trabajos con los equipos y procedimientos normales de topografía. En el cronograma de obras deberá estar claramente especificado el tiempo estimado por el Contratista para realizar los trabajos de replanteo. Como resultado de este trabajo la empresa contratista deberá presentar al supervisor del proyecto las hojas de estacado y planos con los posibles cambios u correcciones que pudieran surgir asimismo los nuevos cómputos de estructuras y materiales, los mismos que deberá ser evaluados y aprobados por el supervisor de obra. Medición y Forma de Pago El replanteo será pagado, por kilómetro de línea replanteada, previa presentación de hojas de estacado y planos replanteados además del respectivo cómputo de estructuras, en el precio deberán estar incluidos todos los costos de materiales herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de estas actividades.

8. ACOPIO Y TRANSPORTE DE MATERIALES Junto con la oferta el proponente deberá entregar una descripción de los métodos de transporte de equipos y materiales que utilizará desde el lugar de provisión hasta el sitio de la obra, considerando la existencia o no de caminos hasta el lugar de la construcción. Se deberán preservar los embalajes de cualquier daño durante el transporte y de los materiales al área del proyecto. El Contratista será responsable por el transporte y manipuleo de los materiales y equipos. El servicio será realizado utilizando los equipos de grúas y camiones de transporte del Contratista, además del personal calificado para el manipuleo de carga pesada, tomando las precauciones necesarias para evitar daños a los equipos y materiales. Medición y Forma de Pago El transporte y manipuleo de materiales y equipos, será pagado de manera global, en el precio deberán estar incluidos todos los costos de vehículos materiales herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de estas actividad. El contratista deberá tomar en cuenta las recomendaciones de embalaje y manipuleo de los materiales descritos en las especificaciones de cada uno de los materiales. Además el contratista deberá considerar la existencia o no de caminos hasta la zona de construcción.

9. EXCAVACIONES Las excavaciones se realizarán utilizando las herramientas adecuadas al terreno, excavando los respectivos hoyos con diámetro uniforme, con pared vertical, centrada y alineada con el eje de la traza y de la profundidad que corresponda.



Las excavaciones para postes, deberán tener un diámetro no mayor a dos diámetros de la base del poste a plantarse. Las excavaciones deberán tener la profundidad indicada en las unidades de construcción, excepto que la Supervisión, indique de otra manera. Las excavaciones para anclajes y otras necesarias deberán observar los mismos requerimientos; y la inclinación de la perforación con las modificaciones que correspondan para cada caso. El relleno de los hoyos deberá ser realizado con el material seleccionado, retirando todo elemento orgánico o extraño a la naturaleza del terreno susceptible de descomposición. Todo relleno será compactado firmemente, sobresaliendo del nivel del suelo para permitir su consolidación y asentamiento. El trabajo incluye la disposición del material de relleno sobrante una vez terminado el relleno y la compactación. La compactación deberá hacerse en capas de 15 cm., con pisones expresamente fabricados para este propósito, las dimensiones y profundidad para la excavación de hoyos se detalla en los estándares, a continuación se detalla las profundidades mínimas de las excavaciones:

LONGITUD POSTES EMPOTRAMIENTO

ROCA (m) TIERRA (m)

9/7 1.10 1.50

10/6 1.40 1.70

11/6 1.50 1.80

12/6 1.70 1.90

13.5/6 1.70 2.00

Medición y Forma de Pago Las excavaciones se pagarán por m3 (metro cúbico), en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes para la realización de este trabajo como ser herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad.

10. IZADO DE POSTES Los postes serán trasladados al sitio de montaje en vehículos adecuados a su longitud los cuales deberán ser necesariamente transportados en posición horizontal. El manipuleo hasta el sitio de parado será hecho con máquina empleando la mejor técnica, sin ser arrastrados por el suelo, ni ser sometidos a esfuerzos, de detectarse esta situación estos postes serán rechazados incluso si estos se encuentran plantados.



Los postes deberán ser plantados alineados correctamente, con tolerancia de 1 cm. fuera de su eje y necesariamente aplomados con tolerancia de 2 cm. fuera del eje vertical de la punta. Para los postes que se encuentran en ángulo o sea de retensión, se preverá una inclinación en sentido contrario al esfuerzo de tracción resultante, de 1cm. por cada tres metros de largura del poste, sin incumplir las reglas establecidas por el Supervisor. Para el izado de postes de madera, el contratista deberá de contar con el personal técnico calificado el personal de apoyo, debiendo estar cada una de las cuadrillas destinadas para este trabajo conformada como mínimo de 8 a 10 persona, provistas del material y herramientas necesarias, pitas, toros, picas, estrobos, barretas, etc. Medición y Forma de Pago El izado de postes se pagarán por pieza debidamente instalada y aprobada por supervisión, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes al material, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. 11.ARMADO DE ESTRUCTURAS CRUCETAS Y FERRETERIA Las crucetas serán armadas perfectamente horizontales, con su eje longitudinal perpendicular al eje de la línea y al eje del poste. En las estructuras de ángulo, el eje longitudinal de las crucetas debe bisectar el ángulo de cambio de dirección. Cuando se usen pitas de mano para subir las crucetas hasta la cima del poste, se deben atar bien las crucetas y probarlas cuidadosamente antes se subir las mismas. Todo el hombre que no tengan nada que ver con el levantamiento de la cruceta deben permanecer alejados. La ferretería de línea se colocará y ajustará con llaves de boca fija a fin de no mellar la cabeza de los pernos y tuercas con llaves ajustables. Las longitudes de los pernos indicados en las unidades constructivas, son indicativas, y el Contratista deberá seleccionar las longitudes correctas en función del diámetro real de cada poste y cabecera, de tal manera que la rosca sobrante que sobresalga después de instalar las volandas, tuercas y contratuercas de seguridad sea como máximo 2 cm. Cuando sea necesario se instalarán abrazaderas especiales adicionales a fin de suplir la falta de agujeros en los postes en el caso de postes de hormigón. El tipo de abrazaderas será determinado en los planos de montaje o por instrucciones expresas del Supervisor. Todas las estructuras deberán ser completamente ajustadas adecuadamente y sin excesos inmediatamente después de ser montadas y antes de las operaciones del cableado. El Contratista deberá notificar inmediatamente al Supervisor, cuando las estructuras estén listas para ser inspeccionadas.



Los pernos que sean cortados para cumplir con lo mencionado anteriormente, deberán ser cubiertos con líquido anticorrosivos. Este costo correrá por cuenta del Contratista. Los aisladores serán trasladados hasta el sitio de montaje en sus respectivas cajas de embalaje, a fin de evitar desportillamientos, rajaduras y otros daños que pudiera inutilizarlos, en cuyo caso se deberán descartar y romper en presencia del Supervisor y la Fiscalización. Estas pérdidas son atribuibles a negligencia en el transporte o manipuleo de los mismos y serán a costo del Contratista. Los aisladores deberán estar limpios al instalarse. La porcelana deberá estar brillante y la parte metálica libre de polvo y de corrosión u otro daño al galvanizado. La ferretería deberá ser manejada de modo de prevenir el contacto con el suelo. Toda la ferretería deberá ser limpia cuando sea instalada. Las piezas de ferretería serán inspeccionadas para determinar partes faltantes o defectos visuales previo la a instalación. El Contratista será responsable de cualquier daño o pérdida hasta la recepción definitiva. Todas las conexiones deberán realizarse de acuerdo con los planos. Los pernos firmemente apretados, las chavetas insertadas donde corresponde. Cada una de las estructuras debe ser armada de acuerdo los estándares contractivos, con todos los materiales que estos indican. Medición y Forma de Pago Las estaturas se computaran por pieza, correspondiendo cada una ellas de acuerdo a definición y composición según estándar, cada estructuras se pagarán por pieza debidamente montada y aprobada por supervisión, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes a la ferretería, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. 12.RIENDAS Y ANCLAS Las riendas y sus correspondientes anclas, serán instaladas alineadas con el eje del esfuerzo que se supone soportarán, de acuerdo a los planos respectivos, tablas e instrucciones del Supervisor. La forma de excavación para la instalación de anclas debe ser especificada en los estándares respectivos, con la finalidad garantizar la resistencia suficiente del terreno a los esfuerzos. El ojo de la varilla de anclaje no deberá sobresalir más de 10 cm. sobre el nivel natural del terreno, después de rellenarse y ser debidamente compactado. No se aceptará amontonamiento de tierra para compensar profundidades de enterramiento incorrectas.



Una vez terminado el tendido de conductores se constatará la verticalidad de la estructura y la tensión de los tirantes debiendo el contratista efectuar las correcciones que fuesen necesarias a entera satisfacción del propietario. No se permitirá compensación alguna por tales correcciones. En ángulos de inclinación de los tirantes con la horizontal, según las características del

terreno y el tipo de estructura, podrá variar entre los siguientes limites: 45 < Φ< 56,3. En las Hojas de Estacado se especifican los pies de rienda mínimos requeridos para cada piquete. El trabajo consistirá en: Instalación de anclas y varillas de anclaje. Relleno y compactación. Instalación de la ferretería correspondiente en las estructuras de acuerdo a estándar constructivo. Tesado de los tirantes. Medición y Forma de Pago Las riendas y sus correspondientes anclas se pagarán por pieza respectivamente debidamente instalada y aprobada por supervisión, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes al material, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. 13.INSTALACION Y TENDIDO DE LOS CONDUCTORES Es de suma importancia que la instalación, tendido y tesado de los conductores, sea ejecutado utilizando equipos y herramientas adecuadas, y realizado por personal técnico calificado, con experiencia en redes eléctricas similares, principalmente con conductores de características iguales a los del proyecto, tesados a tensión establecidas. La instalación de los conductores consistirá en los siguientes trabajos: Montaje y retiro de instalaciones provisorias de protección de los conductores. Transporte de carretes con conductor y retiro de los carretes vacíos. Instalación y retiro de las puestas a tierra temporales. Tendido y tesado, control de tesado y verificación de las flechas. Verificación de las medidas de seguridad para el tesado de los conductores. Limpieza durante la operación del tendido toda materia extraña al conductor como ser grasa, barros y otros. Efectuar todo tipo de reparaciones y empalmes de los conductores tal como indican estas especificaciones.



Efectuar todo tipo de trabajos necesarios para dejar los conductores debidamente instalados en forma definitiva. Entrega de todos los antecedentes que el supervisor solicite al respecto de la instalación de los conductores. Las distancias entre conductores y tierra, entre partes vivas y los postes deberán ser verificados durante el montaje y antes de la energización de la línea. Estas distancias deberán estar de acuerdo a las normas internacionales, reconocidas y/o a las establecidas en los dibujos y planos correspondientes. El tendido de los conductores podrá comenzar solamente después de que el contratista haya obtenido la aprobación de la supervisión y la fiscalización de los métodos y equipos a utilizar, el método de preferencia deberá ser por el sistema de tensión controlada: Durante la faena de tendido o cualquier otra faena, no se permitirá que los conductores rocen a otros conductores ya tendidos o a otra superficies capaces de dañarlos o al suelo, aunque se trate de suelos de cultivo u otros suelos blandos. Si esto sucediera, se debe detener la faena para revisar el conductor, la que se reanudará solo con la aprobación del Supervisor, quien determinará el tipo de reparación a efectuar. Toda reparación se hará en presencia del supervisor. En caso de discrepancia sobre el tipo de reparación a efectuar, se deberá aceptar la resolución del Supervisor. Durante las operaciones de tendido y hasta después del flechado, los conductores se apoyarán y deslizarán en las estructuras sobre roldanas de acero galvanizado u otro material resistente a las tensiones manejadas, recubiertos de neopreno que tengan un diámetro mínimo de 30 cm. Los empalmes definitivos, tanto normales como de reparación, deberán ejecutarse después del tendido de los conductores, pero antes del tesado. No se aceptará más de un empalme, manguito de reparación por conductor en cada vano. Los empalmes serán colocados a no menos de 3 m. de los aisladores. No se aplicarán empalmes sobre cruces de carreteras, puentes, ríos, cruces de ferrocarril, tramos especiales y se evitará en los posible, empalmes en vanos adyacentes a dichos vanos. Todos los empalmes, deberán realizarse en presencia del Supervisor y/o Fiscal, utilizando materiales aprobados. Toda vez que se proceda a una reparación, se dejará una constancia de:



Naturaleza del daño e individualización del conductor. Tipo de reparación efectuada. Ubicación de los empalmes. Longitud del conductor eliminado. Los conductores se tenderán desde las respectivas bobinas hacia la roldana previamente instaladas en los postes o crucetas. El tendido se hará sin deforma o dañar el cable ni sus hebras, midiendo los tramos y su longitud a fin de no cortar innecesariamente el conductor sino solamente en las estructuras de amarre o retensión y en algunas estructuras especiales. En cada caso el supervisor decidirá si corresponde que el conductor, que sea dañado sea reemplazado o reparado con las correspondientes mallas de reparación total o parcial. Estas reparaciones serán por cuenta del Contratista. El equipo de tesado deberá ser colocado en tal posición que evite sobrecargar las estructuras al imponer una carga excesiva sobre la estructura o brazos de la estructura. La pendiente del conductor entre la máquina tesadora y la roldana de la primera estructura en ningún caso será mayor a 3:1 (Horizontal – vertical). No se permitirá el pretensado de los conductores. Si este fuera sobretensado, podrá ser rechazado y el contratista podrá reemplazarlo a su costo. La limpieza se hará por frotamiento de los conductores con trapos y/o escobillas limpias y suaves o con algún diluyente aprobado por el supervisor. Durante el desenrollado de los carretes, el conductor será sometido ha una inspección visual con el objeto de detectar eventuales defectos de fabricación, señales de corrosión, o cualquier otro tipo de daños, los que serán informados de inmediato al Supervisor, quien determinará el método de reparación, si procede o el rechazo del tramo o la bobina respectiva. El conductor una vez lanzado deberá reposar en las roldanas por un periodo no menor a las 24 hrs. Ni mayor a las 72 hrs., antes de proceder al flechado o tesado. En el intervalo entre la operación de tesado y flechado, los cables deberán permanecer por debajo de su tensión de flechado. Durante la operación de tendido y tesado de los conductores, la tensión de estos no debe exceder en ningún momento la tensión correspondiente a las condiciones de instalación. El flechado o tesado deberá realizarse con tecles, uñas y herramientas aprobadas por el supervisor, de acuerdo a las tablas de flechado provistas por el supervisor. El Contratista deberá llevar un registro de las condiciones ambientales y mecánicas en que realizó el tesado de cada tramo de conductor las mismas que deberán ser aprobadas por el supervisor de obra.



No se procederá al tesado en condiciones atmosféricas o ambientales adversas, tales como vientos, nevadas u otras que el Supervisor y/o Fiscal pudiera mencionar en el Libro de Obras. Dadas las características de la línea y sus conductores relativamente livianos, se ha establecido emplear para la verificación y tesado de conductores el método de RETORNO DE ONDA o (del reloj), cuya aplicación es razonable para este tipo de líneas de cuerdo al Boletín REA-160-2. La tolerancia en el flechado de los conductores no deberá ser mayor a 1 cm. por cada 20 m. de vano. El control del tesado deberá efectuarse con los conductores en reposo. El Contratista dará facilidades completas al Supervisor y/o al Fiscal para verificar el cumplimiento de estas condiciones. El tesado y flechado de los conductores será suspendido por el Supervisor y/o Fiscal, cuando a su juicio, existan condiciones de tiempo adversas como vientos que produzcan sobrecargas en los conductores. La longitud del conductor flechado en una sola operación, será realizada entre dos estructuras de doble retención ubicadas de acuerdo con las Hojas de Estacado. Al tesar un conductor entre dos estructuras de tensión, se verificará la flecha en el vano de longitud más aproximada a la del vano regulador. Una vez tesados los conductores a la flecha indicada, esta será comprobada después de un periodo mínimo de 4 horas y antes de un período máximo de 24 horas. Los datos de temperatura, vanos y flechas controlados por el Contratista durante el flechado, serán registrados y entregados al Supervisor. En general los conductores quedarán totalmente sanos y si se detecta cualquier tipo de falla, el Contratista la reparará a entera satisfacción del Supervisor y/o el Fiscal. Medición y Forma de Pago El tendido y flechado de conductores será computado por kilómetro y se pagará por kilómetros de línea tendido, flechado, ligado y amarrado, incluyendo cuellos puentes debidamente instalados y aprobados por el supervisor, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes al material, mallas de empalme, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. 14. MONTAJE DE TRANSFORMADORES El proyecto contempla la implementación de pequeños transformadores montados directamente en el poste. Los transformadores deberán ser montados y conectados de acuerdo al estándar respectivo. La empresa contratista deberá de disponer para la



realización de estos trabajos personal calificado de experiencia bajo la dirección del ingeniero de campo. El transformador será levantado a su posición final en el porte previa presentación de los certificados de garantía y realización positiva de las pruebas de campo descrita en las especificaciones del equipo. Los transformadores deberán ser levantados preferentemente con grúas o con motones de capacidad suficiente, de optarse por el segundo método se debe sujetar bien el motón en la punta del poste. Medición y Forma de Pago El montaje de los transformadores será computado por pieza y se pagará por pieza debidamente probada, instalada y aprobada por el supervisor, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes al material, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. 15. LUMINARIAS La instalación de las luminarias, debe efectuarse mediante soportes de tubo galvanizado de 2 1/2’(pies) de longitud, y sujetas adecuadamente al poste mediante abrazaderas, las luminarias, deben tener la fotocélula incluida y no en forma aislada. Los artefactos, deben estar provistos de una rejilla o cobertor plástico removible, que permita el cambio de lámpara. Las lámparas a instalarse, deben ser a vapor de sodio de alta presión de 70 W. con fotocelulas incluido. La instalación de las luminarias debe efectuarse en los puntos señalados en los planos y ante ausencia de estos será el supervisor quien indique los lugares a instalarse. Antes de instalarse, todo el material debe tener necesariamente la aprobación del Supervisor, sin lo cual el contratista no podrá efectuar la instalación. Medición y Forma de Pago Las luminarias serán computadas por pieza, estas se pagarán por unidad debidamente instalada y aprobada por supervisión, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes al material, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. 16.PUESTA A TIERRA El proyecto disgrega puestas a tierra tanto de baja tensión como para media tensión, los detalles para cada uno de estos sistemas se presentan en los estándares constructivos respectivos adjunto a estas especificaciones.



Se instalaran las respectivas varillas y conexiones de puesta ha tierra conforme se indican en los planos y/o estándares constructivos. Las varillas se deberán clavar en terreno natural no removido previamente, a una distancia de por lo menos 70 cm. del pie del poste. La cabeza de la varilla deberá quedar a por lo menos 50 cm. por debajo del nivel natural del terreno en el lugar del clavado. Concluida la instalación del sistema de toma de tierra, el Contratista deberá medir la resistencia de tierra de la varilla clavada y registrar los valores de la resistencia medida mencionando las condiciones climáticas. En caso de que el valor de la resistencia de tierra sea mayor que el valor máximo definido de 15 Ohmios, el Contratista deberá notificar al Supervisor y/o al Fiscal, y efectuar la respectiva ampliación de varillas de puesta a tierra como lo indique la Supervisión. Este trabajo será considera como adicional y deberá estar aprobado por el Supervisor y por el Fiscal, caso contrario no será reconocido. Una vez que el Contratista haya terminado la ampliación de la puesta a tierra, deberá medir, en presencia del Supervisor y/o el Fiscal, el valor de la resistencia de toma de tierra ampliada y entregar al Supervisor el protocolo de medición correspondiente. Par los puesto de regulación el proyecto ha previsto la instalación de una pequeña malla de tierra, para lo cual la empresa contratista deberá de realizar las soldaduras correspondientes con soldadura del tipo exotérmica, con moldes del tipo T, Cruz y varilla, asimismo el contratista deberá prever las salidas respectivas tal como lo indican los planos para la conexión de las diferentes partes del puesto de regulación y de la malla perimetral, las zanjas para la malla de tierra será hecha a una profundidad mínima de 60 cm del nivel del terreno, luego de tendida y soldada la malla de tierra el contratista deberá, previa autorización y aprobación del supervisor proceder al rellenado con tierra seleccionada de las zanjas compactando las mismas en capas de 20 cm., para la compactación la empresa contratista deberá de disponer de la maquinaria adecuada como motocopactadoras. En general deberán conectarse a tierra, aún cuando no lo indicaran los planos de licitación, todos los tanques de los transformadores, terminales de tierra de los pararrayos y todas las masas metálicas de los equipos y aparatos que normalmente no deben estar energizados. Medición y Forma de Pago Las unidades de puesta tierra serán computadas por pieza global, estas se pagarán por unidad debidamente instalada y aprobada por supervisión, en el precio deberán estar incluidos todos los costos referentes al material, herramientas, equipos y mano de obra necesaria para la realización de esta actividad. Toda ampliación adicional aprobada será pagada a precios de contrato.



17. MEDIDAS DE SEGURIDAD El Contratista será el responsable de determinar las precauciones y proveer los materiales y artefactos o dispositivos de seguridad necesarios para la protección de vidas y propiedades. En el caso de trabajos especiales, el Contratista deberá someter a la aprobación del Supervisor y/o el Fiscal, por lo menos 10 días antes de la aprobación del trabajo especial en cuestión, un programa detallado de la iniciación del trabajo especial y las precauciones y medidas de forma en que se ejecutará tal trabajo y las precauciones y medidas de seguridad consideradas por el Contratista para su ejecución. La aprobación de dichos programas por parte del Supervisor y/o el Fiscal no releva al Contratista de su responsabilidad por la seguridad de su personal del público y de las instalaciones. Los materiales y artefactos, o dispositivos de seguridad, serán de cargo exclusivo del Contratista y se considerará que estos valores están incluidos en los precios unitarios o globales indicados en las planillas de precios. El Contratante no efectuará ningún pago extra por este concepto. El Supervisor y/o el Fiscal podrá ordenar al Contratista la paralización de cualquier trabajo si en su opinión, dicho trabajo está asiendo ejecutado de modo que se ponga en riesgo la vida, la propiedad o el servicio que prestan a otras instalaciones. El hecho que el Supervisor y/o el Fiscal no ordene tal paralización del trabajo, no libera al Contratista de su responsabilidad al respecto. Además el contratista deberá cumplir con todas las medidas de seguridad que indique el supervisor. 18. NORMAS DE SEGURIDAD El Contratista deberá cumplir y hacer cumplir todas las leyes, normas y reglamentos de la legislación boliviana de la seguridad y que sean aplicables para salvaguardar al público y a todas las personas que trabajen en la construcción de las líneas. Además el Contratista deberá cumplir con todas las medidas de seguridad que indique el Supervisor y/o el Fiscal tanto en los programas de trabajo como durante la instalación o ejecución de la obra. El Contratista proporcionará y mantendrá en un lugar fácilmente accesible en cada sitio de obra, un botiquín adecuado de primeros auxilios. Por lo menos un miembro de su personal estará plenamente calificado en la administración de primeros auxilios. 19. MEDICIÓN Y FORMA DE PAGO Las unidades constructivas consignadas en el Cuadro de Cotizaciones, constituyen las unidades de medición para efectos de pago al Contratista por trabajos ejecutados y aceptados.



El Contratista y el Supervisor, procederán a la medición de las cantidades de Unidades Constructivas ejecutadas dentro de cada período de pago según lo establecido en las Condiciones Generales del Contrato, para la preparación de los correspondientes Certificados de Pago, sobre la base de los Precios Unitarios de Contrato. 20. LIMPIEZA DEL SITIO Durante todo el tiempo se mantendrá el sitio libre de desperdicios y escombros. Una vez terminada la obra se limpiará y dispondrá de todo el material, suministros o desperdicios restantes. Así mismo se deberá retirar toda la maquinaria de construcción, materiales no utilizados, instalaciones temporales, material sobrante de excavaciones y otros. 21. DESCRIPCIÓN DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS POSTE: La unidad de poste consiste en un poste plantado en su sitio. No incluye cabeceras u otras partes asociadas con el poste. El código de la unidad significa:(longitud en metros/carga nominal en kg). CABECERAS: Estas unidades consisten en el montaje de las crucetas, herrajes, aisladores y accesorios (con excepción de las ataduras del conductor) necesarios para la fijación de los conductores de fase y neutros. No incluye el poste, las bajantes a tierra ni el electrodo a tierra. CONDUCTOR: La unidad de montaje de conductor consiste en 1000 m de conductor ACSR, e incluye las ataduras, manguitos de empalme, conexiones, PUENTES. RIENDA O TIRANTE: La unidad de rienda o tirante consiste en el montaje del cable de rienda y sus herrajes. ANCLA: Instalación de ancla y varilla de tiro, listas para recibir la rienda. INSTALACIÓN ESPECIALES: Instalación de las instalaciones especiales, como ser Reguladores, Seccionadores accionados por manivela y otros similares con ajuste de pernos de sujeción a los postes, cableado, equipo auxiliar, y otros 22. ENSAYOS Y PUESTA EN SERVICIO Los siguientes ensayos serán efectuados en la línea: Correcta secuencia de fases. Línea libre de fallas a tierra y corto circuitos. Sistema de puesta a tierra y especificaciones. Conexiones y conectores correctamente instalados. Verificación del aislamiento de la línea. 23. CERTIFICADO DE RECEPCION PROVISIONAL Cuando finalicen los ensayos de energización y puesta en servicio de la línea, de manera satisfactoria se podrán elaborar los certificados de recepción provisional de las instalaciones.



24. GARANTIAS El contratista deberá garantizar los siguientes aspectos: Elaboración de documentos, planos, hojas de estacado de acuerdo a especificaciones y el texto de contrato. Montaje de la obra completa. Realización de todos los ensayos y pruebas. Observar las regulaciones locales y de seguridad. Informar de todos los aspectos importantes relacionados con la obra. 25. REQUERIMIENTO MÍNIMO DE PERSONAL TÉCNICO El personal técnico mínimo requerido para la ejecución de la obra es el siguiente: DIRECTOR COORDINADOR GENERAL Número Uno (1) Responsabilidad Profesional encargado y responsable de coordinar el proceso de construcción con todos los directores de proyecto de cada una de las zonas. Formación Grado académico de Licenciado o Superior en Ingeniería Eléctrica Especialidad Líneas de transmisión y redes eléctricas Experiencia En trabajos similares, principalmente en líneas de media tensión, con postes de madera, con conductores pesados iguales o superiores a los del proyecto, tesados a tensión completa DIRECTOR DE PROYECTO Número Uno (1) Responsabilidad Profesional encargado y responsable de coordinar el proceso de construcción en cada zona asignada del proyecto. Formación Grado académico de Licenciado o Superior en Ingeniería Eléctrica Especialidad Líneas de transmisión y redes eléctricas Experiencia En trabajos similares de construcción, principalmente en líneas de media tensión, con postes de madera, con conductores iguales o superiores a los del proyecto, tesados a tensión completa INGENIEROS RESIDENTES Número A requerimiento según zonas de operación mínimo (1) Responsabilidad Profesional encargado y responsable de la construcción, dirección de obra



Formación Grado académico de Licenciado o Superior en Ingeniería Eléctrica Especialidad Construcción de redes eléctricas en MT y BT. Experiencia En trabajos similares, principalmente en líneas de media tensión, con postes de madera, con conductores iguales o superiores a los del proyecto, tesados a tensión completa CAPATACES LINIEROS Número A requerimiento del proponente dos mínimo Responsabilidad Encargados de la ejecución física del proyecto Formación Preferentemente Técnico Superior o mayor en electricidad Especialidad Montaje y construcción de Líneas de transmisión y redes eléctricas Experiencia En trabajos similares, principalmente en líneas de media tensión, con postes de madera, con conductores iguales o superiores a los del proyecto, tesados a tensión completa CUADRILLAS DE LINIEROS Número A requerimiento Responsabilidad Ejecución física de trabajos en campo dos como mínimo. Formación Preferentemente Técnico Medio o mayor en electricidad Especialidad Montaje y construcción de Líneas de Media Tensión y redes eléctricas de Baja Tensión. Experiencia En trabajos similares, principalmente en líneas de media tensión, con postes de madera, con conductores iguales o superiores a los del proyecto, tesados a tensión completa. OPERADOR DE GRÚA Número De acuerdo a requerimiento Responsabilidad Transporte e izado de postes de madera además de otros materiales pesados Formación No se requiere formación académica



Especialidad Operación, mantenimiento y conducción de la grúa Experiencia En trabajos similares, principalmente en líneas de media tensión, con postes de hormigón y madera, con conductores pesados iguales o superiores a los del proyecto, tesados a tensión completa. 26. REQUERIMIENTO MÍNIMO DE EQUIPO, VEHÍCULOS Y HERRAMIENTAS El equipo, vehículos y herramientas mínimo requeridos para la ejecución de la obra es el siguiente GRÚA Cantidad A requerimiento Características Con brazo de por lo menos 12 m, con capacidad mínima de carga de 3000 kg GUINCHE (PULLER) Cantidad A requerimiento Características De 2500 kg de capacidad, con doble tambor de tensión. FRENO Cantidad A requerimiento Características De una capacidad mínima de 2500 kg VEHÍCULO DE CARGA LIVIANO Cantidad A requerimiento Características Camioneta de dos toneladas mínimo VEHÍCULO DE CARGA PESADA Cantidad A requerimiento Características Camión de quince toneladas mínimo ROLDANAS DE TENDIDO DE CONDUCTORES Cantidad De acuerdo a requerimiento del Proponente. Características De 20 cm de diámetro (mínimo), con recubrimiento de neopreno, adecuadas para conductores ACSR N° 1/0. HERRAMIENTAS Cantidad Según el número de cuadrillas.



Características Suficientes y adecuadas para la obra. Se deberá detallar en la oferta las cantidades y características de todas las herramientas. Se valorarán otros equipos adicionales, aplicables al tipo y magnitud del proyecto. 27. LISTADO Y CANTIDAD DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y ACTIVIDADES En el Cuadro de Cotizaciones siguiente, se detallan las cantidades de las diferentes unidades constructivas a ser instaladas en el proyecto, y corresponden a las especificadas en las Hojas de Estacado y en los estándares constructivos de las unidades. Asimismo, se detallan y cuantifican las actividades y servicios requeridos. 28. PLAZO ESTIMADO DE EJECUCIÓN El plazo de ejecución es de 240 días calendario.



4 PRESUPUESTO Para la determinación del presupuesto total de la obra y una mejor comprensión del capítulo presente, se ha hecho un desglose de costos por componentes, es decir por grupos de actividad del proyecto. De estos componentes se ha hecho un detalle de costos unitarios tanto para los materiales como para la mano de obra.

1. COMPONENTES: En el Cuadro 1 se muestra en detalle los componentes de las inversiones directas es decir las que corresponden a los costos de adquisición materiales y equipos de todo el sistema el sistema tanto de las líneas eléctricas de Media Tensión en 14.4 kV, como las redes distribución en Baja Tensión. Se tiene en cuenta un cambio de divisa de 8,1 a euro (€) y de 6,9 a Dólar americano ($)

N COMPONENTE MONTO

Bs.

MONTO $

MONTO €

1 Materiales de Red BT/MT 836.672,88 121256,94 103292,95

2 Mano de obra y herramientas 41.833,64 6062,85 5164,65

TOTAL 878.506,52 127319,79 108457,60

Cuadro 1: Costos de los componentes del sistema eléctrico. Fuente: Elaboración propia con datos de costos de ELFEC.

• Materiales de Red MT/BT: Comprende el costo total de los materiales de toda la red de Media Tensión y Baja Tensión, así como los puestos de transformación, tanto de la red troncal como de las derivaciones involucradas, un desglose detallado de los ítems que comprende este componente se muestra en el Cuadro 2 de este capítulo. • Mano de obra y herramientas: Comprende los costos totales de mano de obra de la instalación y montaje de todo el proyecto redes eléctricas de media y baja tensión y puestos de transformación, Se refiere además a los costos por desgaste del uso y manejo de equipos.

ITEM ACTIVIDAD DESCRIPCIÓN



1.0 Instalación de faenas Implementación de lugar a utilizar para este propósito

2.0 Replanteo Verificar el trazado de la línea de media y baja tensión

3.0 Derecho de Vía Abrir brecha o cortar vegetación existente en la trayectoria del tendido de línea

4.0 Transporte Medios para transportar los materiales a la zona del proyecto.

5.0 Excavación Excavar hoyos para el plantado de postes en terreno duro y rocoso

6.0 Plantado de postes Se procede a izar postes de 9, 11, 12 y 13.5 metros en los hoyos

7.0 Armado de estructuras

Colocado de cabeceras de media tensión (VA1, VA2, VA3, VA4, VA5, VA5-1, VA6, Vp2, VA4-H) y de baja tensión (J5, J6, J7, J10), riendas (VE1-1), anclas (F2-1), seccionadores (VM3-4), los mismos que están compuestos de ferretería y aisladores en cada poste

8.0 Tendido y flechado de conductores

Extensión de los conductores fase Nº 2 ACSR, neutro Nº 4 ACSR y Duplex Nº 2, sobre los aisladores ya instalados para luego proceder con el flechado de los conductores.

9.0 Ensambles de aterramiento Instalación de Chisperos VM10-14 y puestas a tierra con toma de platos y jabalina VM2-12A y VM2-11

10.0 Puestos de transformación Montaje de los puestos de transformación en fin de línea VG-10 y de paso VG-19

11.0 Transformadores Instalación de transformadores y sus elementos de protección de 10 ,15 y 20 kVA

12.0 Misceláneos

Instalación de pararrayos VM5-6, VM5-6A aisladores auxiliares VM5-2, luminarias, realizar ajustes y pruebas en la red, instalación de letrero de obra y retiro de postes existentes en BT

Cuadro 2: Descripción de Items. Fuente: Manual de ELFEC

2. ANALISIS DE PRECIOS UNITARIOS: Se han elaborado los precios unitarios de cada uno de los items que comprende cada componente, disgregado este precio unitario en materiales y mano de obra. • Materiales: Se ha elaborado costos unitarios de materiales para cada una de las estructuras, materiales, equipos, postes, cables, etc,



Los precios de los materiales fueron tomados del mercado nacional y contrastados con precios de proyectos últimos ejecutados, estos precios ya incluyen los impuestos de ley. La descripción de estos costos se presenta en el Cuadro 3 de este capítulo. • Mano de Obra y herramienta: Se han elaborado los costos unitarios de mano de obra para la instalación y montaje de cada una de las estructuras, equipos, postes, cables, etc, Los costos de mano de obra han sido calculados en función a rendimientos reales de trabajo para cada caso, estos costos incluyen también los costos referentes a uso de equipos y herramientas empleadas, asimismo se contemplan los beneficios sociales, gastos generales, utilidad y los impuestos de ley. Los costos obtenidos fueron contrastados con costos de proyectos últimos ejecutados. La descripción de costos por uso de maquinaria durante la ejecución del proyecto se detalla en los cuadros correspondientes. Cabe señalar que para la elaboración de los precios unitarios se ha considerado los siguientes valores: Beneficio Social = 60% I.V.A. = 14.94% I.T. = 3.09%

ITEM DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO (Bs)

PRECIO TOTAL (Bs)

PRECIO TOTAL (€)

PRECIO TOTAL ($)

1,0 INSTALACIÓN DE FAENAS

1,1 Instalación de Faenas Glb. 1,00 25570,43 25570,43 3156,84 3705,86

2,0 REPLANTEO

2,1 Replanteo en Baja Tensión km. 11,00 516,79 5684,69 701,81 823,87

2,2 Replanteo en Media Tensión km. 5,62 571,25 3210,43 396,35 465,28

3,0 DERECHO DE VIA

3,1 R.O.W. km. 3,55 2793,72 9917,71 1224,41 1437,35

4,0 TRANSPORTE

4,1 Transporte de Materiales Glb. 0 141691,50 0 0 0

5,0 EXCAVACIÓN



5,1 Excavación de Hoyos - Terreno Duro

Hoyo 244,00 67,12 16377,28 2021,89 2373,52

5,2 Excavación de Hoyos - Terreno Rocoso

Hoyo 127,26

6,0 PLANTADO DE POSTES

6,1 Plantado de Postes de Eucalipto 7-12 m Clase 6 MT

Pza. 62,00 1356,79 84120,98 10385,31 12191,45

6,2 Plantado de Postes de Eucalipto 7-12 m Clase 6 BT

Pza. 182,00 1356,79 246935,78 30485,90 35787,79

6,3 Plantado de Postes de Eucalipto especial línea primaria

Pza. 6,00 1846,59 11079,54 1367,84 1605,73

7,0 ARMADO DE ESTRUCTURAS

7,1 Armadura de alineamiento inc. Caja de derivación

Pza. 134,00 458,89 61491,26 7591,51 8911,78

7,2 Armadura de cambio de sección inc. Caja de derivación

Pza. 8,00 1000,19 8001,52 987,84 1159,64

7,3 Armadura de fin de circuito inc. Caja de derivacion

Pza. 30,00 526,54 15796,20 1950,15 2289,30

7,4 Armadura de alineamiento con derivacion, inc. Caja de derivacion

Pza. 11,00 524,00 5764,00 711,60 835,36

7,5 Armadura de fin de circuito con vano flojo, inc. Caja de derivacion

Pza. 3,00 1346,57 4039,71 498,73 585,47

7,6 Armadura de anclaje con derivacion; inc. Caja de derivación

Pza. 2,00 1464,49 2928,98 361,60 424,49

7,70 Estructura de Paso en Baja Tensión J-5

Pza. 28,00 162,79 4558,12 562,73 660,60


Pza. 87,00 174,10 15146,70 1869,96 2195,17


Pza. 60,00 223,60 13416,00 1656,30 1944,35


Pza. 7,00 146,88 1028,16 126,93 149,01

7,11 Rienda de Tensión Simple VE1-1 MT

Pza. 32,00 314,99 10079,68 1244,40 1460,82

7,12 Rienda de Tensión Simple VE1-1 BT

Pza. 85,00 276,96 23541,60 2906,37 3411,83

7,13 Ancla de Rollizo Cuchi - MT F2-1

Pza. 32,00 324,40 10380,80 1281,58 1504,46



7,14 Ancla de Rollizo Cuchi - BT F2-1

Pza. 85,00 312,19 26536,15 3276,07 3845,82

7,15 Estructura para seccionador VM3-4

Pza. 8,00 1333,32 10666,56 1316,86 1545,88

8,0 TENDIDO Y FLECHADO DE CONDUCTORES


km. 5,62 9522,96 53519,04 6607,29 7756,38


km. 11,00 6219,44 68413,84 8446,15 9915,05

9,0 ENSAMBLES DE ATERRAMIENTO

9,2 Ensamble de Puesta a Tierra con Plato de Toma de Tierra en la Base del Poste VM2-12A

Pza. 3,00 531,34 1594,02 196,79 231,02

9,3 Ensamblaje de Jabalina de Puesta a Tierra VM2-11

Pza. 3,00 662,46 1987,38 245,36 288,03

10,0 PUESTOS DE TRANSFORMACION

10,1 Montaje de Transformador en Estructura de Paso VG-19, 14.4 kV

Pza. 4,00 1267,37 5069,48 625,86 734,71

10,2 Montaje de Transformador en Estructura de Remate VG-10, 14.4 kV

Pza. 1,00 1267,37 1267,37 156,47 183,68

11,0 TRANSFORMADORES


Pza. 4,00 16467,91 65871,64 8132,30 9546,61


Pza. 1,00 19013,84 19013,84 2347,39 2755,63

12,0 MISCELANEOS

12,1 Ajustes y pruebas en la red km. 16,62 138,18 2296,55 283,52 332,83

12,2 Letrero de Obra Pza. 1,00 896,23 896,23 110,65 129,89

12,3 Retiro de Poste Existente Pza. 3,00 157,07 471,21 58,17 68,29

TOTAL PRESUPUESTO EN Bs 836.672,88

103292,95 121256,94

Cuadro 3: Análisis precios unitarios. Elaboración propia con datos de ELFEC



3. INVERSIÓN TOTAL DEL PROYECTO: El plan de inversión propuesto para la ejecución del proyecto comprende los siguientes componentes: Sistema Eléctrico Redes de Media Tensión y Baja Tensión Forman parte de los costos directos para adquisición de materiales para las estructuras de la red de media tensión y baja tensión, así como la construcción de obras civiles. Supervisión de la provisión e instalación del sistema eléctrico Un costo destinado a contratación de labores de supervisión de la construcción y montaje de las estructuras y equipos del proyecto, equivalente al 5% de la inversión directa. INVERSIÓN TOTAL: En el cuadro siguiente se resumen todos los costos indicados anteriormente y que corresponde al plan de inversiones total del proyecto

N DESCRIPCIÓN MONTO

Bs. MONTO

$ MONTO

€

1 Sistema Eléctrico redes de Media y Baja Tensión

878.506,52 127319,79 108457,60

2 Supervisión del Proyecto 43925,33 6365,99 5422,88

TOTAL 922431,85 133685,78 113880,48

Cuadro 4: Inversión total del proyecto. Elaboración propia con datos de ELFEC



5 PLIEGO DE SEGURIDAD Y SALUD

1. OBJETIVO: El objeto del presente Estudio de Seguridad y Salud es la redacción de los documentos necesarios que definan, en el marco por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción, las previsiones y desarrollo de las soluciones necesarias para los problemas de ejecución de la obra, y la prevención de riesgos de accidentes preceptivas de sanidad, higiene y bienestar de los trabajadores durante el desarrollo de la misma. En aplicación de este Estudio de Seguridad y Salud de la obra, cada contratista, subcontratista y trabajadores autónomos, elaborarán un plan de seguridad y salud en el trabajo, en el que se analicen, estudien, desarrollen y complementen las previsiones contenidas en este estudio.

2. DATOS GENERALES: El presente Estudio Básico de Seguridad y Salud se refiere al Proyecto de electrificación de la comunidad de Tipas, Cochabamba, Bolivia, cuyos datos generales son: - Proyecto de Ejecución: Red de distribución de BT y MT - Autor del Proyecto: FRANCISCO JAVIER VELA COBOS - Titularidad del encargo: FRANCISCO JAVIER VELA COBOS - Emplazamiento: TIPAS-COCHABAMBA,BOLIVIA - Presupuesto de Ejecución material: 133.685$ Las unidades constructivas que componen la presente obra son: • Replanteo. • Desbroce. • Excavación. • Cimentación. • Armado e izado de apoyos • Instalación de conductores desnudos. • Instalación de aisladores. • Instalación de crucetas. • Instalación de aparatos de seccionamiento y corte (interruptores, seccionadores, fusibles...) • Instalación de limitadores de sobretensión (autoválvulas). • Instalación de transformadores tipo intemperie sobre apoyos. • Instalación de dispositivos antivibraciones. • Medida de altura de conductores. • Detección de partes en tensión. • Interconexión entre elementos. • Conexión y desconexión de líneas o equipos. • Puesta a tierra y conexiones equipotenciales.



3. OBLIGACION DEL PROMOTOR: El promotor está obligado a incluir el presente Estudio de Seguridad y Salud, como documento del Proyecto de Obra. Antes del inicio de los trabajos, designará un coordinador en materia de seguridad y salud, cuando en la ejecución de las obras intervengan más de una empresa, o empresas y trabajadores autónomos, o diversos trabajadores autónomos. La designación de coordinadores en materia de seguridad y salud no eximirá al promotor de sus responsabilidades. El promotor deberá efectuar un aviso a la autoridad laboral competente antes del comienzo de las obras.

4. EL CORDINADOR: El Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra, deberá coordinar los principios generales de prevención y de seguridad, tomando las decisiones técnicas y de organización con el fin de planificar los distintos trabajos o fases que vayan a desarrollarse simultánea o sucesivamente. Deberá coordinar las actividades de la obra para garantizar que los contratistas y, en su caso, los subcontratistas y los trabajadores autónomos, apliquen de manera coherente y responsable los principios de la acción preventiva. El Coordinador deberá aprobar el Plan de Seguridad y Salud elaborado por el contratista y, en su caso, las modificaciones introducidas en el mismo. El Coordinador deberá adoptar las medidas necesarias para que sólo las personas autorizadas puedan acceder a la obra.

5. CONTRATISTAS Y SUBCONTRATISTAS: Estarán obligados a aplicar los principios de la acción preventiva. Deberán atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la obra. Los contratistas y subcontratistas serán responsables de la ejecución correcta de las medidas preventivas fijadas en el plan de seguridad y salud en lo relativo a las obligaciones que les correspondan a ellos directamente o, en su caso, a los trabajadores autónomos por ellos contratados.



Las responsabilidades de los coordinadores, de la dirección facultativa y del promotor no eximirán de sus responsabilidades a los contratistas y a los subcontratistas.

6. OBLIGACIONES DE TRABAJADORES: Los trabajadores autónomos están obligados a:

1. Aplicar los principios de la acción preventiva que se recoge en el artículo 15 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales, y en particular:

-Mantenimiento de la obra en buen estado de orden y limpieza -Almacenamiento y evacuación de residuos y escombros -Recogida de materiales peligrosos utilizados. -Adaptación del periodo de tiempo efectivo que habrá de dedicarse a los distintos trabajos o fases de trabajo. -Cooperación entre todos los intervinientes en la obra -Interacciones o incompatibilidades con cualquier otro trabajo o actividad.

2. Ajustar su actuación conforme a los deberes sobre coordinación de las actividades empresariales previstas. 3. Cumplir con las obligaciones establecidas para los trabajadores. 4. Utilizar equipos de trabajo que se ajusten a lo dispuesto en el R.D. 5. Elegir y utilizar equipos de protección individual en los términos previstos. 6. Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del coordinador en materia de seguridad y salud.

7. LIBRO DE INCIDENCIAS: En cada centro de trabajo existirá, con fines de control y seguimiento del plan de seguridad y salud, un libro de incidencias que constará de hojas duplicadas y que será facilitado por el colegio profesional al que pertenezca el técnico que haya aprobado el plan de seguridad y salud. Deberá mantenerse siempre en obra y en poder del coordinador. Tendrán acceso al libro, la Dirección Facultativa, los contratistas y subcontratistas, los trabajadores autónomos, las personas con responsabilidades en materia de prevención de las empresas intervinientes, los representantes de los trabajadores, y los técnicos especializados de las Administraciones Públicas competentes en esta materia, quienes podrán hacer anotaciones en el mismo.



Efectuada una anotación en el libro de incidencias, el coordinador estará obligado a remitir en el plazo de 24 h una copia a la Inspección de Trabajo y Seguridad Social de la provincia en que se realiza la obra. Igualmente notificará dichas anotaciones al contratista y a los representantes de los trabajadores.

8. DERECHOS DE LOS TRABAJADORES: Los contratistas y subcontratistas deberán garantizar que los trabajadores reciban una información adecuada y comprensible de todas las medidas que hayan de adoptarse en lo que se refiere a seguridad y salud en la obra. Una copia del plan de seguridad y salud y de sus posibles modificaciones, a los efectos de su conocimiento y seguimiento, será facilitada por el contratista a los representantes de los trabajadores en el centro de trabajo.

9. PREVENCIÓN DE RIESGOS: 9.1. Protecciones individuales generales:

1. Cascos: para todas las personas que participan en obra, incluidos visitantes. 2. Guantes de uso general. 3. Guantes de goma. 4. Guantes de soldador. 5. Guantes diacetílicos. 6. Botas de agua. 7. Botas de seguridad de lona. 8. Botas de seguridad de cuero. 9. Botas dialécticas. 10. Gafas de soldador. 11. Gafas de seguridad antiproyecciones. 12. Pantalla de soldador. 13. Mascarillas antipolvo. 14. Protectores auditivos. 15. Polainas de soldador. 16. Manguitos de soldador. 17. Mandiles de soldador. 18. Cinturón de seguridad de sujeción. 19. Cinturón antivibratorio. 20. Chalecos reflectantes.

9.2. Protecciones colectivas generales:

1. Pórticos protectores de líneas eléctricas. 2. Vallas de limitación y protección. 3. Señales de seguridad. 4. Cintas de balizamiento.



5. Redes. 6. Soportes y anclajes de redes. 7. Tubo sujeción cinturón de seguridad. 8. Anclaje para tubo. 9. Balizamiento luminoso. 10. Extintores. 11. Interruptores diferenciales. 12. Toma de tierra. 13. Válvula antiretroceso. 14. Riegos.

9.3. Formación:

Todo personal debe recibir, al ingresar en la obra, una exposición de los métodos de trabajo y los riesgos que éstos pudieran entrañar, juntamente con las medidas de seguridad que deberá emplear. Eligiendo al personal más cualificado impartirán cursillos de socorrismo y primeros auxilios, de forma que todos los trabajos dispongan de algún socorrista. Se informará a todo el personal interviniente en la obra, sobre la existencia de productos inflamables, tóxicos, etc. y medidas a tomar en cada caso.

9.4. Medicina preventiva y primeros auxilios:

Se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones: 1. Botiquín: Deberá existir en la obra al menos un botiquín con todos los elementos suficientes para curas, primeros auxilios, dolores, etc. 2. Asistencia a accidentados: Se deberá informar a la obra del emplazamiento de los diferentes Centros Médicos, Residencia Sanitaria, médicos, ATS., etc., donde deba trasladarse a los posibles accidentados para un más rápido y efectivo tratamiento, disponiendo en la obra de las direcciones, teléfonos, etc., en sitios visibles. 3. Reconocimiento Médico: todo el personal que empiece a trabajar en la obra deberá pasar un reconocimiento médico previo que certifique su aptitud. 4. Instalaciones: se dotará a la obra, si así se estima en el correspondiente Plan de Seguridad, de todas las instalaciones necesarias, tales como: -Almacenes y talleres. -Vestuarios y Servicios. -Comedor o, en su defecto, locales particulares para el mismo fin.

10. IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS Y MEDIDAS PREVENTIVAS El análisis de los riesgos existentes en cada fase de los trabajos se ha realizado en base al proyecto y a la tecnología constructiva prevista en el mismo. De cualquier forma, puede ser variada por el Contratista siempre y cuando se refleje en el Plan de Seguridad y Salud, adaptado a sus medios. 10.1. Fase de actuaciones previas:.



En esta fase se consideran las labores previas al inicio de las obras, como puede ser el replanteo, red de saneamiento provisional para vestuarios y aseos de personal de obra Riesgos Detectables: • Atropellos y colisiones originados por maquinaria. • Vuelcos y deslizamientos de vehículos de obra. • Caídas en el mismo nivel. • Torceduras de pies. • Generación de polvo. Medidas de seguridad: • Se cumplirá la prohibición de presencia de personal, en las proximidades y

ámbito de giro de maniobra de vehículos y en operaciones de carga y descarga de materiales.

• La entrada y salida de camiones de la obra a la vía pública, será debidamente avisada por persona distinta al conductor.

• Será llevado un perfecto mantenimiento de maquinaria y vehículos. • La carga de materiales sobre camión será correcta y equilibrada y jamás superará

la carga máxima autorizada. • El personal irá provisto de calzado adecuado. • Todos los recipientes que contengan productos tóxicos o inflamables, estarán

herméticamente cerrados. • No se apilarán materiales en zonas de paso o de tránsito, retirando aquellos que

puedan impedir el paso. Prendas de protección personal: • Casco homologado. • Mono de trabajo y en su caso, trajes de agua y botas de goma de media caña. • Empleo de cinturones de seguridad por parte del conductor de la maquinaría si

no está dotada de cabina y protección antivuelco. • Mascarillas antipolvo con filtro mecánico. 10.2. Fase de acopio de material Riesgos Detectables: • Caídas de objetos • Golpes. • Heridas • Sobreesfuerzos. Medidas de seguridad: • Antes de comenzar el acopio de material a los lugares de trabajo, se deberá

realizar un reconocimiento del terreno, con el fin de escoger la mejor ruta. • En el caso en que para acceder al lugar de trabajo fuera necesario adecuar o

construir una ruta de acceso, esta deberá realizarse con la maquinaria y medios adecuados.



Prendas de protección personal: • Guantes comunes de trabajo de lona y piel flor. • Ropa de trabajo cubriendo la mayor parte del cuerpo. • Botas reforzadas. 10.3. Carga y descarga de materiales: Riesgos Detectables: • Caída de operarios al mismo nivel. • Golpes, heridas y sobreesfuerzos. • Caída de objetos. Medidas de seguridad: • Con el fin de evitar posibles lesiones en la columna vertebral, el operario llevará

a cabo el levantamiento de la carga realizando el esfuerzo con las piernas, y manteniendo en todo momento la columna recta.

• Un operario no podrá levantar más de 50 Kg en la carga y descarga manual. En el caso en concreto en que la carga fuera superior a la cantidad límite, se deberá realizar entre más trabajadores.

• En el caso en que el acarreo de pesos se estime en una duración superior a las 4 horas de trabajo continuadas, el peso máximo a acarrear será de 25 Kg., o bien deberán utilizarse medios mecánicos adecuados.

• Para la carga y descarga con medios mecánicos, la maquinaria a emplear deberá ser la adecuada (grúa, pala cargadora, etc.) y su maniobra deberá ser dirigida por personal especializado, no debiéndose superar en ningún momento la carga máxima autorizada.

• Todas las máquinas que participen en las operaciones deberán estar correctamente estabilizadas. La elevación de la carga deberá realizarse de forma suave y continuada.

• En el transcurso de operaciones de carga y descarga, ninguna persona ajena se acercará al vehículo. Debe acotarse el entorno y prohibirse el permanecer o trabajar dentro del radio de acción del brazo de una máquina

• Nunca permanecerá ni circulará personal debajo de las cargas suspendidas, ni permanecerá sobre las cargas.

• Para la descarga de bobinas de conductores, se emplearán cuerdas, rampas, raíles...

• Bajo ningún concepto se hará rodar la bobina por un solo canto. • Se prohíbe el acopio de materiales a menos de 2 metros de las coronaciones de

taludes. Prendas de protección personal: • Guantes adecuados • Ropa de trabajo. • Botas de seguridad. • Fajas antilumbago, si existen cargas muy pesadas.



10.4. Movimientos de tierras y excavación: Riesgos Detectables: • Choque, atropellos y atrapamientos ocasionados por la maquinaria. • Vuelcos y deslizamientos de las máquinas. • Caídas en altura del personal que intervienen en el trabajo. • Generación de polvo. • Desprendimiento de tierra y proyección de rocas. • Caídas de personal al interior de pozos. • Caídas a distinto nivel. Medidas de seguridad: • En el caso de uso de herramientas, debido a las reducidas dimensiones que

generalmente tendrán los hoyos, se recomienda que sea un único trabajador el que permanezca en su interior, para evitar accidentes por alcance entre ellos de las herramientas a emplear.

• Los picos, palas y otras herramientas deberán estar en buenas condiciones. • En el caso de hoyos con probable peligro de derrumbamiento de paredes, nunca

deberá quedar un operario solo en su interior, sino que en el exterior de hoyo debe permanecer, al menos, otro operario, para caso de auxilio.

• Las maniobras de las máquinas estarán dirigidas por persona distinta al conductor.

• Los escombros procedentes de la excavación deberán situarse a una distancia adecuada del hoyo, para evitar la caída al interior del mismo.

• Los pozos de cimentación se señalizarán para evitar caídas del personal a su interior desde su realización hasta que sean rellenados.

• Durante la ausencia de los operarios de la obra, los hoyos serán tapados con tablones u otros elementos adecuados.

• Se cumplirá la prohibición de presencia del personal en la proximidad de las máquinas durante su trabajo.

• Durante la retirada de árboles no habrá personal trabajando en planos inclinados con fuerte pendiente.

• Mantenimiento correcto de la maquinaria. • Al proceder a la realización de excavaciones, correcto apoyo de las máquinas

excavadoras en el terreno. • Si se realizan excavaciones de hoyos en roca que exijan uso de explosivos, la

manipulación de estos deberá ser realizada por personal especializado, con el correspondiente permiso oficial y poseedor del carné de dinamitero.

• En caso de que sobrase dinamita, se entregará en el Cuartel de la Guardia Civil o se destruirá en obra.

Prendas de protección personal: • El equipo de los operarios que efectúen las labores de excavación estará formado

por: ropa adecuada de trabajo, guantes adecuados, casco de seguridad, botas



reforzadas y gafas antipolvo reforzadas si existiese la posibilidad de que pueda penetrar tierra y otras partículas en los ojos.

• Empleo del cinturón de seguridad por parte del conductor de la maquinaria. 10.5. Cimentación: Riesgos Detectables: • Caída de persona y/o objetos al mismo nivel. • Caída de persona y/o objetos a distinto nivel. • Contactos con el hormigón por salpicaduras en cara y ojos. • Quemadura de la piel por la acción del cemento. • Caída de la hormigonera por efecto del volteo por no estar suficientemente

nivelada y sujeta. Medidas de seguridad: a) Vertidos directos mediante canaleta:

Se instalarán fuertes topes de recorrido de los camiones hormigonera, para evitar vuelcos.

Se prohíbe acerar las ruedas de los camiones hormigoneras a menos de 2 metros del borde de la excavación.

Se prohíbe situar a los operarios detrás de los camiones hormigonera durante el retroceso.

La maniobra de vertidos será dirigida por u capataz que vigilará que no se realicen maniobras inseguras.

b) Vertidos directos mediante cubo o cangilón:

Se prohíbe cargar el cubo por encima de la carga máxima admisible de la grúa que lo sustenta.

Se señalizará, mediante una traza horizontal ejecutada con pintura en color amarilla, el nivel máximo de llenado del cubo para no sobrepasar la carga admisible.

La apertura del cubo para vertido se ejecutará exclusivamente accionando la palanca para ello, con las manos protegidas con guantes impermeables

La maniobra de aproximación se dirigirá mediante señales preestablecidas fácilmente inteligibles por el gruísta.

En general habrá que tomar las siguientes medidas preventivas:

• Ningún trabajador con antecedentes de problemas cutáneos participará en las labores de hormigonado. • Si por alguna causa, algún trabajador sufriese lesiones por acción del cemento, se deberá notificar la aparición de las mismas lo antes posible, con el fin de evitar la cronificación y nuevas sensibilizaciones. • Si el amasado se realiza con hormigonera in situ, ésta deberá estar correctamente nivelada y sujeta. • Los trabajadores deberán tener especial cuidado con:



o No utilizar prendas con elementos colgantes y que no sean de la talla adecuada. o No exponer la piel al contacto con el cemento. o Realizar las operaciones con las debidas condiciones de estabilidad. o No manejar elementos metálicos sin usar guantes adecuados. o Utilizar el casco protector y gafas de protección si existe riesgo de que penetren partículas en los ojos.

Prendas de protección personal: • Casco ce seguridad • Gafas protectoras • Ropas y guantes adecuados. • Faja antilumbago. 10.6. Izado y armado de apoyos: Riesgos Detectables: • Caída de personal desde altura • Atrapamientos. • Golpes y heridas. Medidas de seguridad: • No participarán en el armado de apoyos ningún operario con antecedentes de

vértigo o epilepsia. • Los desplazamientos de operarios por los apoyos se realizarán con las manos

libres y siempre bien sujetos por el cinturón de seguridad. • Se utilizarán grúas adecuadas (camión grúa, pluma...) según el peso y la altura,

para el izado del apoyo. Cuidándose mucho de no sobrepasar la carga máxima autorizada.

• El manejo de la misma lo realizará siempre personal especializado. • La grúa deberá estar en todo momento perfectamente nivelada. • La elevación de las cargas deberá realizarse lentamente, evitando todo arranque

o paro bruscos. • Las maniobras deberán ser dirigidas por personal especializado, debiendo ser

una única persona la encargada de dirigir al operador. • En ningún momento deberá permanecer ninguna persona sobre las cargas ni

sobre la maquinaria. • La permanencia o circulación bajo carga suspendida queda terminantemente

prohibida. • Se tomarán especiales cuidados en la vestimenta cuando se trabaje con

soldaduras. • Una vez izado el apoyo deberá dejarse debidamente aplomado y estable. • El armado del apoyo se realizará cuando el cimiento esté consolidado. • Los apoyos sin hormigonar nunca se dejarán izados en ausencia de personal. • Las herramientas y materiales no se lanzarán bajo ningún concepto, siempre se

subirán y bajarán con la ayuda de cuerdas.



• Los trabajadores que realicen estos trabajos deberán usar cinturones portaherramientas.

Prendas de protección personal: • Cascos de seguridad • Cinturón de seguridad que se amarrará a partes fijas de la torre. • Ropas y guantes adecuados. • Botas de seguridad. 10.7. Montaje y apriete de tornillería: Riesgos Detectables: • Caída de personal desde altura • Caídas de objetos desde altura. • Golpes y heridas. Medidas de seguridad: • Se utilizarán herramientas adecuadas, según el esfuerzo que haya que realizar,

para el apriete de los tornillos. • En el trabajo de apriete de tornillería trabajarán como máximo dos operarios,

situados al mismo nivel o a trebolillos, y siempre en la cara externa del apoyo. • La subida y bajada de material y herramientas se realizará con la ayuda de

cuerdas, nunca lanzándolas. • Los desplazamientos de los operarios por el apoyo se realizará con las manos

libres y cinturón de seguridad. Prendas de protección personal: • Cascos de seguridad • Cinturón de seguridad que se amarrará a partes fijas de la torre. • Ropas y guantes adecuados. • Botas de seguridad. 10.8. Colocación de herrajes y aisladores. Tendido, tensado y engrapado de conductores: Riesgos Detectables: • Caída de personal desde altura. • Caídas de objetos desde altura. • Golpes y heridas. Medidas de seguridad: • Estas labores serán realizadas por personal especializado. • El personal realizará su trabajo siempre con cinturón de seguridad sujeto a las

partes fijas del apoyo y con la manos libres. • Se entenderán la zona interior de los apoyos y las proyecciones de las crucetas

como zonas peligrosas.



• Los gatos que soporten las bobinas dispondrán de elementos de frenado que impidan el movimiento rotatorio de la bobina.

• Las poleas de tendido deberán amarrarse adecuadamente a las cadenas de aisladores.

• En las operaciones de tensado y flechado, los apoyos fin de línea deberán estar arriostrados, de manera que no sufran esfuerzos superiores a los previstos en las condiciones normales de trabajo.

• Durante las operaciones de tendido y tensado el operario no deberá permanecer dentro del radio de acción del conductor.

• Para efectuar correctamente estas operaciones se usarán aparatos radioteléfonos, y de esta manera transmitir todas las órdenes de parada y puesta en marcha del tendido, o poner el alerta de cualquier imprevisto.

• Con el fin de evitar las descompensación de las crucetas, el flechado se realizará alternativamente en cada cruceta.

• Si fuera necesario, en los cruces con carreteras, ríos, calles, otras líneas... se instalarán protecciones (pórticos), según el tipo de cruzamiento, con el fin de proteger la zona de cruce, con el fin de evitar daños a terceros.

• Los cables se procurará pasarlos sobre cualquier obstáculo existente, de esta manera se evitarán resistencias a la hora de realizar el tendido.

Prendas de protección personal: • Cascos de seguridad • Cinturón de seguridad. • Ropas y guantes adecuados. • Botas de seguridad. • Cinturón antilumbago. 10.9. Uso de maquinarias y herramientas: Riesgos Detectables: • Caída de personal desde altura • Caídas de objetos desde altura. • Golpes y heridas. Medidas de seguridad: • Estas labores serán realizadas por personal especializado. • El personal realizará su trabajo siempre con cinturón de seguridad sujeto a las

partes fijas del apoyo y con la manos libres. • Se entenderán la zona interior de los apoyos y las proyecciones de las crucetas

como zonas peligrosas. • Los gatos que soporten las bobinas dispondrán de elementos de frenado que

impidan el movimiento rotatorio de la bobina. • Las poleas de tendido deberán amarrarse adecuadamente a las cadenas de

aisladores.



• En las operaciones de tensado y flechado, los apoyos fin de línea deberán estar arriostrados, de manera que no sufran esfuerzos superiores a los previstos en las condiciones normales de trabajo.

• Durante las operaciones de tendido y tensado el operario no deberá permanecer dentro del radio de acción del conductor.

• Para efectuar correctamente estas operaciones se usarán aparatos radioteléfonos, y de esta manera transmitir todas las órdenes de parada y puesta en marcha del tendido, o poner el alerta de cualquier imprevisto.

• Con el fin de evitar la descompensación de las crucetas, el flechado se realizará alternativamente en cada cruceta.

• Si fuera necesario, en los cruces con carreteras, ríos, calles, otras líneas... se instalarán protecciones (pórticos), según el tipo de cruzamiento, con el fin de proteger la zona de cruce, con el fin de evitar daños a terceros.

• Los cables se procurará pasarlos sobre cualquier obstáculo existente, de esta manera se evitarán resistencias a la hora de realizar el tendido.

Prendas de protección personal: • Cascos de seguridad • Cinturón de seguridad. • Ropas y guantes adecuados. • Botas de seguridad. • Cinturón antilumbago. • Protección auditiva en caso necesario.

11. INSTALACION PROVISIONAL, REPLANTEO El montaje de aparatos eléctricos será ejecutado por personal especialista, en prevención de los riesgos por montajes incorrectos. El calibre o sección del cableado será siempre el adecuado para la carga eléctrica que ha de soportar. El tendido de los cables y mangueras, se efectuará a una altura mínima de 2 m. en los lugares peatonales y de 5 m. en los de vehículos, medidos sobre el nivel del pavimento. Los empalmes provisionales entre mangueras, se ejecutarán mediante conexiones normalizadas estancas antihumedad. Se dejará una servidumbre de 12m en la vía principal debido a la cercanía de un oleoducto. La tensión siempre estará en la clavija “hembra”, nunca en el “macho”, para evitar contactos directos. No se permitirá el tránsito bajo líneas eléctricas con elementos longitudinales transportados a hombros (pértigas, reglas, escaleras de mano...). La inclinación de la pieza puede llegar a producir contacto eléctrico.



Las partes metálicas de todo equipo eléctrico dispondrán de toma de tierra.

12. SEÑALIZACIÓN Se realizará la señalización oportuna según el tipo de trabajo que se esté realizando, la fase de ejecución y el lugar del mismo. Las señalizaciones serán temporales, durarán el tiempo que se prolongue los trabajos. Serán de tipo: triángulos con hombres trabajando, cintas, banderolas.



Documents

E.T.S.I. CAMINOS, CANALES Y PUERTOS UNIVERSIDAD