FORMATO ACTA DE ENTREGA Nº - Enelar 1 DESCRIPCION DEL... · 2019-01-16 · Según la variación de...

Enelar E.S.P. Subdirección de Uso Racional y de Recuperación de Energía

Carrera 22 No. 22- 46 PBR (097) 8852495 – 8853174 Fax (097) 8856329 Arauca - Arauca

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ANEXO 1

DESCRIPCIÓN Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL PROYECTO

INVITACIÓN PÚBLICA IP-005-13

SELECCIONAR UN INVERSIONISTA QUE PLANIFIQUE, DISEÑE, ESTRUCTURE, EJECUTE, IMPLANTE Y CONTROLE EN CONDICIONES

DE PERDURABILIDAD EL PROYECTO PARA LA DISMINUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGIA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA, ENELAR E.S.P. EN EL DEPARTAMENTO DE ARAUCA





ANEXO 1

DESCRIPCIÓN Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL PROYECTO

INVITACION PÚBLICA IP-005-13

SELECCIONAR UN INVERSIONISTA QUE PLANIFIQUE, DISEÑE, ESTRUCTURE, EJECUTE, IMPLANTE Y CONTROLE EN CONDICIONES

DE PERDURABILIDAD EL PROYECTO PARA LA DISMINUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGIA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA

EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA, ENELAR E.S.P. EN EL DEPARTAMENTO DE ARAUCA.

Arauca, septiembre de 2013




TABLA DE CONTENIDO

1. ALCANCE GENERAL DEL PROYECTO .......................................................................... 7

1.1 Número de usuarios mes a mes desde el 2012 a junio de 2013 ...................... 7

1.2 Índice de pérdidas de energía desde enero 2012 a junio de 2013 .................. 8

1.1 Subestaciones de Energía ....................................................................................... 10

1.3 Líneas de Subtransmisión ....................................................................................... 11

1.4 Redes de Distribución ............................................................................................... 11

1.5 Medidores de Energía Instalados ........................................................................... 12

2. DIAGNOSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL ............................................................... 14

2.1 Diagnóstico en áreas urbanas mediante la contrastación de la medida .... 14

2.2 Diagnóstico en áreas rurales mediante medición en media tensión ........... 16

2.3 Censo de actualización de los clientes urbanos y revisión de los clientes comerciales a través del programa censos de carga .................................................. 16

2.3.1 Objetivo del censo. ............................................................................................. 16

2.3.2 Objetivos específicos ......................................................................................... 16

2.3.3 Soporte técnico y legal ...................................................................................... 17

2.3.4 Alcances ................................................................................................................ 17

2.4 Actualización de las Normas Técnicas de ENELAR, con énfasis en el control de pérdidas ............................................................................................................... 18

2.4.1 Objetivos ................................................................................................................ 18

2.4.2 Soporte técnico y legal ...................................................................................... 19

2.4.3 Alcance................................................................................................................... 20

2.5 Censo de carga del sector comercial para identificar clientes con desviaciones significativas en el consumo de energía. ............................................. 21

2.5.1 Objetivo general ..................................................................................................... 21

2.5.2 Objetivos específicos ............................................................................................ 22

2.5.3 Alcances del programa ......................................................................................... 22

2.5.4 Datos a levantar ................................................................................................... 23

2.5.5 Características técnicas ....................................................................................... 23

2.6 Diagnostico Procedimiento sugerido para la instalación ............................... 24




2.7 Levantamiento de información en campo ........................................................... 25

3. INFORME DE DIAGNÓSTICO Y NOVEDADES ENCONTRADAS ............................ 26

4. CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE QUE SE DEBE UTILIZAR EN EL PROGRAMA DE RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS ............................................................ 27

4.1 Carga de archivos provenientes del sistema comercial .................................. 28

4.2 Extracción de archivos de resultados .................................................................. 28

4.3 Entradas manuales de datos ................................................................................... 28

4.4 Programación y asignación de órdenes de trabajo .......................................... 28

4.5 Herramientas de auditoría para controlar el cargue de archivos .................. 28

4.6 Tipificación de órdenes de trabajo ........................................................................ 28

4.7 Clasificación de las órdenes ................................................................................... 28

4.8 Clasificación de clientes ........................................................................................... 29

4.9 Registros de resultados ............................................................................................ 29

4.10 Soportes digitales ................................................................................................... 29

4.11 Liquidación de actividades y productividad operativa ................................. 29

4.12 Control de producción por cuadrillas ............................................................... 29

4.13 Seguimiento de cuadrillas mediante el uso de GPS ..................................... 29

4.14 Inspecciones de calidad........................................................................................ 30

4.15 Control de materiales ............................................................................................. 30

4.16 Módulo de procesos administrativos ................................................................ 30

4.17 Módulo de control de resultados ........................................................................ 31

4.18 Módulo especial para cálculo de facturación del modelo propuesto en la presente oferta ....................................................................................................................... 31

4.19 Módulo para la administración del parque automotor .................................. 32

4.20 Microinformática y comunicaciones.................................................................. 32

5. EJECUCIÓN PREVIA DEL PROGRAMA SPARD® MP DISTRIBUTION PARA OBTENER PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS ......................................................... 33

6. NORMALIZACIÓN SELECTIVA* ...................................................................................... 33

6.1 Normalizaciones de acometidas y medidores ................................................... 33

6.2 Normalización, cambio o instalación de medidores ......................................... 34

6.3 Legalización de usuarios .......................................................................................... 35




6.4 Revisiones integrales de acometidas, medidores y grupo de medida de clientes destacados y grandes clientes con medida semidirecta e indirecta ...... 37

6.5 Ingreso y realización de actualizaciones de órdenes de trabajo .................. 37

6.6 Realización de las labores de suspensión, corte, seguimiento, reconexión y reinstalación según indicaciones de ENELAR ESP ................................................. 38

6.7 Apoyo y sustanciación las actuaciones administrativas y las necesarias para la judicialización de usuarios o clientes con irregularidad detectada .......... 38

6.8 Mantenimiento de la macromedición actual y el suministro, montaje e instalación de nueva macromedición fija electrónica y telemedida ....................... 38

6.9 Especificaciones mínimas exigidas para los macromedidores, equipos de medida semidirecta de usuarios y medida indirecta de usuarios para la nueva macromedición, medición semidirecta e indirecta fija electrónica y telemedida 39

6.10 Realización del análisis del balance de corriente por fases a la salida del transformador y realizacióndel balanceo de cargas mediante el cambio de fases de las acometidas de los clientes vinculados a las redes de baja tensión ........... 45

6.11 Medida centralizada ................................................................................................ 45

6.12 Realización de la normalización de las redes de media y baja tensión ... 47

6.13 Resolución de las peticiones, quejas y reclamos solicitados por los clientes del servicio de energía en aquellos casos relacionados con actividades desarrolladas por el CONTRATISTA ................................................................................ 50

6.14 Seguimiento, control y mantenimiento de los índices de pérdidas una vez alcanzadas las metas propuestas a nivel transformador, circuito y zona ..... 50

6.15 Gestion Social. ......................................................................................................... 50

7. EJECUCIÓN FINAL DEL PROGRAMA SPARD® MP DISTRIBUTION PARA OBTENER PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS ......................................................... 51

8. PROGRAMACION DE ACTIVIDADES ............................................................................ 52

9. CONDICIONES GENERALES .......................................................................................... 53

10. VERIFICACION Y CALIBRACIÓN DE MEDIDORES ............................................... 53

11. INTERVENTORIA, MONITOREO Y VERIFICACION ................................................ 54

12. NORMAS Y RECOMENDACIONES ............................................................................. 54

13. INFRAESTRUCTURA Y RECURSOS MINIMOS REQUERIDOS ........................... 55

14. CASOS TIPICOS Y PROCEDIMIENTOS ......................................................................... 57

15. ELEMENTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ................................................................ 58

16. HERRAMIENTAS, EQUIPOS Y LOGISTICA................................................................. 59




17.DOCUMENTOS TECNICOS A ENTREGAR..................................................................... 61




1. ALCANCE GENERAL DEL PROYECTO De acuerdo con los objetivos del Plan de Recuperación de Pérdidas de Energía, el desarrollo de programas integrales deberá garantizar la recuperación de pérdidas de energía eléctrica, de tal forma que se reduzca el índice de pérdidas de energía eléctrica en los municipios de influencia del proyecto, los cuales a junio de 2013 se encuentran en 26,38% (o el indicador existente al inicio del contrato) y debe ser llevados a un nivel inferior al 13% de la senda ofertada, teniendo en cuenta el siguiente escenario de usuarios y sus tendencias de crecimiento:

1.1 Número de usuarios mes a mes desde el 2012 a junio de 2013

Tabla No. 1. Número de usuarios facturados en 2012

EST ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12

VARIACION

DE ENERO A

DICIEMBRE

%

RESIDENCIAL 1 30,683 30,792 31,043 31,175 31,321 31,400 31,527 31,645 31,787 31,826 31,920 32,007 1,324 62%

RESIDENCIAL 2 14,455 14,497 14,575 14,608 14,651 14,674 14,695 14,709 14,729 14,741 14,765 14,801 346 16%

RESIDENCIAL 3 4,113 4,112 4,112 4,101 4,119 4,121 4,113 4,112 4,101 4,100 4,099 4,106 (7) 0%

RESIDENCIAL 4 487 486 485 485 485 484 485 484 483 485 505 505 18 1%

PROVISIONAL 0 9 9 9 9 9 9 9 9 8 8 4 4 (5) 0%

OFICIAL 0 965 965 971 973 979 978 983 987 988 988 988 985 20 1%

INDUSTRIAL 0 45 45 41 40 39 7 9 11 11 11 11 11 (34) -2%

COMERCIAL 0 3,760 3,789 3,843 3,864 3,871 3,917 3,938 3,943 3,980 3,985 4,015 4,026 266 12%

0 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 - 0%

TOTALES 54,524 54,702 55,086 55,262 55,481 55,597 55,766 55,907 56,094 56,151 56,314 56,452 1,928

215 178 384 176 219 116 169 141 187 57 163 138 2,143

Incremento porcentual 0.4% 0.3% 0.7% 0.3% 0.4% 0.2% 0.3% 0.3% 0.3% 0.1% 0.3% 0.2%

Con respecto al año anterior durante la vigencia de 2012 se legalizaron 324 usuarios más que en 2011.

NÚMERO DE USUARIOS FACTURADOS MES A MES EN 2012

El mayor incremento de usuarios nuevos se refleja en el estrato 1 quienes representan el 69% de usuarios nuevos, seguidos por el 18% del estrato 2 y 14% del sector

comercial. En estas variaciones también se reflejan por ejemplo disminución en el estrato 3 del cual hubo una reclasif icación de usuarios a estrato 2 y a estrato 4, también

se observa una disminución en los usuarios industriales ya que la mayoría se reclasif icaron como comerciales al aplicar el decreto 2915 de 2011, igualmente sucedió con

usuarios provisionales quienes pasaron a ser comerciales.

Los valores que se muestran representan variaciones por ingreso de usuarios nuevos, clausura de usuarios y reclasif iaciones entre los tipo de uso, aclarado esto se

puede concluir que:

ALUMBRADO PUBLICO

Según la variación de usuraios facturados durante la vigencia de 2012, el promedio de incremento de usuarios nuevos cada mes fue de 179 usuarios o un 3% de cada

mes, se inició en enero facturando 54.524 usuarios y para el periodo de diciembre se facturaron 56,452 para un total durante el año de 2,143 usuarios nuevos

facturados.

USO

VARIACION MENSUAL DE

USUARIOS NUEVOS

FUENTE: EL DATO DE LOS USUARIOS FACTURADOS MES A MES SE OBTIENE DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN COMERCIAL SIC/MÓDULO DE

FACTURACION/REPORTES/REPORTES /FACTUARCION/GENERALES DE VENTAS/TOTALES FACTURADOS POR TIPO DE SERVICIO Y AREA




Tabla No. 2. Usuarios facturados en el primer semestre de 2013

Tabla 3. Usuarios facturados por área

1.2 Índice de pérdidas de energía desde enero 2012 a junio de 2013

El histórico de las pérdidas de energía está consolidado en los siguientes datos y curvas:

EST ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13

VARIACION

DE ENERO A

DICIEMBRE

%

RESIDENCIAL 1 32,036 32,115 32,234 32,352 32,487 32,634

RESIDENCIAL 2 14,981 15,054 15,074 15,135 15,162 15,203

RESIDENCIAL 3 4,081 4,085 4,087 4,095 4,098 4,117

RESIDENCIAL 4 539 540 540 540 539 539

PROVISIONAL 0 3 3 1 1 1 1

OFICIAL 0 985 986 985 985 991 990

INDUSTRIAL 0 6 6 6 6 6 6

COMERCIAL 0 4,045 4,055 4,078 4,093 4,101 4,124

0 7 7 7 7 7 7

TOTALES 56,683 56,851 57,012 57,214 57,392 57,621

2,374 168 161 202 178 229

Incremento porcentual 0.4% 0.3% 0.3% 0.4% 0.3% 0.4%

NÚMERO DE USUARIOS FACTURADOS MES A MES EN 2013

USO

ALUMBRADO PUBLICO

VARIACION MENSUAL DE

FUENTE: EL DATO DE LOS USUARIOS FACTURADOS M ES A M ES SE OBTIENE DEL SISTEM A DE INFORM ACIÓN COM ERCIAL SIC/M ÓDULO DE FACTURACION/REPORTES/REPORTES /FACTUARCION/GENERALES

DE VENTAS/TOTALES FACTURADOS POR TIPO DE SERVICIO Y AREA




Tabla No. 4. Pérdidas Mensuales

Tabla No. 5. Pérdidas de Energía Móviles

MES DEMANDA REAL VENTA PERDIDAS %

INDICE DE PERDIDAS MENSUAL

ene-12 14,804,601 10,442,045 4,362,556 29.47%

feb-12 13,130,264 10,743,880 2,386,384 18.17%

mar-12 15,149,697 10,380,905 4,768,792 31.48%

abr-12 14,454,236 10,633,824 3,820,412 26.43%

may-12 14,841,326 10,223,482 4,617,844 31.11%

jun-12 12,828,729 9,970,506 2,858,223 22.28%

jul-12 13,418,871 9,896,821 3,522,050 26.25%

ago-12 13,925,585 10,217,872 3,707,713 26.63%

sep-12 15,159,793 10,581,614 4,578,179 30.20%

oct-12 15,826,023 10,203,897 5,622,126 35.52%

nov-12 15,729,611 10,983,848 4,745,763 30.17%

dic-12 16,540,485 12,192,503 4,347,982 26.29%

ene-13 11,406,836 11,191,110 215,726 1.89%

feb-13 14,454,554 10,621,686 3,832,868 26.52%

mar-13 16,273,629 10,652,860 5,620,769 34.54%

abr-13 16,704,403 11,401,851 5,302,552 31.74%

may-13 15,691,646 11,742,768 3,948,878 25.17%

jun-13 14,337,336 12,436,706 1,900,630 13.26%

MES COMPRA VENTA PERDIDAS %

PROMEDIO MOVIL

ene-12 174,422,696 123,307,174 51,115,522 29.31%

feb-12 173,718,042 124,205,899 49,512,143 28.50%

mar-12 174,556,779 124,419,536 50,137,243 28.72%

abr-12 174,651,854 124,933,028 49,718,826 28.47%

may-12 174,656,944 125,057,065 49,599,879 28.40%

jun-12 173,702,542 125,378,011 48,324,531 27.82%

jul-12 173,082,719 125,295,893 47,786,826 27.61%

ago-12 172,958,654 125,496,365 47,462,289 27.44%

sep-12 173,328,195 125,575,480 47,752,715 27.55%

oct-12 173,722,365 125,030,141 48,692,224 28.03%

nov-12 174,557,518 125,349,682 49,207,836 28.19%

dic-12 175,809,221 126,471,197 49,338,024 28.06%

ene-13 172,411,456 127,220,262 45,191,194 26.21%

feb-13 173,735,746 127,098,068 46,637,678 26.84%

mar-13 174,859,678 127,370,023 47,489,655 27.16%

abr-13 177,109,845 128,138,050 48,971,795 27.65%

may-13 177,960,165 129,657,336 48,302,829 27.14%

jun-13 179,468,772 132,123,536 47,345,236 26.38%




Gráfico No. 1. Pérdidas de Energía Móviles

1.1 Subestaciones de Energía

Las subestaciones eléctricas operadas por ENELAR E.S.P. son las siguientes:

# SUBESTACION POTENCIA NOMINAL (MVA)

AÑO ENTRADA EN OPERACIÓN

1 Arauca 25 2003

2 Todos Los Santos 0.5 1993

3 El Rosario 1 2006

4 El Caracol 1 2006

5 Maporillal 1 2009

6 Arauquita 10 1990

7 La Pesquera 2 1993

8 Saravena 10 1989

9 Fortul 2 1992

10 Tame (1) 10 1992

11 Panamá de

Arauca 2 2000

12 La Esmeralda 2 2003




13 Cravo Norte 2 2006

Total 68.5

Tabla No. 6. Subestaciones de Energía de ENELAR E.S.P.

1.3 Líneas de Subtransmisión Las líneas de subtransmisión de energía eléctricas operadas por ENELAR E.S.P. son las siguientes:

NOMBRE DE LÍNEA TENSIÓN DE OPERACIÓN (KV)

LONGITUD (KM)

Guasdualito – Arauca 34.5 3.00

Caño Limón – Arauca 34.5 44.00

Arauca - El Caracol 34.5 42.00

Caño Limón – Arauquita 34.5 43.10

Caño Limón - Cravo Norte 34.5 130.40

Línea del Rosario 34.5 11.72

Caño Limón - Panamá de Arauca

34.5 33.95

Arauquita - La Esmeralda 34.5 24.71

Banadía – Fortul 34.5 18.00

Banadía – Saravena 34.5 8.00

Banadía – Tame 115.0 60.00

Tame - Puerto Rondón 34.5 70.00

Total 488.88

Tabla No.7. Líneas de Transmisión

1.4 Redes de Distribución

Las redes de distribución de energía eléctrica operadas por ENELAR E.S.P. son las que a continuación se relacionan:

NOMBRE SUBESTACION TENSION ( kV)

LONGITUD km

ALIMENTADOR No.1 ARAUCA 13.8 38





T. L. S. TODOS LOS SANTOS 13.8 54




ROSARIO EL ROSARIO 13.8 160

CARACOL EL CARACOL 13.8 213

IP15-2 ARAUQUITA 13.8 62

IP15-3 ARAUQUITA 13.8 78

PESQUERA LA PESQUERA 13.8 121

IP15-2 SARAVENA 13.8 163

IP15-3 SARAVENA 13.8 138

IP15-2 FORTUL 13.8 316

IP15-3 FORTUL 13.8 64

TAME 1 TAME 13.8 44

TAME 2 TAME 13.8 127

COROCITO TAME 13.8 397

BETOYES TAME 13.8 114

RONDON TAME 13.8 338

PANAMA DE ARAUCA PANAMA DE ARAUCA 13.8 435

LA ESMERALDA LA ESMERALDA 13.8 315

CRAVO NORTE CRAVO NORTE 13.8 14

MAPORILLAL MAPORILLAL 13.8 45

LONGITUD TOTAL (km): 3.410

Tabla No. 8. Redes de Distribución

Tabla No. 9. Transformadores de Distribución

1.5 Medidores de Energía Instalados

La cantidad de medidores de energía electromecánicos y electrónicos registrados en el área de operación de ENELAR, son los siguientes:

Alimentador No Macromedidores No de Clientes

1 53 3.080

2 108 4.816

3 85 3.495

4 46 2.142

5 48 2.399

7 28 2.205

10 58 3.380

11 90 6.787

14 44 3.282

15 52 3.877

18 1 1

Total general 613 35464




No. DESCRIPCION CANTIDAD PARTICIPACION,

%

1 Monofásico bifilar 36,777 67.97%

2 Monofásico trifilar 37 0.07%

3 Bifásico trifilar 14,403 26.62%

4 Trifásico trifilar 266 0.49%

5 Trifásico tetrafilar 2,626 4.85%

TOTAL 54,109 100.00%

Tabla No. 10. Medidores Instalados

El proponente deberá ceñirse a los programas estipulados en los términos de referencia para el desarrollo del objeto del contrato, igual que su duración y fecha de iniciación. Las actividades relacionadas con el diagnóstico que realice el Contratista, deberán ejecutarse con tecnologías de medición, confrontación, comunicación, captura de datos de última generación que permitan las mínimas suspensiones del servicio de energía eléctrica a los usuarios, obtener los perfiles de carga del usuario bajo mediciones reales en campo, la captura de datos e imágenes en campo deben transmitirse en tiempo real al Centro de Operaciones a través de terminales electrónicos con capacidad de carga, almacenamiento y amplia autonomía para la toma de la información. El software para la comunicación y recepción de la información debe ser amplia, versátil, clara, precisa y veraz. Esta información se debe procesar sobre motores de manejo de bases de datos robustos, confiables, redundantes, de gran capacidad y alta velocidad de procesamiento. Los equipos y el Software que componen el sistema Gestor de Base de Datos (SGBD) deben ser suministrados por el inversionista. Este software debe permitir interoperabilidad con los sistemas de información que posea o que llegare a poseer ENELAR E.S.P. En el evento de requerirse interfaces de comunicación entre los dos sistemas estas estarán a cargo del Contratista. La presentación de las propuestas se deberá efectuar ofreciendo las mejores condiciones técnicas, con una estructura de costos óptima y que sea económicamente viable para ENELAR ESP y sus clientes, de acuerdo con el alcance, condiciones y especificaciones fijadas en el presente documento. La rapidez y eficiencia con que se deberá desarrollar el programa, demanda gran experiencia e iniciativa por parte del oferente.




La programación y ejecución de las actividades que requiera cada programa será bajo la completa responsabilidad y riesgo del CONTRATISTA, una vez sean aprobadas por la interventoría y en coordinación operativa con ENELAR E.S.P., considerando además las acciones que incidan directamente sobre la calidad y continuidad del servicio. El CONTRATISTA deberá presentar el plan de trabajo definitivo dentro de los quince (15) días calendario siguiente a la firma del contrato. A continuación se describen los objetivos específicos de cada actividad.

2. DIAGNOSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL Actividades previas a la ejecución de la normalización: diagnóstico mediante la contrastación de la medida, censo de actualización de los clientes urbanos y revisión de los clientes comerciales a través del programa censos de carga y actualización de las Normas Técnicas de ENELAR E.S.P., con énfasis en el control de las pérdidas.

2.1 Diagnóstico en áreas urbanas mediante la contrastación de la medida El diagnóstico se debe realizar con una detección especializada de irregularidades y anomalías mediante una macromedición testigo con medidor electrónico telemedido transformadores de corriente de núcleo partido y multimedidores de medición electrónica en cada nodo, con conexión a las acometidas mediante transformadores de corriente de núcleo partido, clase 0.5S. Lo anterior, para no suspender el servicio a los clientes y tener un factor sorpresa. Mediante la tecnología anterior, se debe realizar un balance paralelo entre la macromedición, los multimedidores instalados y la comparación con cada cliente para establecer la diferencia de consumos y determinar posibles clientes objetivo de revisión. Los consumos de los clientes deben ser analizados por medio de software especializado para determinar las desviaciones significativas y así determinar los clientes potenciales que se intervendrán fruto de los monitoreos. También debe medir las cargas asociadas al transformador de distribución y todas las variables descritas en las características de los equipos.

Se debe realizar el recorrido desde el arranque del alimentador de la subestación y transformador por transformador hasta el final del circuito en la parte urbana del departamento.

Se deberá tener en cuenta la siguiente información:

Capacidad del transformador.




Cargabilidad del transformador

Revisión técnica del macromedidor de medida directa o semidirecta.

Pérdidas de energía por transformador.

Índice de pérdidas.

Sector geográfico.

Tipo de carga.

Tipo de cliente

Amarre.

Para la instalación de los equipos de diagnóstico electrónico se deberá realizar el siguiente o similar procedimiento:

Instalar un equipo testigo en el macromedidor con transformadores de corriente de núcleo abierto clase 0.5S para comparar el consumo con el actual. El medidor debe ser electrónico clase 0.5 y debe medir hasta 25 variables y contar con modem incorporado y perfil de carga. En cada nodo (poste o apoyo) se debe instalar multimedidores que puedan registrar el consumo de por lo menos 21 usuarios monofásicos o siete trifásicos o todas las combinaciones que puedan surgir. La medición incluye el alumbrado público, los semáforos, amplificadores y demás cargas que pueda tener el circuito. En ningún momento se debe interrumpir el servicio a los clientes, esto para contar con el factor sorpresa. El equipo se debe dejar instalado un promedio de cinco (5) días (incluido un fin de semana) y comparar el consumo con el de cada uno de los usuarios. Con sus resultados se debe determinar las desviaciones graves, moderadas y leves. El equipo debe realizar un balance de carga individual y total, para comparar con el balance actual y determinar las pérdidas reales. La efectividad debe ser mínimo del 95%. Los equipos deben ser totalmente electrónicos y comunicarse entre sí. Mediante un concentrador enviar por GPRS o similar, la información a un software especial que se instalará en los equipos del CONTRATISTA y ENELAR E.S.P., la comunicación de la información contenida en el software del CONTRATISTA debe emigrar a ENELAR E.S.P. a través de archivos planos, para que no se tenga que hacer desarrollos especiales para recibir la información. Después de realizar el diagnóstico por cinco (5) días, se debe trasladar el equipo a otro transformador de distribución. Sí el comercializador lo requiere, se puede dejar el equipo en forma permanente.




2.2 Diagnóstico en áreas rurales mediante medición en media tensión Mediante la instalación de conjuntos móviles compactos o similares de transformadores de corriente y transformadores de potencial, clase 0.5S y 0.5, respectivamente, instalados a medidores de energía de tipo indirecta, con capacidad de almacenamiento y perfil de carga y a donde sea posible comunicación por GPRS, se procederá a medir los circuitos primarios rurales o ramales para establecer indicadores de pérdidas y establecer el diagnóstico para ejecutar las acciones pertinentes a la normalización y recuperación de las pérdidas en las áreas rurales. Esta labor de diagnóstico puede hacerse mediante acciones diferentes a la anteriormente propuesta, siempre y cuando la resultante tenga igual o superiores resultados a los logrados mediante la macromedición en media tensión planteado anteriormente.

2.3 Censo de actualización de los clientes urbanos y revisión de los

clientes comerciales a través del programa censos de carga

2.3.1 Objetivo del censo.

Actualización de la información técnica y comercial obtenida en campo de todos los clientes de la zona urbana y los caseríos del área de influencia de ENELAR E.S.P. y migración al sistema comercial. Lo anterior utilizando terminales portátiles y la toma de registros fotográficos y software.

2.3.2 Objetivos específicos

Identificar los medidores obsoletos o de baja calidad de la medida, actualizar la información básica de los medidores y de los usuarios.

Identificar usuarios o clientes en servicio directo.

Identificar el estado actual de las instalaciones en lo que respecta a la medida: acometida, cajas, medidores, protecciones y puestas a tierra.

Identificar en terreno clientes residenciales, comerciales, oficiales e industriales.

Identificar en terreno clientes comerciales e industriales por actividad económica.

Identificar y depurar cuentas no existentes en el SIC. Ingresar los nuevos usuarios a la base de datos, a fin de incrementar la facturación.

Identificar pérdidas de energía evidentes en el terreno.




Identificar los transformadores existentes, su capacidad y cuales cuentan con macromedición.

Actualizar el vínculo cliente-red- transformador para actualizar el aplicativo SPARD.

Diseñar rutas optimas por barrio para la lectura y reparto de facturas

Actualizar las nomenclaturas viales en el Sistema de Información Geográfica de la empresa, a fin de permitir el cruce de la información con de la base de datos

Eliminar la cartera ficticia de la empresa, mediante la identificación y baja de los predios correspondientes a los inmuebles inexistentes y predios con dobles facturaciones.

2.3.3 Soporte técnico y legal

Se tomará como base y se cumplirá con lo establecido en la última versión de las siguientes normas.

RESOLUCIÓN CREG 097 de 2008.

DECRETOS 387 y 4977 de 2007

RESOLUCIÓN 184 de 2010

RESOLUCIÓN CREG 172 de 2011

REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS. RETIE NORMA NTC 2050.

Lo establecido en el Contrato de Condiciones Uniformes de ENELAR E.S.P.

PLAN DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS PRESENTADO A LA CREG.

PLAN ALTERNATIVO DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS PRESENTADO A ENELAR E.S.P.

2.3.4 Alcances

Desarrollar los trabajos de campo y oficina como levantamiento del censo y la actualización de la información comercial y el vínculo que permita la depuración y normalización de la información que sea útil para hacer análisis para identificar pérdidas de energía, depurar la cartera y actualizar el vínculo cliente-red-transformador para tener balances de energía confiables.

Entregar los resultados obtenidos en cuanto a modificaciones, nuevos ingresos de usuarios al sistema (teniendo en cuenta los requisitos mínimos que debe reunir para poder ingresar al usuario al sistema), actualizaciones, bajas, cambios de zonas, cambios de barrios, nuevas rutas, códigos de rutas, nueva dirección, en el censo y normalización e ingresarlos al Sistema de Información Comercial (SIC) bajo la supervisión de ENELAR E.S.P.




Entregar estadísticas por barrios de las modificaciones, cambios, nuevos ingresos.

Entregar la información de la cartografía y actualizarla en el sistema de información geográfica SPARD bajo la supervisión de ENELAR E.S.P. Los ajustes de la topología de la red que se detecten a lo largo de la ejecución del contrato estarán a cargo del contratista.

La ficha de censo incluirá como mínimo los siguientes datos a actualizar: Datos básicos del usuario:

- Municipio. - Circuito. - Número del transformador al que se encuentra vinculado. - Capacidad en kVA del transformador. - Dirección del predio. - Fotografía del medidor y panorámica del predio. - Identificar sí la dirección ENELAR en el SIC es coherente con la existente. - Nombre propietario o Razón Social - Clase de servicio, residencial comercial, oficial o industrial, construcción o lote. - Actividad económica de los predios donde funcionan comercios e industrias. - Ubicación del medidor, interno o externo. - Número del medidor - Marca y modelo (año) del medidor. - Sí es electromecánico o electrónico. - Número de enteros o decimales. - Sí la instalación se encuentra normalizada o no. - Usuarios fuera de ruta. - Usuarios en servicio directo. - Anomalías visuales en la acometida, el medidor y las instalaciones del cliente. - Predios demolidos. - Tipo de acometida: aérea, subterránea, abierta o concéntrica. - Campo de observaciones.

2.4 Actualización de las Normas Técnicas de ENELAR, con énfasis en el control de pérdidas

2.4.1 Objetivos

Establecer los requisitos para la construcción de las redes del sistema de distribución de ENELAR E.S.P.




Establecer los requisitos mínimos para el diseño y la instalación de acometidas en Baja y Media Tensión, las cajas, armarios y celdas de medida para la medición de energía en los diferentes niveles de tensión, así como las especificaciones de materiales y equipos a utilizar en el departamento de Arauca.

Establecer los requisitos mínimos para estandarizar los procesos de medición y así asegurar la calidad y la seguridad del servicio.

Reducir y en algunos casos eliminar cualquier posibilidad de intervención o manipulación de las instalaciones eléctricas con fines fraudulentos.

Establecer las normas para que su aplicación sea de carácter obligatorio para los ingenieros electricistas o electromecánicos, técnicos electricistas revisores de instalaciones y por los técnicos instaladores de equipos de medida.

Normalizar dentro de su Sistema de Gestión de Calidad las normas diseñadas.

2.4.2 Soporte técnico y legal

Se debe tomar como base y cumplir con lo establecido en la última versión de las siguientes normas.

REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS. RETIE

NORMA NTC 2050.

LAS NORMAS QUE TIENE COMO BASE EN LA ACTUALIDAD ENELAR ESP.

Lo establecido en el Contrato de Condiciones Uniformes de ENELAR E.S.P.

NORMA NTC 2147 (IEC687): Medidores estáticos de energía. Especificaciones metrológicas 0.2s y 0.5s

NORMA NTC 2148 (IEC145): Medidores de energía reactiva.

NORMA NTC 2149 (IEC514) Control de recepción para medidores de energía activa.

NORMA NTC 2288 (IEC521) Medidores de energía activa de corriente alterna clase O.2, 0.5 y 1.

NORMA IEC 687: Medidores estáticos de corriente alterna para energía activa, clase 0.2 y 0.5

NORMA IEC 1268: Medidores estáticos de corriente alterna para energía reactiva, clase 2 y 3.

NORMA IEC 514: Control De Recepción para medidores de energía activa.




NORMA IEC 1036: Medidores estáticos de corriente alterna para energía activa, clase 1.

NUMERAL III DEL APENDICE A DE LA NORMA EEI MSJ-10, NEMA EI20, Para medidores con resistencia a la corrosión clase 1.

NORMA ANSI/IEEE C.37.90.A

NORMA ANSI C12.16

NORMA NTC 307: Cables concéntricos de cobre duro, semiduro y blando para usos eléctricos. (ASTM B-8).

NORMA NTC 359: Alambres de cobre blando o recocido desnudo de sección circular para usos eléctricos. (ASTM B-3).

NORMA NTC1818: Alambrón de cobre laminado en caliente para usos eléctricos. ASTM B 49).

NORMA NTC 2186: Alambres y cables aislados con polietileno reticular termoestable para transmisión y distribución de Energía Eléctrica. (ICEA S 66-524).

NORMA NTC 1099 (ICEA S61-402): Alambres y cables aislados con termoplástico para transmisión y distribución de Energía Eléctrica.

ASTM D-1248 Polyethylene plastics molding and extrusion materials, specification for.

NORMA ICONTEC 2205 (IEC185): transformadores de corriente.

NORMA ICONTEC 2207 (IEC186): TRANSFORMADORES DE TENSIÓN.

NORMAS ICONTEC Y CIDET.

Y todas las demás que apliquen para el diseño de las normas propuestas.

2.4.3 Alcance

Todas las normas deben ser revisadas y actualizadas de acuerdo a la normatividad técnica y legal vigente que se mencionó en el punto anterior.

Redes de distribución Normas para la construcción de redes aéreas y subterráneas en media tensión (34,5 kV y 13,2 kV) y baja tensión (208/120 V, 220/127 V) y para sectores industriales de 440/254 V. Todo lo anterior en el área urbana y rural del área de influencia de ENELAR E.S.P.

Acometidas aéreas o subterráneas en Baja Tensión

Se deben establecer las condiciones sobre instalaciones de acometidas aéreas y subterráneas derivadas de la red secundaria aérea o subterránea y desde transformadores en poste o en centros de distribución.




Acometidas aéreas o subterráneas en Media Tensión Las normas para las acometidas de 13.2kV y 34.5 kV que se alimentaran de la red primaria aérea o subterránea.En esta norma se presenta solamente el montaje de los equipos de medida para estos niveles de tensión, las características de los equipos, las celdas de medida y de las obras civiles requeridas.

Cajas, armarios y celdas de medida Se deben establecer los requisitos mínimos para el suministro e instalación de las cajas para medidores, cajas para equipos de medida en B.T, armarios de medidores y celdas de medida, teniendo en cuenta la normatividad vigente a nivel nacional.

Normas para la instalación de medidores En lo referente a las normas para la instalación de medidores, se deben aplicar las normas vigentes para medidores y equipos auxiliares de medición.

Normas para obras civiles Se tendrán en cuenta las normas vigentes a nivel nacional para las canalizaciones, ductos de acometidas subterráneas, cajas de inspección, tapas de cajas de inspección de Baja y Media tensión, detalles de los ductos, zanjas, rellenos, cruces de vías y especificaciones de obras civiles para instalación de celdas de medida.

Especificaciones de materiales y equipos a utilizar

Se deben entregar las normas para la adquisición de materiales y equipos a utilizar, teniendo en cuenta la normatividad vigente.

2.5 Censo de carga del sector comercial para identificar clientes con desviaciones significativas en el consumo de energía.

2.5.1 Objetivo general

Realizar un censo de la carga instalada a todos los locales, teniendo en cuenta las actividades comerciales más comunes, esto para estimar el consumo mediante estadísticas ya determinadas y compararlo con el consumo histórico para evidenciar las desviaciones significativas del consumo y ubicar pérdidas de energía. Lo anterior en forma muy rápida y mediante la utilización de terminales portátiles con software especializado.




2.5.2 Objetivos específicos

Realizar los censos de carga a todos los locales comerciales.

Durante el censo identificar en forma visual posibles anomalías en la acometida, en la entrada del medidor, en la caja de conexiones, externa en la caja principal y los alrededores del inmueble.

Tomar el registro fotográfico del medidor y su lectura y de la panorámica del inmueble.

Realizar la prueba de consumo instantáneo al medidor para compáralo con la carga que está conectada y funcionando en el momento.

Identificar sí el uso del inmueble es el registrado en el SIC de ENELAR E.S.P. Registro actual.

Realizar el censo de carga de cada uno de los equipos y registrarlo en la terminal.

Enviar en línea la información comercial al SIC.

Ingresar los nuevos usuarios comercial a la base de datos, a fin de incrementar la facturación.

Actualizar la nomenclatura del cliente.

Actualizar el vínculo del cliente comercial a la red y a su respectivo transformador de distribución y al aplicativo SPARD o SCADA.

Posteriormente con la información ingresada en el terreno, el terminal portátil debe realizar la comparación con el consumo histórico del cliente, establecer desviaciones significativas y enviar al SIC. Esto para que se emita una orden de inspección completa y se realice la normalización.

2.5.3 Alcances del programa

Realizar en el terreno el levantamiento de la información comercial y el censo de la carga instalada, siguiendo con los objetivos específicos descritos y transmitirlos en línea al SIC. Mediante el software especializado con el que debe contar el CONTRATISTA, se deben establecer desviaciones significativas mediante la comparación del consumo estimado y el consumo histórico. Se debe entregar un informe de los resultados de consumo obtenidos, destacando las desviaciones significativas (mayores al 30%) para que ENELAR E.S.P. emita las órdenes de inspección y así se realice una revisión completa y la normalización.




Se debe entregar la información de la cartografía e información de la geografía para la actualizar en el SIC.

2.5.4 Datos a levantar

Municipio.

Circuito.

Número del transformador al que se encuentra vinculado.

Capacidad en kVA del transformador.

Dirección del predio.

Georeferenciación.

Fotografía todos los predios. medidor, lectura y panorámica del predio.

Identificar sí la dirección del usuario en el SIC es coherente con la existente.

Nombre propietario o Razón Social

Clase de servicio, residencial comercial, oficial o industrial, construcción o lote.

Actividad económica de los predios donde funcionan comercios e industrias.

Tipo de acometida: aérea, subterránea, abierta o concéntrica.

Ubicación del medidor, interno o externo.

Número del medidor

Marca y modelo (año) del medidor.

Sí es electromecánico o electrónico.

Número de enteros o decimales en la lectura.

Sí la instalación se encuentra normalizada o no.

Usuarios en servicio directo.

Censo o aforo de la carga instalada por tipo de actividad comercial y por factor de utilización.

2.5.5 Características técnicas .

La información se captura en terminales portátiles tipo Palm o PDA.

Los terminales deben contar con un software adecuado para cumplir con los requerimientos.

La transmisión de datos se realiza en línea, es decir en tiempo real.

Contar con la alternativa de hacer descargues manuales de los terminales al SIC.

Contar con una base de datos y un Software Especializado que permita hacer descargues en línea para contar con un respaldo de la información. Bajar a un archivo plano para ingresarlas al SIC para actualizar la información en forma masiva.




Los terminales deben tener la capacidad de tomar fotografías, almacenarlas y enviarlas en línea al SIC.

Las terminales deben contar con geoposicionador para la Georeferenciación de cada uno de los predios.

A los terminales se les debe ingresar los últimos cinco (5) consumos históricos para obtener el promedio y compararlo con el estimado.

La terminal debe cargar la última lectura tomada y la fecha en que fue realizada para que se establezca el consumo proyectado y poder identificar posibles devoluciones de lectura o manipulaciones por parte del lector. Esto también el software lo debe comparar con el consumo estimado.

El programa debe tener en cuenta los siguientes grupos de equipos de acuerdo a sí su utilización es residencial o comercial. En razón a que se encuentran inmuebles comerciales y residenciales que comparten un mismo medidor. Primer grupo: Iluminación equipos de sonido, televisores, ventiladores y monitores (computadores e impresoras). Segundo grupo: equipos de frío tales como aires acondicionados, neveras exhibidoras, neveras caseras y de negocios, congeladores y cuartos fríos. Tercer grupo: equipos de calefacción tales como: Estufas eléctricas, hornos, grecas, cafeteras y equipos de calefacción. Cuarto grupo: maquinaria con motores eléctricos tales como electrobombas, compresores, taladros comerciales, batidoras, trompos, cilindradoras, etc. y equipos de soldadura. Quinto grupos: equipos de baja utilización en tiempo de funcionamiento, aunque en algunos casos pueden tener alta potencia. Estos son Hornos microondas, lavadoras, planchas, secadores de pelo residenciales, licuadoras, Sanducheras residenciales. Olla arrocera. Exprimidor, brilladora, etc.

2.6 Diagnostico Procedimiento sugerido para la instalación

Verificación del funcionamiento del macromedidor actual instalado en el transformador de distribución.

Medición de tensiones de línea y fase y de corrientes para calcular pérdidas técnicas.

Identificación y marcación de las acometidas de los clientes asociados al transformador por cada módulo de diagnóstico a instalar, asignándole un módulo de medida a cada una de las fases.

Instalación de transformadores de corriente de núcleo partido a todos los usuarios.

Telemedición de todos los usuarios y transmisión en línea de la información.




Clasificación de los usuarios de acuerdo a su grado de desviación: Grave, moderada o leve.

Usuarios para revisión con su respectivo balance energético.

Curva de demanda donde se pueda precisar la hora óptima para ejecutar la revisión.

Plano geográfico con la ubicación puntual de los usuarios debidamente georeferenciados y asociados a la información de la base de datos del Spard mp Distribution de ENELAR E.S.P.

Balance energético del transformador determinando las pérdidas totales.

Identificación de las pérdidas técnicas en baja tensión para descontarlas de las pérdidas totales y establecer las pérdidas no técnicas reales.

Identificar balance de cargas por fase en el transformador y en las acometidas de los usuarios.

Identificar la cargabilidad del transformador de distribución.

Proyección de energía eléctrica a recuperar.

Usuarios directos con registro fotográfico y con georeferenciación.

Análisis de consumos ceros.

Análisis de consumo proyectado contra el histórico del sistema comercial.

Total de medidores electromecánicos y obsoletos para determinar pérdidas por precisión y su inminente cambio.

Medición de otras cargas como son: alumbrado público, amplificadores, semáforos, etc.

Software como herramienta de análisis para acceso a la información. 2.7 Levantamiento de información en campo

La información debe ser capturada en terminales portátiles tipo Palm, PDA o Tablet.

Los terminales deben contener un software adecuado para cumplir con los requerimientos.

La transmisión de datos debe realizarse en línea, es decir en tiempo real.

Debe tener la alternativa de hacer descargues manuales de los terminales al Sistema de Información Comercial.

Debe tener la capacidad de recibir las programaciones diarias de órdenes de trabajo.

Debe Realizar el registro de herramientas, equipos, medidores y sellos y hacer el descargue automático a medida que se van utilizando.

Debe contener el inventario de todos los insumos por cuadrilla.

Debe contar con una base de datos en un Software especializado que permita hacer descargues en línea para contar con un respaldo de la información. Esta




debe ser trasladada a un archivo plano para ingresarla al Sistema Comercial de ENELAR E.S.P. para actualizar la información en forma masiva.

Los terminales deben tener capacidad de tomar fotografías, almacenarlas y enviarlas en línea al Sistema de Información Comercial.

Las terminales deben contar con geoposicionador para la Georeferenciación de cada uno de los predios.

A los terminales se les debe ingresar los últimos cinco (5) consumos históricos para obtener el promedio y compararlo con el estimado. La terminal debe llevar la última lectura tomada y la fecha en que fue realizada para que se establezca el consumo proyectado y poder identificar posibles devoluciones de lectura o manipulaciones por parte del lector. El software deberá comparar con el consumo estimado.

Los terminales deben tener la capacidad de recibir información y procesarla para realizar todas las pruebas que se ejecuten en el terreno sin necesidad de recurrir a la calculadora.

3. INFORME DE DIAGNÓSTICO Y NOVEDADES ENCONTRADAS Se deberá realizar la generación de los informes, de manera que haga uso de las variables existentes y así obtener caracterización del comportamiento de los clientes. Esta información será la guía de ruta para el direccionamiento de campañas futuras. Se debe entregar en forma diaria a partir del tercer día de inicio del proceso, un listado de los clientes detectados con calificación bajo, medio y alto, que contenga la energía pérdidas y el porcentaje de pérdidas de cada cliente detectado, y además la hora en la cual se detecta el mayor consumo en el periodo de integración para cada caso, este entregable se realizará vía correo electrónico u otro medio acordado. Los informes que se entregan cada semana, deben contener el fruto de los análisis realizados y detallados de la siguiente forma:

Resultados de los balances en pérdidas por clientes y por transformador.

Estadísticas de clientes con calificaciones leve, moderada y grave.

Estadísticas de clientes por sector de consumo y energía pérdida.

Curvas de consumo de cada cliente con calificación leve, moderada o grave.

Base de datos (Excel) con los clientes identificados por calificaciones, energía

pérdidas y porcentaje de energía pérdidas.

Registro de las lecturas inciales y finales de los clientes por calificación




(Fotos).

Estadísticos de medidores, con caracterización de desviaciones por tipo

de medidor.

Estadísticas de la cargabilidad de transformadores y tipificación de cargas de

acuerdo a la tipo de uso del transformador y su ubicación geográfica.

Estadísticas de clientes por tipo de uso del servicio y en la caso de los clientes

residenciales estadísticas por estrato.

Perfil gráfico de la caracterización del consumo diario del usuario.

4. CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE QUE SE DEBE UTILIZAR EN EL PROGRAMA DE RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS

El CONTRATISTA debe poseer un software para utilizar durante todo el proceso del Plan de Recuperación de Pérdidas de Energía y adelantar todas las actividades inherentes al ejercicio y control de la misión encomendada al Inversionista. Este software lo mantendrá y operará el CONTRATISTA y al terminar el contrato deberá pasar a ser propiedad de ENELAR E.S.P. con las debidas actualizaciones y la capacitación al personal que continúe operándolo. El software debe contener al menos las siguientes características: Este aplicativo debe ser una herramienta informática desarrollada en un ambiente Web que permita dar cumplimiento a los requerimientos de un proyecto Integral (Lectura, Facturación y Reparto, Suspensión y reconexión, Programas de Recuperación de Pérdidas, PQR y Redes), Control de Inventarios, Supervisión y Productividad Operativa. El Sistema de Información para la ejecución y control operativo del proyecto deberá contar con módulos que permitan importar y exportar archivos provenientes del Sistema Comercial. Las estructuras para el cargue y descargue de archivos serán definidas durante la etapa de materialización. Además deberá contar con herramientas de consulta que permitan clasificar órdenes de trabajo, clientes, conservar el registro del material utilizado en la ejecución de la orden y controlar el Inventario del Proyecto por proceso, en almacenes y cuadrillas generando reportes diarios de ejecución y materiales instalados. Asimismo calcular la producción del equipo operativo para luego determinar los incentivos por cumplimiento de metas de producción. A continuación los requisitos mínimos del sistema de Información para la operación del proyecto.




4.1 Carga de archivos provenientes del sistema comercial

a. Archivos de Entrada por Subproceso con la programación de órdenes a

ejecutar

b. Maestro de Clientes

c. Archivos de Recaudo

4.2 Extracción de archivos de resultados

a. Resultados de la operación diaria

b. Materiales Instalados

c. Archivos provenientes de dispositivos móviles

4.3 Entradas manuales de datos

El Sistema debe permitir además hacer entradas manuales de datos, tales como:

creación individual de órdenes, registro de ejecución de órdenes y registro

manual de consumo de materiales.

4.4 Programación y asignación de órdenes de trabajo

El sistema debe permitir programar de forma masiva con base en criterios

variables las órdenes de trabajo y asignarlas a las cuadrillas.

4.5 Herramientas de auditoría para controlar el cargue de archivos

El sistema deberá permitir ejercer las labores de auditoría para ejercer el control

de cargue de archivos.

4.6 Tipificación de órdenes de trabajo

El Sistema deberá permitir la creación de un número indeterminado de Tipos de

Ordenes.

4.7 Clasificación de las órdenes

Permitir la clasificación de órdenes por municipio, barrio, circuitos y centros de

distribución.




4.8 Clasificación de clientes

El Sistema debe permitir clasificar los clientes en urbanos y rurales.

4.9 Registros de resultados

Los resultados de la ejecución podrán ser sincronizados desde dispositivos móviles o en su defecto mediante el registro manual de los datos de ejecución como actividades ejecutadas, material instalado, anomalías detectadas y actualización de datos comerciales, entre otros.

4.10 Soportes digitales

Para facilitar la consulta y verificación de datos el Sistema debe asociar los soportes digitales a la ejecución de la orden. Los soportes digitales son las actas de ejecución escaneadas. Cada orden deberá contar con su respectivo soporte digital el cual estará compuesto por el acta de ejecución, fotos y otros documentos que podrán ser anexados por el técnico.

4.11 Liquidación de actividades y productividad operativa

El sistema deberá calcular el puntaje o valor asociado a las actividades realizadas en un periodo por proceso, zona de ejecución y cuadrilla. Además, deberá calcular la energía recuperada en un periodo y realizar comparativos basados en cumplimiento de metas. Se debe permitir la validación del indicador de pérdidas a partir de la información del Sistema de información Comercial – SIC de ENELAR E.S.P. Para efectos de cuantificar la energía recuperada se debe excluir las pérdidas técnicas derivadas de mejoramiento de infraestructura eléctrica construida por ENELAR E.S.P. 4.12 Control de producción por cuadrillas

El Software debe permitir medir la producción individual de cada cuadrilla con respecto a una meta de producción y de recuperación de energía que puede variar según el mes de ejecución. Para facilitar el análisis de resultados a cada valor liquidado el sistema le asociará su correspondiente soporte de órdenes. 4.13 Seguimiento de cuadrillas mediante el uso de GPS




El Software debe contar con una herramienta para visualizar la última ubicación reportada por la cuadrilla o el recorrido realizado por la misma. 4.14 Inspecciones de calidad

El sistema deberá permitir programar inspecciones de calidad basadas en la ejecucion previa de las ordenes de trabajo; conservar los registros de resultado de la inspeccion y tabularlos. Asimismo, por cada caso se deberá conservar soporte digital. 4.15 Control de materiales

El Sistema deberá contener herramientas de gestion y control de inventarios Debe permitir conservar y controlar :

Compras

Suministros hechos por ENELAR E.S.P.

Devoluciones

Asignaciones a cuadrillas

Registros de consumo de material

Seguimiento a la trazabilidad del material seriado

Control de rotacion de material seriado

Estado de material seriado

Unidades constructivas asociadas al resultado de la ejecución

Control de inventario por Zona

Control de inventario por Cuadrilla

Estado de Consumos.

4.16 Módulo de procesos administrativos Con el fin de lograr el cobro de la energía dejada de facturar (reintegro de cinco meses) establecido por la ley y disminuir la posibilidad de errores por la no aplicación del debido proceso se requiere que el software cuente con un módulo que contenga lo siguiente:

Actas levantadas en terreno.

Soporte de las actas

Medidores enviados al laboratorio en custodia.




Tiempos de vencimiento y alertas.

Notificaciones.

Presentaciones

Recursos de reposición

Casos entregados a la Superintendencia de de Servicios Públicos y su

documentación completa y bien diligenciada.mediante listas de chequeo.

Elaboración de oficios.

4.17 Módulo de control de resultados

Cálculo de los anteriores valores por nivel de tensión, por municipios, por

subestaciones y por circuitos.

Cálculo de balances por transformador (macromedición), con información. Con el fin de lograr que los resultados logrados permanezcan en el tiempo, el software debe contar con un módulo que permita hacer los seguimientos. Para tal fin deberá contar como mínimo con:

Calculo del nivel de pérdidas totales del sistema de distribución mes a

mes y año corrido, pérdidas móviles (indicador).

Del sistema comercial, con información traida del terreno o por la

entregada por el sistema de medición centralizada y diagnóstico.

Alertas para transformadores de altas pérdidas.

Control y seguimiento de clientes inspeccionados y normalizados

encontrados sin anomalía y con anomalía.

Desviaciones significativas por análisis entre el consumo estimado en

terreno y los consumos mensuales.

Seguimiento especial a clientes comerciles y grandes consumidores

(consumos mayores a 2.500 kWh/mes).

4.18 Módulo especial para cálculo de facturación del modelo propuesto en la presente oferta

Incremento del consumo por cliente normalizado e incremento total de las

ventas cada mes.

Disminución de la energía comprada para el cliente y disminución total de

compras cada mes.




Cobro de materiales suministrados a los clientes. Pagos de contado y

financiaciones.

Energía recuperada por consumos dejados de registrar es decir los

reintegros establecido por ley (cinco meses).

Dinero efectivamente recaudado por concepto de energía recuperada.

Con los anteriores valores, el sistema debe establecer los valores que se

deben consignar en la FIDUCIA, para repartir entre el INVERSIONISTA y

ENELAR E.S.P.

El sistema deberá estar desarrollado en un entorno Web e instalada en un Servidor con capacidad suficiente para almacenar todos los soportes digitales de las operaciones realizadas y un número aproximado de 100 conexiones simultáneas. El sistema podrá ser consultado desde cualquier lugar que tenga acceso a internet, por lo cual el CONTRATISTA deberá contar con los sistemas de seguridad necesarios para garantizar la continuidad del servicio. El software deberá contar con perfiles y log de operaciones que permitan

controlar el acceso a los datos.

4.19 Módulo para la administración del parque automotor El sistema debera permitir conservar los registros de mantenimiento, gastos por vehículo, renovación de polizas, datos del conductor entre otros. Además alertar sobre el vencimiento de la documentacion obligatoria, de los mantenimientos programados y los soportes digitales de todos los documentos. 4.20 Microinformática y comunicaciones

Canal de Internet Dedicado de Mínimo 2 Mbps.

Servicio de Internet de banda ancha de mínimo 3 Mbps (como respaldo)

Red LAN con cableado estructurado categoria mínima 5E

Los puntos de red deberán estar identificados en los puestos de trabajo y en

el patch panel.

Equipos de red necesarios para garantizar la operatividad de la Red Local

(Switches, Routers, Puntos de Acceso Inalámbrico)

Equipos de computo con procesadores como minimo Core i5, Memoria RAM

de 6 Gb y Disco Duro de 400 Gb.




A la terminación del contrato, el Software y Hardware pasarán a ser

propiedad de ENELAR E.S.P

5. EJECUCIÓN PREVIA DEL PROGRAMA SPARD® MP DISTRIBUTION PARA OBTENER PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS

Para poder determinar las pérdidas técnicas y no técnicas el CONTRATISTA preparará y dispondrá del personal, hardware y licencia de software necesario para ejecutar el programa SPARD® mp Distribution, única y exclusivamente para los fines concernientes a procesar la información disponible para obtener por transformador de distribución y por alimentador las pérdidas técnicas y no técnicas que le permita visualizar el nivel de pérdidas en que se encuentra después de las correcciones de amarres, balanceo de fases, actualización del vínculo cliente-transformador-circuito y demás información proveniente del cargue en línea resultado del Informe de Diagnóstico y Novedades Encontradas y transmitidas al sistema de información comercial, SIC. En el caso o evento de que el transformador de distribución de energía no disponga o esté en mal estado el macromedidor, el CONTRATISTA deberá, previo a efectuar el procedimiento del párrafo anterior, proceder a instalar el macromedidor con todos sus accesorios y de acuerdo a las especificaciones que para estos equipos quedará consignada en este documento. Después de transcurrido un lapso de tiempo que se determinará conjuntamente con la interventoría y que brinde la suficiente solidez de análisis, se procederá a determinar mediante el corrimiento del software las pérdidas técnicas y no técnicas. Todos los gastos imputables a esta actividad, así como los consumibles, disposición de equipos de computación, impresión, comunicación, cargue de información y procesos son de responsabilidad del CONTRATISTA.

6. NORMALIZACIÓN SELECTIVA*

6.1 Normalizaciones de acometidas y medidores

Sobre la base de los resultados y recomendaciones del diagnóstico mediante contrastación de la medida, inspección liviana e inspección completa, la macromedición, el balance energético por circuito y por zona y de un análisis previo en terreno a las zonas a gestionar con el fin de planificar las actividades a desarrollar, se deben identificar y efectuar las normalizaciones y a las instalaciones




del servicio de energía de los clientes y corregir las irregularidades en el terreno, ya sean clientes o usuarios, regulados o no regulados del sistema de distribución de energía de ENELAR ESP, ubicados en los municipios deldepartamento de Arauca, llevando a cabo todas las acciones pertinentes para normalizar o corregir las anomalías e irregularidades encontradas. Para el pago de todas las actividades desarrolladas dentro de este marco general, sólo se tendrán en cuenta aquéllas que se encuentren debidamente justificadas y ejecutadas dentro del objetivo del proyecto de recuperación de energía de ENELAR ESP, cuyas metas se están establecidas en el presente documento. Se realizarán las revisiones integrales livianas y completas a partir del diagnóstico mediante contrastación de la medida y los análisis de preselección de clientes, balance energético a nivel de macromedidor, y circuito que se consideren necesarios, y podrán ser suministrados por la dirección de recuperación de energía de ENELAR ESP o pueden ser levantados directamente por el CONTRATISTA con la respectiva aprobación de la interventoría o ENELAR ESP Las revisiones integrales de acometidas y medidores se realizarán de acuerdo a los procedimientos establecidos por ENELAR ESP Los formatos de entrega, las PDA e impresora y la información necesaria serán suministrados por el CONTRATISTA. Antes de iniciar la ejecución del programa, se deberá divulgar y coordinar el desarrollo del mismo con las autoridades y representantes locales de la comunidad a fin de optimizar el mismo y evitar inconvenientes como consecuencia de desinformación de los usuarios. Así mismo, para el desarrollo de los trabajos se tendrá en cuenta lo dispuesto por ley 142 de 1994 y las resoluciones CREG 070 de mayo de 1998, CREG 108 de julio de 1997 y circular interna 011 de 2004 emitida por la SSP, principalmente en lo que tiene que ver con los derechos de los usuarios y el cuidado y mantenimiento que estos deben ejercer sobre los aparatos de medición, acometida e instalaciones internas.

6.2 Normalización, cambio o instalación de medidores

Como producto del diagnóstico por contrastación de la medida, las revisiones integrales livianas y completas y con aprobación de la interventoría, se normalizarán las instalaciones y/o cambiarán los medidores de energía encontrados con anomalías producidas por intervenciones que alteran su correcto funcionamiento y se instalarán los medidores de energía en donde se requiera. Todos los medidores electromecánicos o de inducción que hayan cumplido su vida útil o sean portadores de anomalías serán reemplazados por medidores electrónicos, clase 1, con pantalla LCD, para los estratos residenciales, comerciales con medida directa y oficiales de




medida directa, por equipos con indicadores de fraude, en la medida que la tecnología disponible en el mercado lo permita. Por ningún motivo se podrá cambiar una acometida que no tenga una irregularidad evidente y debidamente comprobada. En aquellos casos en que se requiera el envío del medidor a laboratorio de calibración para verificar su normal funcionamiento, el CONTRATISTA deberá dejar instalado un medidor de respaldo durante el tiempo que dure la respectiva revisión. Por ningún motivo se deberán dejar clientes sin medidor instalado y en correcto funcionamiento. El oferente debe incluir en su propuesta el suministro de los medidores, acometidas y todos los materiales que se requieran, para lo cual deberá adjuntar los precios unitarios de acuerdo al Formulario Nos. 7 y 8 y la capacidad de suministro mensual, adjuntando las cartas de compromiso de los proveedores que le acompañen en este proceso. Los medidores suministrados por el CONTRATISTA deben cumplir las Normas NTC 2288 para medidores electrónicos. Los sellos que se retiren de las borneras de los medidores durante las revisiones, deberán ser devueltos debidamente relacionados y embalados a la Empresa, semanalmente. En las zonas rurales donde existen transformadores monofásicos de distribución con tensión en el secundario 240/120 V y los consumos estén siendo medidos mediante medidores bifásicos trifilares, estos medidores deben ser cambiados por medidores electrónicos monofásicos trifilares 240/120 V, clase 1.

6.3 Legalización de usuarios

Este programa desarrollará las actividades propias para la legalización de usuarios. Este programa, está enfocado a legalizar los usuarios que actualmente cuentan con servicio directo de energía, de tal manera que pasen de la categoría de usuarios a la categoría de clientes de ENELAR ESP La actividad básica de este programa es la de normalizar las conexiones de acometidas de los usuarios que se encuentren con servicio directo (sin medidor), a los cuales se les realiza la instalación de acometidas antifraude, caja de medición y sus aditamentos de conexión,(cuando se encuentren en mal estado), el suministro y conexión del medidor. El oferente debe incluir estas actividades en un plan de acercamiento con la comunidad. La normalización de usuarios se utilizará de




acuerdo a las Normas de Construcción que la empresa aplique y a las necesidades de las instalaciones encontradas. El CONTRATISTA cambiará, donde sea necesario, parcial o totalmente la acometida, los conectores, el aislador de carrete, el medidor de energía, las protecciones, la caja de la medición y la varilla a tierra con su aterrizaje, en el caso que se requiera para la normalización de la medición, de acuerdo con las Normas previstas y el visto bueno de la interventoría y del cliente. El CONTRATISTA será responsable del retiro de escombros y materiales sobrantes, garantizando una completa limpieza en las áreas de trabajo. Los materiales retirados del predio por efectos de los trabajos realizados por el CONTRATISTA, deberán ser entregados en su totalidad al cliente, siempre y cuando sean de propiedad del mismo. El material nuevo sobrante de las obras ejecutadas deberá ser devuelto debidamente relacionado y embalado a la Empresa a más tardar a la semana siguiente. El CONTRATISTA deberá presentar una metodología detallada basada en su experiencia para la normalización de las instalaciones, teniendo en cuenta los procedimientos, instructivos y manuales de la ENELAR ESP, la cual deberá ser entregado a la empresa para su aval dentro de los primeros quince días hábiles a partir del acta de inicio. El oferente debe incluir en su propuesta el suministro de medidores electrónicos con pantalla LCD y demás materiales necesarios para la legalización de usuarios, para lo cual deberá incorporarlos a los precios unitarios ofertados en el Formulario No. 7. Se establecerá un plan de ejecución de la normalización técnica en las instalaciones de usuarios en forma sectorizada en coordinación con la interventoría y de acuerdo a los resultados de la Macromedición y resultados del corrimiento del SPARD mp Distribution. La verificación en campo y proceso de acercamiento al cliente para obtener las autorizaciones requeridas para la normalización de las instalaciones, la aceptación de los costos causados y la forma de pago, correrá por cuenta del CONTRATISTA. Además del alistamiento de los materiales, incluida su selección y bodegaje, antes de llevarlos al sitio de instalación; el transporte tanto de personal como de equipos y materiales al sitio de la instalación; las obras civiles necesarias para la instalación de la acometida, cajas y medidores, y en caso de que se presenten acabados de lujo en pisos o fachadas, el CONTRATISTA deberá negociarlos previamente con el cliente. Será responsabilidad del CONTRATISTA presentar ante las oficinas de ENELAR ESP, en Arauca, todas las actas y con especial atención las de irregularidades




encontradas, para que esta siga el procedimiento correspondiente a más tardar a los 7 días calendario siguientes. El oferente debe incluir cada una de estas actividades en los precios unitarios de su propuesta de acuerdo a los Formularios Nos. 7 y 8 y no podrá exigir otro pago diferente por la realización de las mismas. En el evento que se presenten actividades que no fueron contemplados en los ítems de los precios propuestos, se deberá solicitar al Interventor que designe ENELAR ESP, su aprobación, adjuntando el correspondiente análisis de precios unitarios. El CONTRATISTA deberá contar con stock de materiales y equipos suficientes que garanticen la operación y la ejecución normal del trabajo mínimo de dos semanas. Los materiales suministrados deberán concordar con los ofrecidos en la propuesta.

6.4 Revisiones integrales de acometidas, medidores y grupo de medida de

clientes destacados y grandes clientes con medida semidirecta e indirecta

Sobre la base de los resultados diagnóstico mediante contrastación de la medida o preselección, macromedición, el balance energético por circuito y por zona y de un análisis previo en terreno a las zonas a gestionar, el CONTRATISTA coordinará con ENELAR ESP las visitas a los clientes con medida semidirecta e indirecta y en donde el mismo deberá identificar y efectuar inspecciones a las instalaciones del servicio de energía del sistema de distribución de energía de ENELAR ESP, ubicados en los municipios del departamento de Arauca, llevando a cabo todas las acciones pertinentes para normalizar o corregir las anomalías e irregularidades encontradas. Para el pago de todas las actividades desarrolladas dentro de este marco general, solo se tendrán en cuenta aquellas que se encuentren debidamente justificadas y ejecutadas dentro del objetivo del proyecto de recuperación de energía de ENELAR ESP, cuyas metas se encuentran establecidas en el presente documento. Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar en el Formulario No. 7. Nota: En caso de que cualquier personal del CONTRATISTA sea detectado realizando actividades ilegales contempladas en la defraudación de fluidos que reza la Ley 142, este debe proceder a demandarlo civil y penalmente.

6.5 Ingreso y realización de actualizaciones de órdenes de trabajo




Las actividades realizadas por el CONTRATISTA deben ser ingresadas a los sistemas de información de la ENELAR ESP en los plazos y en los formatos que se acordarán en actas.Así mismo, las actividades derivadas de las órdenes de trabajo de preselección de clientes, revisiones, normalizaciones y legalizaciones de instalaciones de clientes y usuarios, deben ser contempladas y especificadas en la propuesta. Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar en los Formularios Nos. 7 y 8.

6.6 Realización de las labores de suspensión, corte, seguimiento, reconexión y reinstalación según indicaciones de ENELAR ESP

El CONTRATISTA seleccionado debe efectuar las labores de suspensión, corte, seguimiento, reconexión del servició de energía y la reinstalación de medidores según indicaciones de ENELAR ESP, a aquellos clientes o usuarios que durante las labores de recuperación de energía sean encontrados con dos o más facturas vencidas, previa autorización de la Dirección Comercial de ENELAR ESP.Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar los Formularios Nos. 7 y 8 Así mismo el CONTRATISTA debe incluir la suspensión y corte del servicio en la red de media tensión y de baja tensión de clientes y reflejar el costo de esta actividad en el Formulario 7, en el retiro y desmonte de estructuras en red de baja y media tensión.

6.7 Apoyo y sustanciación las actuaciones administrativas y las

necesarias para la judicialización de usuarios o clientes con irregularidad detectada

El CONTRATISTA seleccionado debe apoyar y sustanciar las actuaciones administrativas y las necesarias para la judicialización de usuarios o clientes con irregularidad, manteniendo una copia propia de todas las actas, fotografías formatos y documentos manejados en el proyecto y que sean necesarios para los procesos administrativos.

6.8 Mantenimiento de la macromedición actual y el suministro, montaje e

instalación de nueva macromedición fija electrónica y telemedida

El CONTRATISTA seleccionado debe realizar el mantenimiento de la macromedición actual y el suministro, montaje e instalación de nueva macromedición fija en los transformadores de distribución que solicite ENELAR ESP y debe tener en cuenta lo indicado más adelante en este punto. Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar en los Formulario 7 y 8.




6.9 Especificaciones mínimas exigidas para los macromedidores, equipos de medida semidirecta de usuarios y medida indirecta de usuarios para la nueva macromedición, medición semidirecta e indirecta fija electrónica y telemedida

Los equipos para la macromedición, medición de semidirecta e indirecta de usuarios que se reemplacen o instalen a partir del desarrollo del contrato, el CONTRATISTA resultado de este proceso de selección debe suministrar e instalar, poner en funcionamiento, utilizar, controlar los equipos durante el período del contrato y cumplir con las siguientes mínimas especificaciones técnicas generales:

Medidor de energía trifásico

Voltaje: 3x57.5/100…. 3x277/488 V

Corriente: 1.5(6) A.

Clase: 0.5 S

Frecuencia: 60 Hz

Constante de impulsos: xxxxx imp/kWh

Corriente de arranque: ≤0.002Ib

Consumo: ≤ 2 VA, ≤0.5 W

Temperatura ambiente:-20ºc a 70ºc

Transmisión de datos: Modem GPRS integrado

A través del display LCD debe permitir la lectura de los siguientes datos de operación:

Fecha de medida

Tiempo de medida

Total energía activa

Total energía reactiva

Voltaje de la fase A

Voltaje de la fase B

Voltaje de la fase C

Corriente de la fase A

Corriente de la fase B

Corriente de la fase C

Potencia activa en la fase A

Potencia activa en la fase B

Potencia activa en la fase C




En archivo tipo TXT o similar debe enviar a través de la transmisión de datos o Modem GPRS, programable o ajustable para envío cada 15, 30 o 60 minutos de:

1 Fecha 2 Número de serial del medidor 3 Total de energía activa, kWh 4 Total de energía reactiva, kVArh 5 Voltaje de la fase A 6 Voltaje de la fase B 7 Voltaje de la fase C 8 Corriente de la fase A 9 Corriente de la fase B 10 Corriente de la fase C 11 Frecuencia, Hz 12 Energía activa de la fase A, kWh 13 Energía activa de la fase B, kWh 14 Energía activa de la fase C, kWh 15 Energía reactiva de la fase A, kVArh 16 Energía reactiva de la fase B, kVArh 17 Energía reactiva de la fase C, kVArh 18 Potencia activa en la fase A, kW 19 Potencia activa en la fase B, kW 20 Potencia activa en la fase C, kW 21 Relación de los CT 22 Factor de potencia de la fase A 23 Factor de potencia de la fase B 24 Factor de potencia de la fase C 25 Demanda máxima

Ubicación del sitio en donde se va instalar o hacerle el mantenimiento al macromedidor Para el caso de una nueva instalación de macromedidor se debe realizar una visita antes de realizar la maniobra en las horas de la noche entre las 6 y las 10 p.m., con el fin de recolectar la información necesaria para calcular el tipo de macromedidor a instalar (de medida directa o semidirecta) y confrontar el dato del número de clientes suministrado por facturación y la carga por fases a la salida del transformador. Esta operación se hace una única vez para poder seleccionar el macromedidor y los TC’s adecuados a la situación encontrada. De estar ubicado el transformador en un condominio o sitio de descanso ocasional o




estacional se debe exceptuar lo anterior y calcular el tipo de macromedidor con los consumos de la demanda máxima por mes calculada por el(los) cliente(s) asociados al transformador. Seleccionado el transformador a macromedir o a revisar por parte Dirección de Recuperación de Energía o por el CONTRATISTA previo visto bueno de la interventoría y de ENELAR ESP, este procede a enviar un comunicado con una programación semanal informando al Coordinador Técnico de la empresa encargado de la zona y a la Dirección de Recuperación de energía. En el comunicado se informa acerca del tipo de maniobra a efectuarse, del personal, de los recursos dispuestos para efectuarla, y de las acciones a ejecutar en la maniobra y la fecha de programación. Está maniobra se realizara una vez entregada la respuesta de aprobación del Coordinador de la zona de ENELAR ESP.

Información básica a levantar en la inspección y revisión de macromedición Los siguientes datos deben ser levantados en terreno como parte de la revisión al macromedidor. Dato transformador de distribución Nodo Circuito Municipio Dirección kVA Serie Marca Año fabricación Fases Otros Datos equipo de medida instalado Serie macromedidor Marca macromedidor Tipo de medida Año de Fabricación Fases macromedidor Clase del medidor kWh registrados Marca de transformadores de corriente




Relación de transformadores de corriente Factor de transformación Serie TC1 Serie TC2 Serie TC3 Otros

Aspectos básicos de la inspección y revisión de macromedición A continuación se muestran las posibles anomalías que pueden ser encontradas en la revisión de la macromedición y que deben ser tenidas en cuenta para realizar las labores de mantenimiento. Posibles anomalías transformador de distribución Escape de aceite Daño en bajantes Daño en bornes Transformador con tierra energizada Transformador fuera de servicio/retirado Otras Posibles anomalías equipo de medida Macromedidor con conexión defectuosa Macromedidor quemado/fuera servicio/dañado Macromedidor no encontrado/retirado TC's mal instalados TC's dañados/quemados TC's retirados Daño en bajantes hacia el macromedidor Caja de macromedidor en mal estado Caja de macromedidor sin tornillo de ajuste Posibles acciones correctivas Solicitud de reemplazo del transformador de distribución a ENELAR ESP Solicitud de reemplazo de bajantes del transformador a ENELAR ESP Solicitud de instalación de puesta a tierra del transformador de distribución a

ENELAR ESP Reconexión del equipo de medida Reemplazo del macromedidor Inspección y pruebas al equipo de medida Instalación de equipo de medida Reinstalación de transformadores de corriente




Reemplazo de transformadores de corriente Reemplazo de caja de policarbonato Reemplazo de bajantes hacia el macromedidor

Preparación del material y recursos necesarios para instalar o reparar el macromedidor por parte del CONTRATISTA

Como actividad previa a la salida al campo para instalación del macromedidor se deben realizar las tareas de alistamiento de los materiales, equipos y recursos necesarios en la sede o bodega del CONTRATISTA. Antes de salir a ejecutar la maniobra se debe contar con lo siguiente: Zunchadora Cinta Bandit 5/8 metros necesarios Tubería 1", o 1 1/2" o superior, (metros necesarios) Capacetes de 1", o 1 1/2" o superior Cable No. 2 , 1/0, 2/0 AWG, u otro (metros necesarios) Cable multiconductor 7x12 AWG u otro Caja de herramientas (alicates, seguetas, destornilladores, cinta aislante,

juego de copas, brocas, etc.) Equipo de liniero (pretales, cinturones, uniforme, guantes dieléctricos, botas

dieléctricas, casco dieléctrico, gafas con filtro UV, etc.) Equipo de electricista (uniforme, planillas, esferos, lápices, guantes

dieléctricos, botas dieléctricas, casco, PDA, etc.) Escalera de dos cuerpos Caja en policarbonato donde se instala el macromedidor Macromedidor (se debe revisar qué tipo es el apropiado) Transformadores de corriente (de ser necesarios) Pinza voltiamperimétrica de media tensión, Pinza para medir potencia, energía, factor de potencia, voltaje, amperaje, etc. Puesta a tierra temporal con cable de 5 puntas (preferible tipo caimán) Pértigas Cinta para demarcar la zona o aviso Cinta auto fundente para empalmes Prensaestopas de 1", 1 1/2" Silicona en tubos Tuercas y contratuercas Conectores bimetálicos Amarres plásticos TC’s probados en oficina y bodega de ser el caso Otros que se estimen necesarios Medios de transporte de personal y materiales




Instalación del macromedidor en el sitio designado

Para ejecutar la maniobra de instalación del macromedidor y los TC’s, se debe proceder a: Verificar que el sitio de la instalación es el correcto y que el transformador

está conforme a la información suministrada del mismo. Además, se debe observar y validar las condiciones de trabajo antes de efectuar la maniobra siguiendo las normas de seguridad ocupacional, y se debe delimitar el área de trabajo.

Validado lo anterior se procede a tomar las medidas de corriente y voltaje en la red de baja que sale del secundario del transformador

Se desconecta la alimentación del circuito primario (red de media tensión) del transformador involucrado, a través de las pértigas.

Se prueba la ausencia de tensión y se aterriza la línea de baja tensión creando un puente entre las fases y utilizando la puesta a tierra provisional

Se instalan TC’s y todo el cableado de control de ser el caso Se procede a abrirle los huecos a la caja para después entrar la cinta bandit

apropiada, se arma el macromedidor dentro de la caja, ajustándolo y fijándolo firmemente a la caja

Se monta el macromedidor en el poste y se conectan los cables de los TC’s al mismo de ser el caso

Todo cable debe estar dentro de tubería exceptuando los cables de las señales de los TC’s que irán por su propia tubería

De instalar un macromedidor de medida directa se cambiará el cableado de las bajantes del transformador y se conectará al macromedidor y de este a la red de baja. Se debe tener en cuenta que el cableado entre macromedidor y transformador para este caso siempre debe ir por la ductería apropiada, señales de tensión y corriente por ductería de ½” pulgada y la red de baja por otra tubería de ser el caso

Pruebas al macromedidor post instalación Realizada la instalación del macromedidor se hace un chequeo de las instalaciones verificando las conexiones y sujeciones. Se procede a energizar el transformador y a tomar los datos de lectura del macromedidor y registrar los materiales montados y desmontados Se hace la prueba de integración del macromedidor. Y se registran los datos en el acta de instalación y/o revisión y en el acta de instalación de materiales.




Balances de energía de transformadores en campo y en oficina Instalado el macromedidor en el transformador, el CONTRATISTA debe hacer los balances de energía que le permitan determinar las pérdidas de energía como mínimo a los 15 días calendario de intervenido el transformador. De los datos arrojados en el balance se debe emprender las acciones necesarias encaminadas a la reducción y control del índice de pérdidas. Para el cálculo se deben tomar las lecturas del macromedidor, de los medidores de los clientes asociados, tener en cuenta en el cálculo de las luminarias asociadas y de todas las pérdidas técnicas y no técnicas asociadas. La herramienta de cálculo puede ser un software propio o suministrado por ENELAR ESP Realizado lo anterior el CONTRATISTA deberá entregar los reportes para actualizar la información de las novedades encontradas en el software de gestión SPARD y SIC.

Finalmente este trabajo se debe realizar con todos las medidas de seguridad, dado que en caso de afectación de los equipos, redes e infraestructura de ENELAR ESP por parte del CONTRATISTA, a este le serán cobrados los daños y perjuicios derivados de estas acciones.

6.10 Realización del análisis del balance de corriente por fases a la salida del transformador y realizacióndel balanceo de cargas mediante el cambio de fases de las acometidas de los clientes vinculados a las redes de baja tensión

El CONTRATISTA debe realizar el análisis del balance de corriente por fases a la salida del transformador y realizar el balanceo de cargas mediante el cambio de fases de las acometidas de los clientes vinculados a las redes de baja tensión del transformador objeto, buscando obtener un desequilibrio menor al 15 % calculado mediante promedio ponderado menor entre todas las fases, medido a la salida de los bornes del transformador intervenido y debidamente probado entre las 6 p.m. y las 9 p.m. Las mediciones de corriente para realizar el balanceo se deben tomar en las horas pico entre las 6 a.m. y las 7:30 a.m. o entre las 10:30 a.m. y las 12:30 p.m. o entre las 6 p.m. y las 9 p.m. Para el caso anterior se deben ofertar dos tipos de toma de medidas, una con pinzas voltiamperimétricas y otra con analizador de red con perfil de carga. Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar en el respectivo formulario.

6.11 Medida centralizada




El CONTRATISTA deberá hacer el ofrecimiento, suministrar, instalar, controlar y operar por el término del contrato de la tecnología más apropiada para la medición centralizada compuesta por medidores de energía clase 1, display para el usuario, con comunicación mediante radiofrecuencia u otras opciones comprobadas y que garanticen una transmisión de datos confiable, real, rápida y limpia entre el medidor y el usuario y el medidor y el equipo concentrador. La comunicación entre el concentrador y la central deberá hacerse vía GPRS, o equivalente y deberá quedar disponible un puerto para a futuro poder hacer la transmisión a través de fibra óptica. La cantidad de medidores a usuarios o suscriptores que deben instalar, poner en funcionamiento y operar en el proyecto no debe ser inferior al 20% de los usuarios totales a junio de 2013 o un 30.5% de los usuarios urbanos a esa misma fecha y estará dirigida a las áreas urbanas de elevados indicadores de pérdidas o de difícil control de las mismas. Dentro de las características y especificaciones mínimas de los medidores deben ser:

Voltaje : 110 ± 15%, o´ 2x208/120 ±15%, o´ 3X208/120± 15%

Corriente: 5(100) A

Frecuencia: 60 Hz

Clase de exactitud: 1%

Tipo de display: LCD

Consumo de potencia: < 1W

Corriente de arranque: 0.4%Ib

Comunicación: Radiofrecuencia y/o PLC o equivalente

Salidas digitales: Detección de apertura de tapa y salida de datos al display remoto

Valores agregados: Otros posibles

Las especificaciones mínimas para las cajas para los medidores de medida centralizada son:

Voltaje de trabajo 3x127/220V

Grado de protección: ≥ IP65

Resistencia al impacto: ≥ IK09

Orificios: Para cables de acometidas del No 2 al No 8 AWG

Seguridad antimanipulación:




La medida centralizada debe cumplir con todas las especificaciones establecidas en la Norma ET-927 de Codensa. La medida centralizada debe quedar con la opción de efectuar recargas del sistema prepago, para la compra anticipada del servicio de energía eléctrica y su corte automático una vez cubierto el consumo prepagado Cada una de las cajas para medidores de medida centralizada debe contener capacidad mínima para 10 medidores y debe interrumpir el servicio de energía a todos los clientes asociados a esa caja. Cada medidor de medida centralizada debe tener limitador de corriente al cliente. Debe montarse un concentrador de medida centralizada por cada transformador de distribución con capacidad mínima de 200 cuentas.

6.12 Realización de la normalización de las redes de media y baja tensión

ENELAR ESP tiene como objeto en este programa el normalizar y cambiar redes de clientes y usuarios que presentan reconexiones no autorizadas, redes abiertas vulnerables, clientes reincidentes, clientes con alta cartera, reconfiguración de centros de carga, etc. El CONTRATISTA seleccionado deberá realizar la normalización de las redes de media y baja tensión que le indique ENELAR ESP o que proponga él mismo previo visto bueno de la interventoría, y que conlleva las siguientes actividades: el diseño, la logística, instalación o adecuación de las redes de distribución en media y baja tensión de energía eléctrica y el cambio de red secundaria abierta por red trenzada, previa realización de un estudio técnico - financiero que garantice el retorno de la inversión a ENELAR ESP en un plazo inferior a 2 años y el cual deberá estar debidamente avalado por la empresa y la interventoría. Las adecuaciones, normalizaciones o cambios de redes se ceñirán a las normas de ENELAR E.S.P. o el IPSE. Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar en el Anexo correspondiente. El límite inferior para la estimación de cambios a red trenzada en BT será de 150 transformadores de distribución. En las zonas rurales con altas pérdidas de energía se podrán implementar redes secundarias desde el transformador al usuario en red trenzada o cable concéntrico con bornes de transformador aislados mediante capuchones poliméricos o cualquier otra acción experimentada y con resultados en control de pérdidas efectivos.

Estudio Técnico - Financiero




Este estudio es el componente básico y fundamental para realizar las obras de normalización y cambio redes en los sitios detectados por el CONTRATISTA o entregados por ENELAR ESP o la interventoría, y de los cuales sólo se pagaran los estudios que sean aprobados por parte de la empresa y que contengan como mínimo las siguientes características:

Objetivo: Debe describir claramente la labor a realizar Antecedentes: Debe especificar los antecedentes y hechos históricos que

enmarcan el proyecto, describiendo sucintamente el problema. Diseño Eléctrico: Debe especificar la solución propuesta para resolver el

problema, teniendo en cuenta todos los factores propios de un diseño eléctrico explicándolos detalladamente (ENELAR ESP entregara las condiciones mínimas que deben contener los diseños según sus normas), Ejemplo: regulación, corrientes de corto circuito, aumento de la demanda, estructuras a retirar, tipo de conductores, flujos de carga, remodelaciones, planos, etc.

Análisis Financiero: Debe contener un análisis financiero donde se especifique que el retorno de la inversión a realizar en la obra es menor o igual a 2 años, utilizando como tasa interna de retorno (TIR) la inflación calculada para el año siguiente más un punto porcentual, y debe tomar como variables los consumos proyectados de los clientes asociados a la red, las reducción de las pérdidas técnicas y la no técnicas en energía en la red, entre otros.

Conclusiones: Debe contener las conclusiones sobre la viabilidad del proyecto Recomendaciones: Debe contener las recomendaciones sobre la viabilidad del

proyecto Anexo 1: Cronograma de actividades en Project o Primavera Project Planner con

actividades desagregadas hasta mínimo un tercer nivel del EDT (lo que significa explicar las tareas básicas necesarias para realizar una actividad)

Anexo 2: Memorias de cálculo (Regulación, cálculos de consumos proyectados, etc.)

Anexo 3: Materiales y mano de obra Anexo 4: Costo Total de la obra Anexo 5: Planos eléctricos según norma ENELAR ESP e IPSE ENELAR E.S.P. priorizará el orden de elegibilidad de los proyectos a ejecutar según criterios internos y comunicará al CONTRATISTA la aprobación de los mismos.

Actualización en la base de datos técnica y software de ENELAR ESP (SPARD Y SIC).

El CONTRATISTA seleccionado deberá realizar la actualización en la base de datos técnica y software de ENELAR ESP (SPARD Y SIC):




-La actualización del vínculo cliente – transformador – circuito con o sin macromedición, las luminarias y otros equipos conectados a nuestro sistema, así como de otras redes que utilizan nuestros apoyos y cajas de inspección. -La actualización del levantamiento de la infraestructura eléctrica de los circuitos comprendidos en la zona y municipios objeto de la presente contratación en los niveles de tensión I, y II

Detalle de la información a actualizar por el CONTRATISTA: El CONTRATISTA deberá actualizar, validar y de ser el caso levantar la siguiente información:

-Circuito (número). -Placa del transformador. -Capacidad en kVA. -Actualizar y verificar la topología de la red baja tensión -Nodo inicial-Nodo final de la red de baja tensión -Nodo inicial-Nodo final de la red de media tensión -Distancia entre nodos, materiales, tipo y calibre de conductor, tipo de red abierta o trenzada, tipo red aérea o subterránea. -Atributos o características de los apoyos como material, altura, estado, estructura según norma -Elementos compartidos en el apoyo (red telefónica, TV cable, etc.) -Cantidad y tipo de luminarias por apoyo, y horas de utilización. -Tipo acometida, fase a la que está conectado, longitud, material y calibre -Elementos que comparte el apoyo, amplificadores, semáforos, alarmas comunitarias y teléfonos con sus respectivos consumos. -Códigos SIC de los clientes asociados, nombre, dirección, teléfono, estrato, clase de servicio, número medidor, marca medidor instalado junto con sus lecturas y consumo

Para la actualización del vínculo cliente – transformador – circuito y levantamiento de la infraestructura eléctrica de los circuitos comprendidos en la zona y municipios objeto de la presente contratación en los niveles de tensión I y II, ENELAR ESP entregará un archivo en .dxf (extensión compatible con AUTOCAD y programas de edición gráfica) con la descripción y objetos básicos necesarios para que se pueda actualizar lo solicitado, además una base de datos de los clientes asociados al circuito, al municipio y a la zona y de ser necesario se entregará la información disponible por la empresa para la correcta ejecución de estas actividades. Los precios unitarios referentes a este punto se deben diligenciar en el respectivo anexo, así mismo el ejemplo de cómo es la información entregada por ENELAR ESP en formato DXF y los archivos del vínculo se puede observar en el anexo correspondiente.




El detalle de la infraestructura a actualizar en los circuitos de los municipios del departamento de Arauca que tienen como base los levantamientos realizados, se muestra a continuación:

Cantidad de apoyos:

Cantidad de estructuras:

Cantidad de Transformadores:

Cantidad de seccionadores:

Cantidad de bancos de condensadores:

Cantidad de elementos compartidos:

Cantidad de clientes:

Cantidad de luminarias:

Cantidad de redes de baja tensión a Nivel I:

Cantidad de tramos de redes de baja tensión a Nivel I:

Cantidad de redes de media tensión a Nivel II:

Cantidad de tramos de redes de media tensión a Nivel I:

6.13 Resolución de las peticiones, quejas y reclamos solicitados por los clientes del servicio de energía en aquellos casos relacionados con actividades desarrolladas por el CONTRATISTA

El CONTRATISTA seleccionado deberá resolver las peticiones, quejas y reclamos solicitados por los clientes del servicio de energía, en aquellos casos relacionados con actividades desarrolladas por el mismo, en un tiempo menor a 15 días calendario o en el momento de efectuar una maniobra en las redes de media y baja tensión.

6.14 Seguimiento, control y mantenimiento de los índices de pérdidas una

vez alcanzadas las metas propuestas a nivel transformador, circuito y zona

El CONTRATISTA seleccionado deberá realizar continuamente el seguimiento, control y mantenimiento de los índices de pérdidas a nivel transformador, circuito y zona una vez alcanzadas las metas propuestas. El seguimiento lo debe realizar en forma especial por medio de su software especializado y con seguimiento en el terreno de aquellos clientes encontrados con anomalías y de los que se encontraron registrando en forma correcta para garantizar que permanezcan en esa situación.

6.15 Gestion Social.




Para efectos de reducir el impacto de la ejecución del Plan de Reducción de Pérdidas, el contratista deberá implementar entre otras las siguientes estrategias: Socialización del proyecto en diferentes escenarios. Brigadas de educación, recreación y deporte. Brigadas de manejo y divulgación de ahorro y uso eficiente de la energía. Brigadas de capacitación de equipos de medida. Generación de empleo a personal de la zona de influencia del proyecto. Manejo de clientes reincidentes en fraudes.

7. EJECUCIÓN FINAL DEL PROGRAMA SPARD® MP DISTRIBUTION PARA OBTENER PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS

Una vez hechas las normalizaciones de acometidas domiciliarias, comerciales, industriales y oficiales y los ajustes, balanceos de fases, cambios, mantenimiento o montaje de los sistemas de macromedición y eventuales cambios, complementación o arreglos de las redes de baja tensión de los circuitos correspondientes al transformador de distribución intervenido se procederá a hacer los cargues finales de la información y los cambios a que dé lugar en la base de datos, según información as built y luego a la ejecución del programa SPARD® mp Distribution, con la interface del SIC, operando y así obtener los informes de pérdidas técnicas y no técnicas tanto en kWh-mes como también en porcentaje. Si para un transformador de distribución intervenido el porcentaje de pérdidas es menor o igual al 5%, éste se considerará como aceptable y en consecuencia sólo sigue el ejercer el monitoreo y el seguimiento mediante la macromedición durante el tiempo que reste del plazo del contrato. Si para un transformador de distribución intervenido, el porcentaje de pérdidas es mayor al 5%, este se considerará como no aceptable y en consecuencia debe ser revisadas y corregidas las causas que dan origen a la superación del valor del indicador. Finalmente, las bases de datos tanto del SPARD® mp Distribution como la del SIC deben quedar operando con las últimas correcciones logradas en el sistema de distribución de energía.




8. PROGRAMACION DE ACTIVIDADES El oferente deberá incluir en la propuesta la definición de un plan detallado de trabajo, incluyendo la planeación de ejecución de cada programa: i) el cronograma específico, ii) red CPM – PERT de actividades, iii) diagrama de GANTT (PROYECT) con la programación de actividades, recursos y responsables, iv) estructura organizacional y logística, v) requerimientos de recursos humanos, técnicos, suministros, equipos decómputo, vehículos y telecomunicaciones. Dicho plan deberá ser ajustado por parte del CONTRATISTA dentro del período previo de diagnóstico, formulación del plan de actividades, definiciones y cálculo de índices y metas de cumplimiento, para la respectiva revisión por parte de la Interventoría que designe ENELAR ESP, sobre lo cual se deberá suscribir Acta de Acuerdo. El oferente deberá evaluar los objetivos específicos propuestos y desagregar las tareas que considere se requieren realizar para ejecutar con éxito el programa, presentando el enfoque y la metodología con la cual se desarrollará cada actividad. Se deberá ilustrar la estructura organizacional propuesta, identificando el ingeniero electricista director, los coordinadores de cada programa, las brigadas de inspección y revisión de instalaciones. Se debe anexar su hoja de vida, con certificados de experiencia específica y carta de compromiso de todo el personal profesional aceptando su vinculación al proyecto, en caso de ser adjudicado a la firma oferente. El CONTRATISTA debe anexar una certificación donde conste que sus trabajadores recibieron una capacitación y formación en programas de recuperación de energía, está realizada por un experto en el tema. Se debe incluir un organigrama con el nombre y profesión específica del personal, donde se observen los grupos de trabajo, cantidad de personal y funciones asignadas. El CONTRATISTA deberá entregar mensualmente reportes a la interventoría que designe ENELAR ESP con la cuantificación de las siguientes actividades discriminando las actividades realizadas del mes correspondiente y el acumulado correspondiente: Número de revisión de acometidas y medidores Número de instalaciones domiciliarias de acometidas realizadas Número de usuarios legalizados. Número de actas levantadas (fraudes encontrados) Numero de medidores instalados Cantidad de redes de media y baja tensión instaladas y remodeladas Cantidad de macromedidores revisados e instalados




Cantidad de vínculos clientes - transformador – circuito actualizados Cantidad de apoyos y cajas actualizados Cantidad de transformadores actualizados Cantidad de redes actualizadas por nivel I y II Cantidad de luminarias y otros elementos actualizados Además estará obligado a atender las solicitudes de información que la interventoría y ENELAR ESP consideren necesarias.

9. CONDICIONES GENERALES El CONTRATISTA deberá realizar entre otras las siguientes actividades de tipo administrativo conducentes a lograr una adecuada coordinación: - Mantener comunicación permanente con los funcionarios responsables del

Programa de ENELAR ESP y con la interventoría designada, sobre el estado de avance de las actividades.

- Atender y resolver consultas sobre la correcta interpretación de los informes y los resultados y sobre los errores y omisiones que estos puedan contener.

- Elaborar y enviar a ENELAR ESP las actas de reunión efectuadas con el agente

asignado por ENELAR ESP para la interventoría de los trabajos.

- Elaborar y presentar a ENELAR ESP los informes solicitados por la interventoría de ENELAR ESP

El CONTRATISTA deberá colocar una oficina, en la zona del proyecto, que se encarga de atender todos los reclamos y quejas que se generen por el desarrollo de los programas, en coordinación con los empleados de ENELAR ESP

10. VERIFICACION Y CALIBRACIÓN DE MEDIDORES Previa aprobación de la Interventoría, y de acuerdo al cronograma de calibraciones aprobado por el interventor, el CONTRATISTA remite, por su cuenta y a todo costo los equipos de medida al laboratorio de calibración externo, debidamente certificado por la Superintendencia de Industria y Comercio. Una vez los equipos de medida hayan sido revisados este deberá informar al interventor enviándole una copia en medio escrito y en medio magnético de los




informes de revisión correspondientes a cada uno de los equipos de medida. Las copias en medio magnético de informes de revisión deberán permitir realizar en forma automática, mediante el sistema de información comercial, los análisis estadísticos que ENELAR E.S.P., requiera respecto a marcas, modelo, No Conformidades encontradas, etc. Para identificar las no-conformidades y observaciones encontradas durante el proceso de revisión o calibración de los equipos de medida, el Laboratorio que los realice deberá utilizar la misma terminología y codificación utilizada por ENELAR E.S.P. Durante todo el proceso de verificación y calibración de medidores se debe dar cumplimiento a la normatividad vigente.

11. INTERVENTORIA, MONITOREO Y VERIFICACION El objeto principal de estas consideraciones es que el CONTRATISTA en cada programa indique como puede facilitar el seguimiento en las diferentes etapas que conforman el proceso de Recuperación de Pérdidas de Energía en los municipios alcance de la propuestas, teniendo en cuenta que se efectuará la actividad de interventoría a los programas y subprogramas y la de monitoreo y verificación de los resultados del mismo, frente a los planes y metas. ENELAR E.S.P., en el desarrollo del programa, implementará controles para llevar a cabo las actividades de interventoría, monitoreo y verificación correspondientes a cada programa. Considerando que se debe observar permanentemente la evolución de los trabajos que componen las diferentes fases del proyecto y comparar los resultados con los objetivos previstos, es necesario que el oferente presente la estructura y procedimientos a desarrollar para hacer el correspondiente seguimiento, verificación y ajuste de cada uno de los diferentes programas y subprogramas.

12. NORMAS Y RECOMENDACIONES El CONTRATISTA deberá dar estricto cumplimiento a la legislación vigente sobre Salud Ocupacional y Medio Ambiente, así como a las disposiciones administrativas y reglamentarias de ENELAR E.S.P., y a las instrucciones escritas, por medio electrónico certificado o verbales que sobre la materia imparta el supervisor y la interventoría del proyecto




La legislación a tener en cuenta dentro del proyecto es: - Ley 100/93 y modificatorios - Código sustantivo del trabajo - Resolución 2400/79 - Decreto 618/84 - Decreto 1594/84 - Decreto 1873/91 - Decreto 1728/02 - Decreto 948/95 - Resolución 2013/86 - Resolución 1016/89 - Resolución 17192/90 - Decreto 2104/83 - Ley 99/93 - Ley 430/98 - Normas técnicas actuales de ENELAR E.S.P.

- La captura de la información debe realizarse con PDA. - El SW será revisado por ENELAR E.S.P. - El sistema debe contar con suficientes validaciones que garanticen la no

existencia de errores. - Se realzaran continuas validaciones de la información en terreno por parte del

interventor - Indicar el nombre de los empleados y su firma. - No cortar la acometida, desconectar de la grapa o el empalme del tendido

secundario cuando sea del caso. - Utilizar cinta aislante cuando queden sueltas líneas energizadas. - Marcar o identificar las líneas antes del corte. - Verificar que el predio o el inmueble que queda sin servicio es el que

corresponde al listado. - El personal del CONTRATISTA que ejecuten las órdenes de trabajo deberá

portar visiblemente el carné de la empresa CONTRATISTA, con la debida autorización de ENELAR E.S.P.

- Portar y utilizar siempre los elementos de seguridad requeridos para desarrollar estas labores.

13. INFRAESTRUCTURA Y RECURSOS MINIMOS REQUERIDOS El CONTRATISTA deberá mantener, durante el tiempo que dure el desarrollo del proyecto, una infraestructura que le permita cumplir con todos los compromisos y responsabilidades que adquiere por medio del Contrato.




La infraestructura incluirá al menos: 1. Bodegas adecuadas para el almacenamiento de los equipos y materiales de manera que se puedan preservar en perfecto estado los mismos y mantener condiciones de seguridad. 2. Oficinas con dedicación exclusiva para atender todas las actividades relacionadas con el proyecto y atención a los clientes. 3. Equipo de cómputo necesario de manera que permita una mayor agilidad en el manejo del proyecto, asociado al mismo tendrá un sistema de software debidamente legalizado, que permita su normal desarrollo. 4. Dispondrá del equipo de transporte adecuado para el tipo y cantidad de labores a desarrollar en el proyecto, desagregado en su propuesta. 5. Dispondrá de los equipos y herramientas necesarios para desarrollar las labores de cada programa o subprograma en las cantidades que el proyecto requiera y desagregadas en la propuesta. 6. Mantendrá el personal calificado tanto administrativo como operativo que requiera cada programa o subprograma del proyecto. En su oferta, el proponente deberá indicar claramente la cantidad y especialidad del personal propuesto. 7. Mantendrá durante la ejecución del Contrato, un equipo interdisciplinario para realizar la gestión comunitaria. 8. Mantendrá un sistema de comunicación adecuado para el desarrollo del proyecto, que permita la comunicación de los grupos de trabajo con la interventoría y con su oficina matriz. 9. El organigrama deberá estar compuesto como mínimo por el siguiente personal:

Director de Proyecto (Ingeniero Electricista con más de 5 años de experiencia en programas de pérdidas de energía) con un sueldo no inferior $5.000.000 más prestaciones sociales de ley

Jefe de Proyecto para la preselección, revisión, normalización y legalización de instalaciones (Ingeniero Electricista con más de 2 años de experiencia en programas de pérdidas de energía) con un sueldo no inferior $3.500.000 más prestaciones sociales de ley




Coordinador vinculo cliente – transformador – circuito y levantamiento de la infraestructura eléctrica de los circuitos, balances por circuito, macromedición y normalización redes media tensión, redes baja tensión y de balanceo de cargas en las acometidas (Ingeniero Electricista con más de 2 años de experiencia en programas de diseño, levantamiento y construcción de redes, macromedición y vinculo de clientes) con un sueldo no inferior $3.300.000 más prestaciones sociales.

Coordinador acercamiento comunitario (Sicóloga o trabajadora social) con un sueldo no inferior $3.300.000 más prestaciones sociales

Ingenieros electricistas de apoyo con un sueldo no inferior $3.300.000 más prestaciones sociales (De ser necesarios)

Profesional HSE, con un sueldo no inferior a $3.300.000 más prestaciones sociales.

Asistentes administrativos

Asistentes del acercamiento comunitario

Técnicos certificados para revisiones y trabajos de línea (Con tarjeta de Nivel 1 – 5 del CONTE) dependiendo de la labor a ejecutar

Personal certificado en manejo de alturas.

Personal capacitado en programas de recuperación de energía.

Asistentes de los técnicos (para manejo de planillas y PDA)

Conductores Finalizadas las labores técnicas del proyecto, el CONTRATISTA deberá mantener una infraestructura mínima durante dos meses, que le permita continuar con las actividades administrativas propias del proyecto. Estas infraestructuras deberán ser detalladas en la oferta, indicando los tiempos máximos de atención a los usuarios por fallas debidas al montaje a su cargo o reclamos por acciones legales.

14. CASOS TIPICOS Y PROCEDIMIENTOS El CONTRATISTA se obliga a presentar, para aprobación del Interventor de cada programa o subprograma del Contrato, un acta detallada de todos los procesos y actividades a seguir para dar cumplimiento al desarrollo de las mismas, antes de su ejecución. Incluirá en ella un plan de calidad para cada programa o subprograma del Proyecto. Una vez aprobada por el Interventor, será firmada por las partes y formará parte integral del Contrato.




15. ELEMENTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL El personal que labora en campo por parte del CONTRATISTA debe tener los elementos de seguridad industrial indispensables para desarrollar sus labores y cumplir a cabalidad con las normas que rigen para el efecto. La dotación debe ser totalmente dieléctrica y suministrarse de acuerdo a los mandatos de ley y cada vez que incurran desperfectos que pierdan las propiedades de calidad en la seguridad. Para el efecto, de acuerdo a la actividad a desarrollar o el cargo desempeñado, el trabajador debe mantener como mínimo los siguientes elementos básicos de seguridad industrial:

Elementos de Seguridad Industrial, labor eléctrica trabajo en alturas Equipo

ITEM DESCRIPCIÓN

CANTIDAD

1

Arnés cuerpo entero, 4 argollas de toma, faja lumbar

1

2

Barbuquejo 4 puntos de fijación

1

3

Botas de caucho dieléctricas 20 kV , par

1

4

Botas dieléctricas tipo liniero, par

1

5 Casco dieléctrico para trabajo en altura 1

6 Eslinga de anclaje 1

7 Eslinga de posicionamiento, doble seguro 1

8 Eslinga de seguridad (línea de vida) 1

9 Gafas de seguridad 1

10 Guantes de carnaza reforzados 1

11 Manila ayudador 1

12 Pretales Long. 3,5 m, par 1

13 Termo de 2 a 4 lt 1

14 Impermeable 1

Elementos de seguridad industrial labor eléctrica en piso Equipo




ITEM DESCRIPCIÓN CANTIDAD

1 Barbuquejo 4 puntos de fijación

1

2

Botas de caucho, par

1

3

Botas dieléctricas de seguridad, par

1

4 Casco dieléctrico 1

5 Gafas de seguridad 1

6 Guantes de carnaza reforzados 1

7 Tapabocas 1

8 Tapa oídos 1

9 Termo de 2 a 4 lt 1

10 Impermeable 1

Su periodicidad en el cambio debe estar soportada en un pormenorizado estudio de la vida útil de estos elementos de acuerdo a las condiciones climáticas, el desgaste en el trabajo, etc., avalado o refrendado por el Jefe de la Seguridad Industrial del CONTRATISTA. Las cantidades y el monto que para cada caso represente deben estar incorporados en el análisis unitario de cada una de los tipos de cuadrilla de ejecución de las actividades.

16. HERRAMIENTAS, EQUIPOS Y LOGISTICA

Descripción

Pinzas voltiamperimétricas Pinzas digital medidora de potencia, energía, factor de potencia, voltaje,

amperaje, etc.

Pértigas telescópicas

Escaleras de dos cuerpos en fibra de vidrio con apoyo al poste

Megger de 1 kV

Proba fases de bolsillo

Linternas de mano recargable, pequeña

Zunchadoras

Cámaras fotográfica digital

Taladros

Martillos

Destornilladores de pala 1/8 x 12" c. Aislado




Destornilladores de pala borneros

Destornilladores de pala 1/4 x 12" aislado

Destornilladores de estrella punta # 2 aislado

Destornilladores de estrella peq punta Phillips

Juegos de llaves mixtas 10 - 19mm

Juegos de llaves mixtas 1/4" - 3/4"

Llaves expansiva 1" mango aislado

Juego de llaves Bristol

Llave especial triangular

Ponchadoras

Barras metálicas

Palancas pata de cabra

Secuencímetros de fases

Tableros acrílicos

Escalera de 3 pasos

Decámetros

Calculadoras

Navajas (o bisturí)

Cronómetros

Detectores de tensión

Tablas

Grapadoras

Remachadoras pop

Juegos brocas metal

Brocas tungsteno

Resistencias patrón, si se requieren.

Extensión eléctrica 10 m Equipos para la confrontación de medida de usuarios, dotados de

transformadores de corriente de núcleo partido con precisión 0.5 como mínimo y registro de la información vía telemática. El CONTRATISTA deberá dotar cinco locaciones de bodega y oficina en los municipios de Saravena, Fortul, Tame, Arauquita y Arauca; estas deben contar con los elementos con especificaciones requeridos para el mejor desempeño del personal que congrega dicha locación. (Extintor, botiquín, tablero, punto ecológico, cartelera, proveedor de agua, elementos de aseo, camillas y dotación de seguridad industrial, sillas entre otros). En cada bodega deben existir lockers dotados de candados o elementos de seguridad para que el personal de campo guarde la herramienta menor y dotación al terminar la jornada de trabajo.




Los vehículos deben estar acondicionados para transportar escalera y herramienta de trabajo eléctrico, al igual deberán tener disponibilidad para desplazarse por todo el departamento. Deben disponer de sistema de comunicaciones (celular, avantel u otro equipo acordado entre ENELAR y el CONTRATISTA). Además debe estar en perfectas condiciones técnico – mecánicas, equipo de primeros auxilios, extintor, equipo de carretera, cuatro (4) conos de más de 40cms y cumplir con todos los requisitos exigidos por las autoridades de tránsito. Los vehículos serán tipo camioneta, doble cabina, tracción 4x4, cilindrada mayor o igual a 2000 c.c, modelos con antigüedad no mayor a 3 años con referencia al año en que se encuentre en servicio para el CONTRATISTA, con porta escaleras y rodillo en el soporte trasero que permita que la escalera no sufra daños o deterioros o pierda sus propiedades dieléctricas por desgaste en su estructura. Las motocicletas debe estar en perfectas condiciones técnico – mecánicas, deben cumplir con todos los requisitos exigidos por las autoridades de tránsito.

17.DOCUMENTOS TECNICOS A ENTREGAR El oferente debe entregar con la propuesta los siguientes catálogos:

Catálogo de terminales de captura de la información y pruebas

Catálogo de los equipos de diagnóstico

Catálogo de características de la medición centralizada

Catálogos de los medidores de medida semidirecta e indirecta

Catálogo de los medidores antifraude

Manual de características del sistema de información

Modelo matemático de la propuesta, debe ser presentado en Excel con las hojas protegidas. (CD)

FORMATO ACTA DE ENTREGA Nº - Enelar 1 DESCRIPCION DEL... · 2019-01-16 · Según la variación de...

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