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IMPLANTACION DE INDICADORES DE FALLA EN LA RED AEREA DE DISTRIBUCION DE 12,47

KV DE LA C.A. ELECTRICIDAD DE CARACAS.

Presentado por:

Ing. Simón López

Ing. Daniel Ojeda

Caracas, 10 de Julio de 1998

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INDICE

INTRODUCCION..................................................................................................................1

RESUMEN...................................................................................................................... ......2

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIÓN............................................................................3

CAPITULO I : CARACTERISTICAS DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION...................4

1.1.- CRITERIOS EMPLEADOS PARA LA PLANIFICACION DE CIRCUITOS DE

DISTRIBUCION....................................................................................................................5

1.1.1.- Continuidad del Servicio................................................................................5

1.1.2.- Calidad del Servicio.......................................................................................5

1.1.3.- Flexibilidad.....................................................................................................5

1.2. – DISPONIBILIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO...........................................................5

1.2.1.- Tiempo Total Anual de interrupcion (T.T.A)...................................................5

1.2.2.- Consideraciones acerca de los costos de las interrupciones........................6

CAPITULO II : INDICADORES DE FALLA; CARACTERISTICAS Y ALGUNAS CONSIDERACIONES

EN SU APLICACIÓN........................................................................7

2.1.- PROPOSITO DE LOS INDICADORES DE FALLA......................................................7

2.2.- INSTALACION DE LOS INDICADORES DE FALLA....................................................7

2.3.- CARACTERISTICAS DE LOS FCI...............................................................................7

2.3.1.- Mecanismos de indicación.............................................................................7

2.3.2.- Métodos de disparo........................................................................................8

2.3.3.- Métodos de reposición...................................................................................8

2.4.- CONSIDERACIONES EN LA APLICACIÓN DE LOS FCIs..........................................9

2.4.1.- Corriente de restablecimiento en frío y de inrush..........................................9

2.5.- INDICADOR DE FALLA CON COMUNICACIÓN VIA RADIO (RFCI)..........................9

CAPITULO III : SELECCIÓN DEL CIRCUITO Y UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS EN LA RED DE

DISTRIBUCION....................................................................................................11

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3.1.- METODOLOGIA PARA LA SELECCIÓN DEL CIRCUITO PILOTO..........................11

3.1.1.- Criterios a considerar para la selección del circuito piloto...........................11

3.3.2.- Recolección de la data.................................................................................12

3.3.3.- Método descriptivo de campo experimental.................................................13

3.3.4.- Elección del circuito piloto............................................................................16

CAPITULO IV : EVALUACION ECONOMICA DE LOS INDICADORES DE FALLA CON

COMUNICACIÓN VIA RADIO (RFCI).................................................................................17

4.1.- ANALISIS DEL CIRCUITO PILOTO...........................................................................17

4.2.- ESTIMACION DEL TIEMPOLOC Y MVAMINLOC..........................................................19

4.3.- ESTIMACION DEL AHORRO o BENEFICIO................................................ .............20

4.3.1.- Costos de energía........................................................................................20

4.3.2.- Costos de mano de obra..............................................................................21

4.4.- EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO PILOTO..........................................21

4.4.1.- Rentabilidad del proyecto piloto...................................................................21

4.4.1.1.- Valor Actual...................................................................................22

4.4.1.2.- Tiempo de pago.............................................................................22

4.5.- ANALISIS DE SENSIBILIDAD........................................................................... .........24

4.5.1.- Análisis de sensibilidad del proyecto piloto..................................................24

BIBLIOGRAFIA...................................................................................................................26

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INTRODUCCION

Existen nuevos conceptos y tecnologías en la industria eléctrica; una de ellas es la localización de fallas a través de dispositivos de indicación. En circuitos de distribución la calidad del servicio se traduce en términos generales como: número de interrupciones, duración promedio de las interrupciones y nivel de tensión. Según las estadísticas, en los circuitos de distribución primaria se tiene la mayor ocurrencia de fallas, por ello, las empresas eléctricas han orientado hacia ese sector la búsqueda de alternativas que permitan mejorar los índices de las mismas.

Una de las opciones que permite optimizar la calidad del servicio eléctrico consiste en la rápida

localización de la falla. En la actualidad, la metodología empleada para localizar fallas en circuitos de distribución primaria, se basa principalmente en una serie de reenergizaciones a nivel de la subestación, con previos seccionamientos que permiten aislar y ubicar el tramo fallado por el método de ensayo y error. El problema de esta metodología, es que cuando se recierra un circuito fallado los elementos del circuito de distribución sufren daños irreversibles y en consecuencia su vida útil se ve disminuida. A parte de esto, la posibilidad de que durante el recierre un equipo adicional falle no es descartable, lo cual puede crear peligros de seguridad personal.

Por todo esto, muchas empresas de servicio eléctrico han incorporado a sus redes de

distribución primaria los indicadores de fallas, los cuales están diseñados para sensar la corriente de falla e indicar el paso de la misma a través del conductor de potencia. Con la presencia de estos equipos en la red, se evita o minimiza realizar seccionamientos y reenergizaciones, de modo que constituyen un método más seguro de localización de fallas.

La Electricidad de Caracas, en su interés de mejorar la calidad de servicio, ha decidido realizar

un estudio (Plan Piloto) que contempla la incorporación de una nueva tecnología de indicadores de falla en la red aérea de distribución de 12,47 kV, con los cuales se espera, reducir el tiempo de localización y aislamiento del sector fallado.

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RESUMEN

La C.A. Electricidad de Caracas, ha decidido realizar un estudio piloto con la finalidad de evaluar

las características (Técnicas y económicas) de los equipos indicadores de falla para la localización y aislamiento de fallas, lo que permitirá mejorar la confiabilidad del servicio al reducir los tiempos de interrupción.

Por todo esto, se realizó un análisis de factibilidad para la implantación de equipos indicadores

de circuito fallado en la red aérea de distribución. Este estudio describe el procedimiento seguido para la selección de los circuitos y ubicación de los equipos, además de realizar un análisis de los beneficios y problemas de los esquemas de operación utilizados.

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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La implementación de este proyecto piloto, el cual consistió en localizar el sector fallado a través de los indicadores de falla con comunicación vía radio (RFCIs) para un circuito en particular. La incorporación de estos equipos en el circuito estudiado, ha permitido al personal de campo localizar averías sin la necesidad de realizar previos seccionamientos y reenergizaciones. Adicionalmente, los tiempos de localización de fallas (maniobras) y los MVAminutos interrumpidos durante esa etapa, se han visto reducidos con la presencia de estos equipos. Esta situación, se pudo comprobar para la primera falla ocurrida en el circuito Sureste a2, luego de la instalación de los RFCIs en el mismo. Para esta avería, se logró una disminución de: 31 minutos en el tiempo de localización y 27 MVAminutos interrumpidos durante la misma etapa, esto, comparando los resultados de dichas variables, con valores promedios de las mismas para fallas ocurridas antes de la instalación de los RFCIs en el circuito.

La aplicación local de los indicadores de falla con comunicación vía radio (RFCIs), puede

resultar un complemento de las protecciones suplementarias. Es decir, para circuitos sin elementos intermedios de reconexión los RFCIs facilitan la localización de fallas permanentes, mientras que para circuitos que cuenten con la presencia de reconectadores, seccionalizadores o fusibles, los RFCIs permiten afinar la localización del punto o tramo fallado. Dicho de otra manera, para fallas que logren ser aisladas por la protección suplementaria, los equipos instalados aguas abajo de las mismas, ayudan a localizar el punto exacto de la avería. En cambio, si la falla no ha sido aislada por las protecciones, los RFCIs serán el medio más idóneo para localizar la avería.

Los resultados obtenidos nos permiten aseverar, que la masificación de los RFCIs en la red

aérea de distribución primaria de La Electricidad de Caracas, traería consigo excelentes beneficios, puesto que los equipos presentan excelentes características, tales como:

- Versatilidad y facilidad de operación. - Detección automática de las fallas. - Permiten la disminución de los tiempos de maniobra y localización de fallas. Sin embargo, seria recomendable implementar la segunda etapa del proyecto, la cual consiste

en obtener la supervisión de los RFCIs a través del sistema SCADA, ya que la optimización y el mejor aprovechamiento de las bondades de estos equipos, se pondrían de manifiesto.

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CAPITULO I

CARACTERISTICA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION La red primaria de distribución comprende todos los elementos que van desde la barra secundaria de la subestación, hasta alcanzar a los transformadores de distribución o a los puntos de entrega de los suscriptores de servicio primario. Dentro de los elementos que componen la red eléctrica se encuentran los alimentadores primarios y las protecciones suplementarias, tales como: reconectadores, seccionalizadores, fusibles y los dispositivos de maniobras. A manera de ilustración, en la figura 1.1.1. se muestran los elementos principales que conforman un circuito de distribución eléctrica. Los circuitos primarios pueden ser de tres tipos básicos: Líneas aéreas con conductor desnudo, líneas aéreas con conductor aislado y líneas subterráneas.

R

S

CARGA

ESPECIAL

RAMAL SUBTERRANEO

TRONCAL DE

CIRCUITORED SECUNDARIA ( BAJA TENSIÓN )

TRANSFORMADOR

DE DISTRIBUCIÓN

SECCIONALIZADOR

RECONECTADOR

BARRA SECUNDARIA DE LA S / E

ALIMENTADOR

PRINCIPAL

12,47 Kv RAMAL

FUSIBLE DE LINEA

SECCIONADOR

SUB - RAMAL 2

SUB - RAMAL 1

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Figura 1.1.1. Elementos de un circuito de distribución. 1.1. CRITERIOS EMPLEADOS PARA LA PLANIFICACION DE CIRCUITOS DE DISTRIBUCION.

1.1.1. Continuidad del servicio. Depende de la probabilidad de fallas de cada uno de los elementos que la conforman y de la duración de las mismas.

1.1.2. Calidad del servicio. Establece las condiciones bajo las cuales opera el circuito en cuanto a niveles de tensión y frecuencia de operación.

1.1.3. Flexibilidad. Permite conocer la capacidad de respuesta del circuito ante una condición de falla. 1.2. DISPONIBILIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO. El aspecto de disponibilidad y calidad de servicio es sin duda de gran importancia, ya que en definitiva es el parámetro que determina la satisfacción de los consumidores. El criterio de indisponibilidad empleado entre las distintas empresas eléctricas puede variar, en nuestro caso, se define una interrupción a toda falta de servicio eléctrico que afecte a más de un cliente durante un tiempo mayor de un minuto.

1.2.1. Tiempo total anual de interrupción (T.T.A). El tiempo total anual de interrupción es el índice utilizado por la compañía para evaluar la confiabilidad de su sistema y se define como el tiempo en minutos que estuvo interrumpido el servicio eléctrico. Su ecuación viene dada por la siguiente expresión:

T.T.A = F x D donde: F= Frecuencia: Es una medida promedio de la cantidad de veces que fue interrumpido el servicio en un período de tiempo y viene dado por la siguiente expresión:

n

(kVA-interrumpidos)i F = i=1----------------------------

kVA-conectados D= Duración: Es el promedio de la duración de la interrupción en minutos. Su expresión viene dada por:

n

(MVAmin)i D = 1000 x i=1 -----------------------------

n

(kVA-interrumpidos)i i=1

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donde: kVA interrumpidos: Son los kVA de capacidad conectada en transformadores de distribución que fueron afectados por la interrupción. MVAmin: Son los MVA minutos interrumpidos y se obtiene por el producto de los kVA interrumpidos por el tiempo de la interrupción en minutos multiplicado por 0,001. n: Es el número de interrupciones en el período.

1.2.2. Consideraciones acerca de los costos de las interrupciones.

Un aspecto importante a considerar por las empresas de suministro de energía eléctrica al momento de realizar una inversión de recursos que permita mejorar la confiabilidad de su sistema, es sin duda los costos que acarrean las interrupciones de servicio. Las interrupciones de servicio le originan costos a la empresa por concepto de: .- Energía dejada de vender. .- Costos de materiales. .- Costos de mano de obra. Por otra parte le originan un costo no tangible como lo es la pérdida de imagen ante sus usuarios y las consecuencias que por falta de energía le ocasionan a los suscriptores. Por todo esto, al momento de llevar a cabo cualquier proyecto que involucre una inversión de recursos, se debe realizar un estudio económico que justifique la misma. Estos costos son calculados de la siguiente manera: .- Costos de energía.

MVAmin x DEM x F.Disp x Tarifa -------------------------------------------

60 x MVAinst

donde: F.Disp: Es el factor de dispersión de la hora de ocurrencia de la avería, respecto a la hora en que ocurre el pico del sistema. Para el caso de la E de C es de 0.85 DEM: Es la demanda pico del sistema en MW. MVA inst: Son los instalados en los transformadores de distribución. Tarifa: Costo en bolívares por Megavatio-hora (MWh) dejado de suplir. .- Costos de mano de obra. Son los calculados basándose en las horas hombre acumuladas por averías y al costo de mano de obra vigente. (6.618 Bs). .- Costos de Materiales. Estos son tomados de la lista de precios vigente.

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CAPITULO II

INDICADORES DE FALLA, CARACTERÍSTICAS Y ALGUNAS CONSIDERACIONES EN SU APLICACIÓN.

Las empresas de distribución de energía eléctrica tienen entre sus prioridades la reducción, tanto en frecuencia como en duración de las interrupciones del servicio, lo que repercute directamente en la calidad y satisfacción de sus clientes. Para lograr esto, algunas empresas han incorporado a sus redes de distribución primaria dispositivos indicadores de falla. Un indicador de circuito fallado (FCI), es un dispositivo diseñado para sensar la corriente de falla y proveer una indicación cuando la corriente de falla ha pasado a través del conductor en el punto donde está instalado; aun cuando el circuito haya quedado desenergizado por actuación de las protecciones. Estos equipos responden al campo magnético generado por la corriente alterna del circuito de distribución (corrientes de cortocircuito) y dan una señalización de la operación del equipo. 2.1.- PROPÓSITO DE LOS INDICADORES DE FALLA. Los indicadores de circuito fallado (FCI) han sido utilizados por varias décadas, se instalan en los circuitos de distribución para proveer de un medio seguro de localización de fallas e incrementar la eficiencia en la operación del sistema, reduciendo el tiempo de restablecimiento del servicio. Adicionalmente los FCIs ayudan a mantener la vida operativa del interruptor del circuito al disminuir el número de recierres intencionales para localizar y seccionar el tramo fallado. 2.2.- INSTALACIÓN DE LOS INDICADORES DE FALLA. La aplicación de los FCIs está dirigida hacia los circuitos de distribución tanto aéreos como subterráneos. La aplicación más común es en circuitos subterráneos dada las condiciones que presentan los mismos (conductores y equipos no están a la vista). Sin embargo, se utilizan estos equipos en circuitos aéreos para discriminar fallas en sectores montañosos. En general, los FCIs se instalan sobre los elementos portadores de corriente (conductores), aunque pueden ser utilizados en codos, conectores y empalmes. 2.3.- CARACTERÍSTICAS DE LOS FCI.

2.3.1.- Mecanismos de indicación. Existen dos formas de indicación del estado del equipo, estas son: la mecánica (bandera) y la controlada electrónicamente (luz intermitente). Las banderas indicadoras son alojadas en el interior de una ventana visible, el estado normal es generalmente de color negro o con la letra “N”, mientras que la indicación de falla es normalmente naranja, roja o con la letra “F”. Estas banderas operan bajo un actuador magnético, este tipo de diseño no enclava mecánicamente la indicación del estado y puede moverse sobre un punto pivote, pero siempre retornará al estado determinado por el circuito magnético del actuador, el cual cambia por un pulso de corriente generado por la descarga de energía almacenada por los capacitores internos a través de la bobina, este estado es mantenido hasta el próximo pulso de corriente. En cuanto al mecanismo controlado electrónicamente (luz intermitente), una vez que el FCI ha operado, la luz permanece encendida en forma intermitente hasta que el equipo alcanza su tiempo de

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reposición. Para ello disponen de una batería de larga duración (no recargable) para suplir de energía al equipo.

2.3.2.- Métodos de disparo. El método comúnmente utilizado es el disparo por sobrecorriente, sin embargo existen diferentes modalidades, las cuales se describen a continuación: a) Disparo por sobrecorriente. En esta modalidad el equipo opera a consecuencia de detectar una sobrecorriente, esto lo hace susceptible a falsos disparos por sobrecarga temporales o corrientes transitorias, el ajuste se realiza por valores de corriente predefinidos en el punto de instalación, los cuales deben ser mayores que la corriente de carga y las corrientes transitorias, tales como: corrientes de inrush y arranque en frío. b) Disparo por sobrecorriente, con operación de la protección asociada. El propósito de este método es que el FCI opere cuando la magnitud de la sobrecorriente ha sido tal, que las protecciones del circuito han operado. Inmediatamente después transcurre el tiempo de espera para la confirmación de la señal de disparo. c) Disparo adaptable. La única característica de este método es que la medida de la corriente de disparo considera el incremento súbito de la corriente nominal seguido de una pérdida de corriente. El motivo de utilizar esta configuración es el de eliminar el número de valores de disparo de los FCIs necesarios para sistemas que tienen amplia variedad de corrientes de carga y de fallas, de modo que un solo modelo de FCI pueda ser usado en todo el circuito de distribución.

2.3.3.- Métodos de reposición. Los ajustes de los tiempos de reposición para los equipos indicadores de falla están delimitados por una o varias condiciones, las cuales se describen a continuación: a) Reposición manual. Los FCIs con reposición manual deben esperar que personal de campo provistos de un equipo especial (imán) hagan el recorrido del circuito en los puntos de instalación de los equipos y repongan uno a uno su condición original de operación. En circuitos con muchas fallas transitorias, los FCIs con esta condición pueden ser utilizados para localizar la causa de las mismas. b) Reposición automática para un tiempo preestablecido. Una vez transcurrido el tiempo de reposición preestablecido, el FCI retornará a su estado normal de operación, es decir perderá la indicación de falla. El tiempo de reposición es seleccionado para ser más largo que el tiempo promedio que requiere el personal de campo en llegar y recorrer el circuito. c) Reposición automática por corriente. Los FCIs que requieren de un valor determinado de corriente para su reposición, deben esperar hasta que el servicio eléctrico en el punto de instalación haya sido restaurado. El valor de la corriente de reposición, normalmente se selecciona por debajo al de la corriente mínima de carga en el punto del

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circuito donde está instalado, esto permite asegurar la reposición de la condición original del equipo, una vez que la falla ha sido despejada y restaurado el servicio. 2.4.- CONSIDERACIONES EN LA APLICACIÓN DE FCIs.

2.4.1.- Corriente de restablecimiento en frío y de inrush. El término corriente de restablecimiento o arranque en frío, se refiere a la corriente experimentada en un circuito de distribución inmediatamente después de su reenergización. Esta corriente transitoria, rápidamente alcanza un pico y luego decae a niveles de la corriente normal en un período el cual puede variar desde ciclos hasta minutos. La existencia de cargas no continuas, tales como: neveras, congeladores, aires acondicionados, sistemas hidroneumáticos, lamparas fluorescentes, etc. Estas tienen ciclos de carga que comprenden tiempos de encendidos (ON) seguidos por tiempos de apagados (OFF). Después de una interrupción de servicio con una duración superior al tiempo de reposo de dichas cargas, éstas pasarán a su estado de encendido, de modo que se presentarán preconectadas a la red y por lo tanto dispuestas para su arranque al momento de producirse el restablecimiento del servicio. Así, habrá más cargas encendidas que las presentadas en situación normal. Aunado a esto, se suman los efectos de las corrientes de arranque de las cargas motoras, que pueden alcanzar magnitudes de 6 a 7 veces la corriente nominal y duraciones que pueden exceder los 10 segundos. Existen dos condiciones donde la corriente de inrush puede entorpecer la operación de los FCI, a continuación se nombran:

a) Cuando los FCI son instalados en circuitos con reconectadores.

El reconectador operará para la falla en el alimentador principal. El FCI localizado en el ramal de la carga (ramal 3) experimentará una sobrecorriente de inrush (debido a la carga de ese ramal), mientras el reconectador realiza sus operaciones. Si el reconectador eventualmente queda bloqueado (disparo definitivo) los FCI instalados en el alimentador principal y aguas arriba del punto de falla, indicarán la condición de falla, mientras que el equipo instalado en el ramal de la carga, presentará una información errónea para el personal encargado de localizar la falla (ver figura 1.1.1).

b) Cuando los FCI necesitan reposición manual o por corriente. Los FCI con reposición manual una vez que operan, retiene el estado de falla hasta que son

repuestos manualmente. Cuando estos equipos son disparados por corrientes de inrush o arranques en frío, causados por el recierre de un circuito o por energización de grandes cargas motoras, puede darse el caso de que la información mostrada no sea la correcta.

2.5.- INDICADOR DE FALLA CON COMUNICACIÓN VÍA RADIO (RFCI).

Utilizando la tecnología de radio-comunicación, la compañía Fisher Pierce ha desarrollado un sistema detector de fallas, que permite al personal de campo obtener localmente o a distancia, información sobre el estado operativo de los RFCIs. Estos equipos son dispositivos diseñados para ser instalados en c/u de las fases de las líneas de distribución tanto aéreas como subterráneas. El RFCI esencialmente, es un transformador de corriente que sensa la corriente de la línea y sus respectivas variaciones. Está equipado por un radio transmisor que emite periódicamente una señal de radio (al sensar corriente de falla) la cual es captada por un equipo portátil de recepción. El equipo portátil de recepción (modelo 1560-1) está provisto de un panel de indicación luminosa de las fases falladas y adicionalmente, suministra una alarma audible. Este instrumento facilita la labor de los

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operadores de campo, ya que permite detectar con rapidez el RFCI que ha operado y así ubicar con mayor velocidad el punto de la falla. La señal que emite el RFCI tiene un radio de acción aproximado de 46 metros (150 pies), con lo cual no se hace necesario encontrar la instalación del RFCI para conocer el estado operativo del mismo.

El RFCI también está provisto de una indicación visual (luz intermitente) que se activa al momento de sensar la corriente de falla, y tiene la posibilidad de transmitir la señal de radio a un sistema SCADA mediante la incorporación de unidades terminales remotas (RTU) con su respectiva interfaz, o a través de cualquier otro medio de comunicación, como por ejemplo: telefonía celular.

El modelo a evaluar (Serie 1547D), debe presentar cuatro condiciones secuenciales para que ocurra en definitiva su operación. Estas condiciones se presentan a continuación en su respectivo orden de ocurrencia.

1. El rango de operación va desde la corriente mínima de reposición (3,0 A) hasta 800 amperios

máximo. La corriente de carga dentro de este rango debe estar presente por lo menos 60 segundos para energizar la unidad sensora de la condición de falla.

2. Cuando ocurre una falla en el sistema, la corriente de línea debe incrementarse un mínimo de 100A dentro de 50 ms (3 ciclos).

3. La corriente total (corriente de carga + incremento de corriente debido a la falla) debe ser 200 amperios o mayor.

4. Seguidamente al incremento de corriente, una pérdida total de la corriente de línea debe tener lugar dentro de 40 – 60 segundos, confirmando que el incremento resultó de una falla y no de un aumento repentino de carga.

El presente trabajo evalúa sólo la aplicación local (vía radio) de los RFCIs para circuitos aéreos, y en la figura 2.5.1 se muestra el esquema de operación para el proceso de localización de fallas, utilizando estos equipos.

Figura 2.5.1

INDICACIÓN LOCAL Y SEÑAL TRANSMITIDA

(RFCI)

SEÑAL RECIBIDA MODELO 1560-1

(PORTÁTIL)

SEÑAL RECIBIDA

MODELO 1560-2

(EN POSTE)

RTU

SCADA OPERADOR DE MESA

OPERADOR DE CAMPO

LOCALIZACION Y AISLAMIENTO DE

LA FALLA

OCURRENCIA DE FALLA

ACCIONES

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CAPITULO III

SELECCIÓN DEL CIRCUITO Y UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS EN LA RED DE DISTRIBUCION

3.1. METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DEL CIRCUITO PILOTO.

Dado que se cuenta con un número limitado de equipos, es de vital importancia que en el estudio para la selección del circuito en el cual se pretenda implantar el plan piloto, se escoja aquel que tipifique de una u otra forma las distintas áreas del total servido por el sistema de distribución.

El presente trabajo evalúa el comportamiento de los RFCIs ante condiciones de falla, por lo tanto, el universo a estudiar lo conforman circuitos con mayor índices de fallas pertenecientes a subestaciones cercanas al Centro de Servicios Chacao de la EdeC, para facilitar el despliegue de la logística al momento de ocurrir una falla.

Bajo el criterio de la cercanía con el C/S Chacao, se seleccionaron los siguientes circuitos

aéreos:

- Subestación Placer. .- Subestación Sureste. Circuitos: A4, A5, B1, B2 y B4 Circuitos: A1, A2, A3, A4, B1 y B2.

- Subestación Humboldt. .- Subestación Lagunita. Circuitos: A1, A5 y B2 Circuito: A3.

La metodología a emplear para la selección del circuito modelo está basada en el Método

Descriptivo de Campo Experimental, y consiste en el diseño de tablas que conducen a obtener la prioridad de un circuito sobre otros, una vez evaluados y ponderados algunos criterios.

3.3.1. Criterios a considerar para la selección del circuito piloto. a) Indices de Fallas.

Estos nos indican desde el punto de vista eléctrico, cual de los circuitos es el más problemático.

Los parámetros de interrupción de mayor relevancia vienen dados por: MVAmin interrumpidos y la cantidad de fallas totales o por unidad de longitud. Se debe prestar especial atención en las causas que originan las fallas, ya que muchas de las que normalmente ocurren en circuitos aéreos de distribución, pueden ser minimizadas aplicando medidas preventivas. Según las estadísticas de la EdeC, las causas de fallas de mayor ocurrencia en circuitos aéreos de distribución son:

- Descargas atmosféricas. - Material deteriorado por obsolescencia. - Arboles caídos. - Ramas rotas sobre la línea. - Contacto con ramas. - Papagayos. - Robo de material. - Defecto de instalación.

b) Longitud del Circuito.

Normalmente los circuitos de distribución eléctrica, son de una considerable longitud y con

múltiples ramales, en consecuencia, al ocurrir una falla se pierde un tiempo valioso en localizar la misma. Muchas veces se tiene que recorrer casi la totalidad del circuito para ubicar la avería (siempre y

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cuando no hayan reconectadores y/o seccionalizadores), en otras, se puede facilitar por la intuición de los operadores al momento de efectuar maniobras o simplemente por la existencia de zonas problemas en las que se repiten las fallas. c) Acceso.

Se deben considerar las características topográficas de las zonas que recorren los circuitos, ya

que el rápido acceso para localizar y corregir una falla, incide en la duración de la interrupción. De igual forma deben considerarse aquellos circuitos que pasen por zonas peligrosas, que impiden el libre acceso del personal cuando estos pretenden aislar una falla en el sector. d) Configuración del Circuito.

Otra característica común de los circuitos de distribución eléctrica es la presencia de una gran

cantidad de circuitos ramales y subramales. Esto, puede estar relacionado con la longitud del circuito ya que en general, mientras mayor longitud tenga el troncal, más derivaciones puede presentar el circuito y en consecuencia se hace más dificultosa la localización de la falla. e) Tipo de Carga Servida.

De acuerdo al tipo de carga que alimenta un circuito, se requiere un determinado grado de

continuidad de servicio. Por ejemplo: Hospitales, clínicas, entidades gubernamentales críticas, industrias con procesos continuos, etc., exigen un alto grado de continuidad de servicio en comparación con otros tipos de cargas, como lo pueden ser las zonas residenciales (marginales, rurales e inclusive urbanas). f) Demanda del Alimentador.

La demanda es la máxima carga que tiene un circuito en condiciones normales de operación

(sin transferencia de carga). Es un parámetro a considerar en la selección del circuito, porque da una idea de la importancia del mismo desde el punto de vista de consumo eléctrico.

3.3.2. Recolección de la Data. Para cada uno de los circuitos mencionados anteriormente, se realiza un proceso de recopilación de información con el fin de obtener los datos que indiquen el estado operativo de los mismos. Estos datos deben estar lo más actualizados posible y para ello se cuenta con las siguientes fuentes:

a) Planos de Operación.

Estos son planos contentivos de las rutas de los circuitos de alta tensión, ya sean aéreos o subterráneos. En ellos se especifican el calibre, tipo y aislamiento de los conductores; también aparece la nomenclatura que identifica los circuitos de distribución, seccionamientos, puntos de transformación y las interconexiones con otros circuitos.

b) Reportes emitidos por la Unidad de Procesos de Información, tales como:

b.1) Listado de interrupciones imprevistas por circuito. b.2) Lecturas de cargas máximas b.3) Listado de equipos por circuito. b.4) Listado de zonas y clientes.

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c) Sistema SCADA de Distribución.

3.3.3. Método Descriptivo de Campo Experimental.

Paso N° 1. Diseño de la Matriz de Evaluación. Es una tabla que contiene para cada circuito, la evaluación de los criterios antes mencionados,

durante el período (Enero-Agosto) de 1997. (Ver tabla 3.3.3.1).

Paso N° 2. Tabla de Preferencias.

Se establece una escala de valores entre 0 y 1 para cada uno de los criterios evaluados. Esto

constituye una tabla que refleja la importancia que se le da al criterio en función de su valor numérico o tipo. (Ver tabla 3.3.3.2).

Paso N° 3. Matriz Utilidad.

Aplicando los índices de la tabla de preferencias sobre la matriz de evaluación, se obtiene la

matriz utilidad la cual está compuesta únicamente por valores comprendidos entre 0 y 1. Esto hace comparables un criterio o atributo con otro, ya que se encuentran en una misma escala. (Ver tabla 3.3.3.3). Paso N° 4. Determinación de la Tabla de Ponderaciones o Peso de los Criterios.

Se determina en conjunto con el personal de Ingeniería de Operaciones, el peso o la

importancia de cada criterio sobre la investigación. (Ver tabla 3.3.3.4).

Circuito N° de Fallas MVAmin Acceso Longitud (Km) Tipo de Carga Servida Configuración Carga (Amp)

Lagunita A3 15 8,024.9 Crítico 9.7 Residencial - Rural Pocos Ramales 105

Humboldt A1 24 9,699.1 Accesible 10.5 Residencial - Urbana Muchos Ramales 216

Humboldt A5 19 4,039.7 Fácil 4.7 Residencial - Urbana Intermedio 122

Humboldt B2 31 3,053.1 Complicado 5.2 Comercial - Militar Intermedio 250

Placer A4 3 2,122.2 Crítico 9.5 Residencial - Rural Pocos Ramales 56

Placer A5 16 2,022.6 Crítico 21.0 Residencial - Urbana Intermedio 71

Placer B1 15 2,434.3 Complicado 7.8 Residencial - Urbana Intermedio 30

Placer B2 41 11,067.0 Complicado 17.6 Residencial - Urbana Muchos Ramales 44

Placer B4 28 14,357.1 Accesible 15.1 Residencial - Urbana Muchos Ramales 75

Sureste A1 12 2,496.8 Accesible 12.7 Residencial - Rural Muchos Ramales 27

Sureste A2 38 15,582.0 Crítico 40.2 Residencial - Urbana Intermedio 65

Sureste A3 29 6,932.1 Complicado 7.7 Residencial - Urbana Intermedio 55

Sureste A4 29 6,515.0 Accesible 11.3 Residencial - Urbana Intermedio 175

Sureste B1 6 1,267.0 Accesible 6.7 Residencial - Urbana Pocos Ramales 43

Sureste B2 0 0.0 Accesible 8.0 Residencial - Urbana Intermedio 40

Tabla 3.3.3.1. Matriz de Evaluación.

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Longitud (Km) Ponderación Acceso Ponderación

Más de 20,0 1.0 Inaccesible 1.0

15,0 - 20,0 0.8 Crítico 0.8

10,0 - 15,0 0.6 Complicado 0.6

5,0 - 10,0 0.4 Accesible 0.5

0 - 5,0 0.2 Fácil 0.4

N° de Fallas Ponderación

Tipo de Carga Servida Ponderación Más de 35 1.0

Cargas Especiales 1.00 27 - 35 0.8

Industrial 0.91 18 - 26 0.6

Industrial - Comercial 0.86 9 - 17 0.4

Militar 0.85 0 - 8 0.2

Industrial - Residencial 0.85

Comercial 0.64

Residencial - Comercial 0.63

Residencial - Urbana 0.59 Configuración Ponderación

Residencial - Rural 0.38 Muchos Ramales 1.0

Intermedio 0.7

Pocos Ramales 0.4

Carga (Amp) Ponderación MVAmin Ponderación

Más de 200 A 1.0 Más de 10000 1.0

150A - 200A 0.9 7500 - 10000 0.8

100A - 150A 0.8 5000 - 7500 0.6

50A - 100A 0.7 2500 - 5000 0.4

0 - 50A 0.6 0 - 2500 0.2

Tabla 3.3.3.2. Tablas de Preferencias.

18

Paso N° 5. Determinación del Indice Representativo por Circuito.

Aplicando los pesos sobre la matriz de utilidad, se obtiene un índice representativo de la

prioridad de cada circuito en la toma de la decisión definitiva. Esto se efectúa mediante la expresión: n

(Indice) j = Wi x Uij i=1 donde: (Indice) j = índice del circuito j. Wi = Peso del criterio. Uij = Valor en la matriz utilidad del criterio i, en el circuito j.

n = número de criterios. (Ver tabla 3.3.3.5)

C ircuito N° de F a llas M V A m in A cceso Long itud (K m ) Tipo de C a rga S e rvida C onfigurac ión C arga (A m p)

Lagunita A 3 0 .4 0 .8 0 .8 0 .4 0 .38 0 .4 0 .8

Hum bo ld t A 1 0 .6 0 .8 0 .5 0 .6 0 .59 1 .0 1 .0

Hum bo ld t A 5 0 .6 0 .4 0 .4 0 .2 0 .59 0 .7 0 .8

Hum bo ld t B 2 0 .8 0 .4 0 .6 0 .4 0 .59 0 .7 1 .0

P lace r A 4 0 .2 0 .2 0 .8 0 .4 0 .85 0 .4 0 .7

P lace r A 5 0 .4 0 .2 0 .8 1 .0 0 .38 0 .7 0 .7

P lace r B 1 0 .4 0 .2 0 .6 0 .4 0 .59 0 .7 0 .6

P lace r B 2 1 .0 1 .0 0 .6 0 .8 0 .59 1 .0 0 .6

P lace r B 4 0 .8 1 .0 0 .5 0 .8 0 .59 1 .0 0 .7

S ureste A 1 0 .4 0 .2 0 .5 0 .6 0 .59 1 .0 0 .6

S ureste A 2 1 .0 1 .0 0 .8 1 .0 0 .38 0 .7 0 .7

S ureste A 3 0 .8 0 .6 0 .6 0 .4 0 .59 0 .7 0 .7

S ureste A 4 0 .8 0 .6 0 .5 0 .6 0 .59 0 .7 0 .9

S ureste B 1 0 .2 0 .2 0 .5 0 .4 0 .59 0 .4 0 .6

S ureste B 2 0 .2 0 .2 0 .5 0 .4 0 .59 0 .7 0 .6

Tabla 3 .3 .3 .3 . M atriz de Utilidad.

C rite rio N° de F a llas M V A m in A cceso Long itud (K m ) Tipo de C a rga S e rvida C onfigurac ión C arga (A m p)

P eso 0 ,9 1 ,0 0 ,85 0 ,7 0 ,6 0 ,65 0 ,8

Tabla 3 .3 .3 .4 . Pe s os de los crite rios e valuados .

19

Tabla 3.3.3.5

3.3.4. Elección del Circuito Piloto. Los resultados obtenidos con la aplicación del Método Descriptivo de Campo Experimental sobre los circuitos en estudio, arrojaron con mayor índice representativo a los circuitos: SURESTE A2, PLACER B2 y PLACER B4, respectivamente. Sin embargo, dada la restricción asociada al número de equipos disponibles, se decide instalar RFCIs en los circuitos SURESTE A2 y PLACER B2, así como elegir de circuito piloto, para fines de evaluación y estudio, a SURESTE A2.

Circuito Indice Representativo Prioridad

Lagunita A3 3,248 8

Humboldt A1 3,989 4

Humboldt A5 2,869 11

Humboldt B2 3,519 6

Placer A4 2,670 12

Placer A5 3,183 9

Placer B1 2,639 13

Placer B2 4,454 2

Placer B4 4,269 3

Sureste A1 2,889 10

Sureste A2 4,523 1

Sureste A3 3,479 7

Sureste A4 3,694 5

Sureste B1 2,179 15

Sureste B2 2,374 14

20

CAPITULO IV EVALUACION ECONOMICA DE LOS INDICADORES DE FALLA CON COMUNICACIÓN VIA RADIO

(RFCI). Para efectuar el análisis económico, correspondiente a la implantación y operación de RFCIs en el circuito piloto (Sureste A2), se debe establecer una comparación entre los resultados obtenidos hasta los momentos en la localización de fallas permanentes y, los obtenidos con la incorporación de estos equipos.

Al ubicar estratégicamente los RFCIs a lo largo de un circuito de distribución, se logra una

reducción de los tiempos de maniobra y de localización de fallas, lo cual, permite la disminución tanto de las horas-hombre, como de los MVA minutos interrumpidos; lo que se traduce en ahorro de costos por concepto de energía dejada de vender y mano de obra.

4.1. ANÁLISIS DEL CIRCUITO PILOTO. Se recopila información de interés, relacionada con la etapa de localización de fallas, considerando sólo las interrupciones que cumplen con lo siguiente:

- Fallas ocurridas a nivel del circuito primario de distribución (nivel 6). - Fallas ocurridas para una condición normal del circuito, es decir, al momento de ocurrir la

avería, el circuito no se encontraba asumiendo carga de otro(s) circuito(s), ni tenia carga transferida.

Considerando lo expuesto anteriormente, en la tabla 4.1.1 se muestran los datos para un

período de estudio comprendido entre el 1/4/97 y el 31/3/98 y en la figura 4.1.2 se ilustra la configuración del circuito en estudio.

Tramo fallado

# de interrupciones

MVAmin MVAmin loc. Tiempo (min) Tiempo loc (min)

0 - 1 4 3.487 397 1.844 361

1 - 2 - 3 12 6.508 2.111 2.633 948

2 - F - - - - -

3 - 4 9 6.373 1.452 3.449 699

4 - 5 3 2.577 291 1.212 185

5 - F 5 3.995 687 3.815 1.338

Totales 33 22.940 4.938 12.953 4.131

Tabla 4.1.1.

21

Figura. 4.1.2. Diagrama ilustrativo de la configuración del circuito.

CIRCUITO SURESTE A2.

CAPACIDAD INSTALADA: 5.492 kVA.

DEMANDA MAXIMA: 1.405 kVA. FACTOR DE POTENCIA: 0,85

VOLTAJE: 12.470 V

RFCI # 5 KVAinst = 1.782

RFCI # 4

KVAinst =2.347

RFCI # 3

KVAinst = 2.897

RFCI # 2 KVAinst = 550

RFCI # 1 KVAinst = 4.517

F

F

Seccionador de

interconexión con el circuito Placer B2

(ID12482)

Sector con

difícil acceso

Vía de

Acceso

Interruptor del circuito

0

22

donde, para el total de interrupciones en cada tramo, se tiene que:

MVAmin: Son los MVA minutos interrumpidos durante el período de estudio. MVAmin loc: Son los MVA minutos interrumpidos, asignados a la etapa de localización de fallas, durante el período de estudio. Tiempo: Duración de las fallas. Tiempo loc: Duración de la etapa de localización de fallas.

4.2. ESTIMACIÓN DEL TIEMPOLOC y MVAMIN LOC.

La estimación del tiempo de localización de fallas y MVAmin durante esta etapa, se basa en el tiempo que debe tardar el personal de campo en ubicar el tramo fallado, mediante la inspección de los RFCIs y el de recuperar la mayor cantidad de carga posible bien sea desde el interruptor del circuito (vía SCADA) o desde seccionadores de interconexión.

Este proceso depende de algunos aspectos, tales como: número de cuadrillas disponibles, vía

de acceso tomada por el personal de campo, condición de la vía y del tiempo, etc. Es por ello, que a continuación se definen las condiciones para las cuales se realiza la estimación de las variables:

Se considera la disposición de sólo una cuadrilla para el procedimiento de localización y/o aislamiento de la falla y recuperación de carga (en caso de efectuarse mediante seccionadores de interconexión).

A pesar de haber definido dos protocolos de operación para la localización de fallas en el circuito piloto (la elección de una u otra, depende de la ubicación del personal de campo con respecto a las diferentes vías de acceso), la estimación de las variables se efectúa para la vía de acceso: La Trinidad - Hoyo de la Puerta - Gavilán - Turgua. Esta decisión obedece a lo siguiente:

a) Esta vía conduce rápidamente al punto donde se encuentra instalado el RFCI # 4. En dicho

punto (aguas abajo), se tiene el 43 % de la carga instalada del circuito, lo que da una idea de lo estratégico que resulta el mismo.

b) Este circuito tiene sólo un seccionador de interconexión, el cual se encuentra ubicado a una

distancia muy cercana al RFCI # 4 (a 2 km aproximadamente). Esto permite recuperar casi la mitad de la carga instalada, una vez que se verifica el estado del RFCI # 4. Para fallas ubicadas aguas arriba del RFCI, se recupera la carga a través del seccionador y para fallas aguas abajo, se recupera la carga desde la subestación.

Condiciones del terreno y del tiempo, normales.

La estimación se realiza, simulando la ocurrencia de una falla en cada uno de los tramos del circuito (tramos entre RFCIs, ilustrados en la figura 4.1.2) y posteriormente se efectúa un cálculo estimado del tiempo de localización y aislamiento de la falla, así como, del tiempo de recuperación de carga.

23

En la tabla 4.2.1, se muestran los resultados obtenidos de la estimación.

Punto de la falla

Tiempo loc (min)

kVA int loc

MVAmin loc

Recuperación de la carga

0 - 1 60 1.830 110 Desde el ID12482

1 - 2 - 3 60 745 45 Desde el ID12482 y la S/E

2 - F 15 550 8 Desde la subestación

3 - 4 10 2.897 29 Desde la subestación

4 - 5 55 2.347 129 Desde la subestación

5 - F 30 1.782 54 Desde la subestación

Tabla 4.2.1.

En la tabla 4.2.2, se presentan las comparaciones de las variables, para la ocurrencia del mismo

número de interrupciones en cada tramo. De igual manera se presenta el ahorro anual, que se estima, se pueda obtener.

MVAmin loc Tiempo loc (min)

Tramo fallado Actualmente Con RFCIs Actualmente Con RFCIs

0 - 1 397 440 361 240

1 - 2 - 3 2.111 540 948 720

2 - F - No se

considera - No se considera

3 - 4 1.452 261 699 90

4 – 5 291 387 185 165

5 – F 687 270 1.338 150

Totales 4.938 1.898 3.531 1.365

Ahorro anual 4.938 – 1.898 = 3.040 3.531 –1.365 = 2.166

Tabla 4.2.2

4.3. ESTIMACIÓN DEL AHORRO o BENEFICIO.

4.3.1. Costos de energía. Haciendo una abstracción de la ecuación de costos de energía, se calculan los que se logran

ahorrar con la implantación de los RFCIs.

donde: MVA instalados: Carga instalada en el circuito (en MVA).

24

Tarifa: Tarifa correspondiente al distrito al cual pertenece el circuito. En nuestro caso el circuito Sureste A2 pertenece al distrito 1, el cual tiene una tarifa de 41,151 Bs/kWh, para Marzo de 1998.

3.040 MVAmin x 1.194 kW x 0,85 x 41,151 Bs/kWh CE = ----------------------------------------------------------------

60 x 5,492 MVA

CE = 385.297 Bs.

Este valor representa la ganancia anual por la energía que se logra vender, con la incorporación de los RFCIs en el circuito.

4.3.2. Costos de mano de obra. La disminución en los tiempos de maniobra y localización de fallas, implican una reducción de las horas-hombre utilizadas para tal fin. Esto, expresado en Bolívares se puede calcular de la siguiente forma:

Costos de mano de obra = [Ahorro anual de Tiempo loc (min)] x [Bs / horas-hombre] Costos de mano de obra = (2166min) x (6618 Bs / horas-hombre) x (1h / 60 min)

Costos de mano de obra = 238.910 Bs

Este valor representa la ganancia o ahorro anual que se logra, con la disminución de las horas – hombre empleadas para efectuar maniobras, localizar fallas y recuperar carga. Finalmente, para obtener el ingreso o ganancia anual aportada por la implantación y operación de los RFCIs, se suman los ahorros por costos de energía y por mano de obra estimados anteriormente. Esto origina un total de:

INGRESO ANUAL = 624.207 Bs.

4.4. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO PILOTO.

Para el análisis económico de los equipos indicadores de falla, es necesario establecer comparaciones con la finalidad de determinar sus condiciones de adaptabilidad y versatilidad de trabajo. La metodología utilizada para la evaluación de los equipos es la siguiente: a) Análisis de la aceptabilidad de las desviaciones reportadas por el fabricante. b) Análisis de las características constructivas indicadas en la documentación técnica presentada por

el fabricante. La evaluación económica, está basada en los costos anuales de inversión, tiempo para la

recuperación del capital invertido y el costo asociado a las pérdidas por la energía dejada de vender. 4.4.1. Rentabilidad del proyecto piloto.

Para el análisis económico del proyecto en el Circuito Sureste A2, se considera: 1. La inversión inicial del proyecto, corresponde al costo total de la inversión realizada en los

equipos, utilizados para el mismo (Ver tabla 4.4.1).

25

2. El ingreso anual lo constituyen los ahorros estimados por costos de energía y mano de obra. Este ingreso anual, se considera constante en el transcurso de “n” años, es decir, no se considera aumento en la tarifa, ni en el costo de una hora-hombre.

3. Sólo se consideran como flujos monetarios, la inversión inicial y el ingreso anual, definidos en 1 y 2.

4. El periodo de estudio para el que se desea conocer la rentabilidad del proyecto, es de 10 años. Esto corresponde a un tiempo máximo (estimado) de vida útil de los RFCIs, para condiciones normales.

5. Los modelos empleados para determinar la rentabilidad del proyecto son los de valor actual y tiempo de pago.

6. La tasa mínima de rendimiento utilizada en los cálculos de la rentabilidad es del 13 %. Este valor corresponde a la tasa de interés considerada por La Electricidad de Caracas, en la evaluación de sus proyectos de inversión. 4.4.1.1. Valor Actual (VA).

El valor actual expresa la rentabilidad de un proyecto de inversión en forma de una cantidad de dinero (Bs) en el presente (t = 0), que es equivalente a los flujos monetarios netos del proyecto a una determinada tasa mínima de rendimiento. Si se expresan los costos e ingresos asociados al proyecto piloto (Sureste A2) sobre una escala de tiempo, se tiene: -2.043.150 Bs 624.207 Bs 624.207 Bs 624.207 Bs 624.207 Bs ............................................. 624.207 Bs

0 1 2 3 4 ........................................ 10 años i = TMR = 13 %

Luego, utilizando la ecuación del valor actual y aplicando el factor de actualización de una serie uniforme [6], el valor actual del proyecto es:

VA (13 %) = - 2.043.150 + 624.207 (P/R13% ,10)

donde, (P/R13% ,10) = 5,4262

De modo que:

VA (13%) = 1.343.922 Bs

Esto significa que los ingresos del proyecto son superiores a los costos, incluida la tasa mínima de rendimiento del 13 %, por lo que el proyecto resulta rentable. 4.4.1.2. Tiempo de pago (TP ó r*). El tiempo de pago es un modelo de evaluación que mide el tiempo, en años, requerido para que los flujos monetarios netos recuperen la inversión inicial a una tasa mínima de rendimiento igual a cero. De esta definición se deriva que este modelo hace énfasis en determinar cuan rápido se recupera la inversión de capital y no en la cantidad de beneficios obtenidos. Es por esta razón, que un análisis económico de un proyecto nunca está basado únicamente en su tiempo de pago. En concordancia con la definición, matemáticamente, el tiempo de pago se calcula mediante la siguiente expresión:

r *

- II + Ft = 0 t = 0

26

II: Inversión inicial Ft: Flujo neto en cada año.

El tiempo de pago para este proyecto se determina haciendo uso de la expresión anterior, sobre la escala de tiempo mostrada.

-2.043.150 Bs 624.207 Bs 624.207 Bs 624.207 Bs 624.207 Bs ..............................624.207 Bs

0 1 2 3 4 ........................................ 10 años i = TMR = 13 %

Esto se calcula de la siguiente manera: t =1, -2.043.150 + 624.207 = -1.418.943 t =2, -2.043.150 + 2(624.207) = -794.736 t =3, -2.043.150 + 3(624.207) = -170.529 t =4, -2.043.150 + 4(624.207) = 453.678 En este caso, en t = 3 se cubre parcialmente el pago de la inversión; para cubrirla totalmente, se

fracciona el ingreso en t = 4 de la siguiente forma:

(170.529 / 624.207) + (453.678 / 624.207) Correspondiendo el valor de 0,27 al complemento (en tiempo) para cubrir la inversión. De este

modo, el tiempo de pago es:

TP = 3,27 años

Entre las desventajas que presenta este modelo de evaluación de rentabilidad, la más relevante,

es que no toma en cuenta el valor del dinero en el tiempo, ya que se calcula para una i = 0 %.

MODELO PRECIO UNITARIO

EN $ TIPO DE CAMBIO

EN Bs PRECIO UNITARIO

EN Bs NUMERO DE UNIDADES

COSTO (Bs)

1547D 235 530 124.550 15 1.868.250

1560-1 330 530 174.900 1 174.900

Costo Total = 2.043.150 Bs

Tabla 4.4.1. Inversión inicial del proyecto piloto en el circuito Sureste A2

Nótese el cambio

de signo.

0,27 0,73

24

4.5. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD. La rentabilidad de un proyecto, en general es función de los flujos monetarios, de la vida y de la tasa mínima de rendimiento. Ahora bien, si se realiza un análisis de tipo determinístico, estas variables son valores únicos y, por consiguiente, la rentabilidad del proyecto, cualquiera que sea la forma en que se exprese, es también un valor único. El análisis de sensibilidad determina la influencia de un parámetro o variable en la medida de rendimiento económico. Consiste en introducir cambios o variaciones en la variable que se considera crítica dentro de un intervalo de interés, manteniendo el resto de las variables constantes, con el fin de observar el efecto que producen tales cambios en la rentabilidad del proyecto de inversión. Una variable, para los efectos del análisis de sensibilidad, se considera crítica cuando se espera que puedan ocurrir cambios futuros de su valor más probable, es decir, que la probabilidad de ocurrencia del cambio es significativa. Cabe destacar, que si hay más de una variable crítica los cambios en las variables se hacen bajo suposición de independencia entre las mismas, es decir, los cambios se realizan por separado en cada variable.

4.5.1. Análisis de sensibilidad del proyecto piloto. Para el análisis de sensibilidad del presente trabajo, se consideran como variables críticas: la

tasa mínima de rendimiento y la vida del proyecto (vida útil de los equipos). La primera, a consecuencia de la inestabilidad que han experimentado las tasas de interés en los últimos tiempos; mientras que la segunda, para determinar los efectos que causaría la disminución de la vida útil de los equipos. En ambos casos se utiliza el Valor Actual para determinar la rentabilidad de un conjunto de valores.

En la tabla 4.5.1/1 se muestran los valores actuales correspondientes a diferentes valores de la

tasa mínima de rendimiento (se mantienen igual los costos, ingresos y vida del proyecto, considerados en el punto 4.4.1.1).

Tasa mínima 10 % 13 % 20 % 25 % 30%

Valor Actual (Bs) 1792290 1343922 573775 185581 -113414

Tabla 4.5.1/1

Figura 4.5.1/1. Al analizar esta figura, se observa que los valores actuales disminuyen a medida que la tasa

mínima de rendimiento aumenta y que para i = 28 % el valor actual es cero, es decir, la i* ó TIR = 28 %. Para valores de la tasa mínima de rendimiento mayores que 28 % se obtienen valores actuales

-0,4

0,2

0,8

1,4

2

Tasa de interes (i)

VA

(e

n M

MB

s)

10% 20% 30% 40%

i* = 28%

24

negativos. En consecuencia, se concluye que la rentabilidad del proyecto es sensible a la tasa mínima de rendimiento.

Ahora se realiza el análisis de sensibilidad, considerando la variación de la vida del proyecto. En la tabla 4.5.2/2 se muestran los valores actuales correspondientes a diferentes periodos de vida (se mantienen igual los costos, ingresos y tasa mínima de rendimiento, considerados en el punto 4.4.1.1).

Vida del proyecto (años) 4 5 6 8 10

Valor Actual (Bs) -186509 152311 452118 952232 1343922

Tabla 4.5.2/2

Al igual que en el análisis anterior, se representan gráficamente los pares de valores mostrados en la tabla 4.5.2/2, lo cual se ilustra en la figura 4.5.2/2.

Al analizar la figura anterior, se puede observar como el valor actual disminuye a medida que lo hace la vida del proyecto. Esto significa que la rentabilidad del proyecto también es sensible a la vida del mismo, y no debe ser menor a 4,53 años aproximadamente.

-0,2

0,2

0,6

1

1,4

1,8

Vida del proyecto (años)

VA

(en

MM

Bs)

2 4 6 8 10

24

BIBLIOGRAFIA

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