presentación de powerpoint - asocodis · 4. la gestión de activos y el aom es una decisión del...

Reposición de Activos de Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica basada en el aspecto de confiabilidad

Carlos J. Zapata, Mauricio Granada [email protected] - [email protected]

Guillermo A. Reyes [email protected]

mailto:[email protected]



1. INTRODUCCION

La Gestión de la Actividad de Distribución de Energía y de sus Activos en Nivel I y II es una tarea compleja por: 1. La regulación y remuneración ha migrado a Modelos basados en el desempeño PBR

(Performance Based Ratemarking).

2. Existe el criterio de Tarifa Integral en la que convive el cargo por Distribución y la Calidad atada a la misma. REMUNERACIÓN VS CALIDAD.

3. AOM a remunerar es una consecuencia del desempeño de la Calidad del servicio.

4. La gestión de Activos y el AOM es una decisión del OR bajo el esquema de reconocimiento a nuevo de los activos, costo de inversión y mantenimiento, pero con señales de efectivo desempeño del sistema al introducir en el modelo que regula la actividad, el mecanismo de regular la Calidad del servicio.

5. El OR se enfrenta en el nivel I y II a un sistema radial, que crece rápida y espontáneamente por el requerimiento de cobertura, con una gran cantidad de componentes de diferentes edades, marcas, capacidades y tecnologías, reparables y no reparables, componentes que no tienen hojas de vida, sino una posición en el sistema.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

• Estrategia de remplazo con el criterio de optimalidad

• El número óptimo de componentes a reemplazar.

• Los componentes a ser reemplazados .

• La secuencia en que deben ser reemplazados, es decir, la priorización de inversiones para la reposición.

• Beneficios.

• Desarrollar una metodología para la reposición de activos en los niveles I y II del SDL de CHEC basados en el aspecto de confiabilidad.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

3. PROPUESTA

Desarrollar una metodología para la reposición de activos en los niveles I y II del SDL de CHEC basados en el aspecto de confiabilidad. Tomando en cuenta las características de los activos a ser evaluados.

Criterio Tendencia Interpretación

-1.967 ≤ UL ≤

+1.967

ó

-1.967 ≤ ULR ≤

+1.967

Cero Pasa el tiempo, no se observan un patrón de crecimiento o decrecimiento en el número de eventos que llegan, ni en las magnitudes de los tiempos inter-arribo.

UL > +1.967

ó

ULR > +1.967

Positiva La llegada de eventos se incrementa con el tiempo, los tiempos inter-arribo decrecen con el tiempo.

UL < -1.967

ó

ULR < -1.967

Negativa La llegada de eventos se reduce con el tiempo, los tiempos inter-arribo aumentan con el tiempo.

13.2 kV 13.2 kV 33 kV

Urbano Rural Rural

Fallas

Otras salidas

no planeadas

No Planeadas

Eventos

6. PRIMER ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD

Índice Ecuación Observación

Tasa de salidas

1

/ ( * )n

o ii

n N T ttrs 7.1 Aplica a componentes no

longitudinales

1

/ ( ))n

o i ii

n NT ttrs X 7.2

Aplica a componentes

longitudinales sí en cada salida i se

desconecta una longitud diferente

Xi

1

/ ( )n

o ii

n NT Xpr ttrs 7.3 Aplica a componentes

longitudinales sí en cada salida se

desconecta una longitud Xpr

Tasa de fallas

1

/ ( * )n

i f ii

n N T ttr 7.4 Aplica a componentes no

longitudinales

1

/ ( ))fn

i f i ii

n NT ttr X 7.5


longitudinales, sí en cada falla i se


Xi

1

/ ( )fn

i f ii

n NT Xpr ttr 7.6 Aplica a componentes

longitudinales sí en cada falla se


Tiempo medio para

restauración

1

( ) /n

ii

MTTRS ttrs n 7.7 Es la duración promedia de todos

los tipos de salidas

Tiempo medio para

reparación

1

( ) /nf

i fi

MTTR r ttr n 7.8 Es la duración promedia de las

fallas

Tiempo medio para

restauración de salida

planeada

1

( ) /np

i pi

MTTRP ttrp n 7.9 Es la duración promedia de las

salidas planeadas

Tiempo medio para


planeada

1

( ) /nu

i ui

MTTRU ttru n 7.9 Es la duración promedia de las

salidas no planeadas

Disponibilidad

operacional

1

(1 / ( * )) *100%n

o ii

A ttrs N T 7.10

Disponibilidad

inherente 1

(1 /( * )) *100%fn

I ii

A ttr N T

7.11

Indisponibilidad

operacional 1

( ) /( * ) * 8760n

o ii

U ttr N T

7.12 Horas de indisponibilidad por año

debido a las salidas de todo tipo

Indisponibilidad

inherente

1

( ) / ( * ) * 8760fn

i ii

U ttr N T 7.13 Horas de indisponibilidad por año

debido a las fallas

6. PRIMER ANALISIS DE CONFIABILIDAD

Índice Ecuación Observación

Tasa de salidas

1

/ ( * )n

o ii

n N T ttrs 7.1 Aplica a componentes no

longitudinales

1

/ ( ))n

o i ii

n NT ttrs X 7.2


longitudinales sí en cada salida i se


Xi

1

/ ( )n

o ii

n NT Xpr ttrs 7.3 Aplica a componentes

longitudinales sí en cada salida se


Tasa de fallas

1

/ ( * )n

i f ii

n N T ttr 7.4 Aplica a componentes no

longitudinales

1

/ ( ))fn

i f i ii

n NT ttr X 7.5


longitudinales, sí en cada falla i se


Xi

1

/ ( )fn

i f ii

n NT Xpr ttr 7.6 Aplica a componentes

longitudinales sí en cada falla se


Tiempo medio para

restauración

1

( ) /n

ii

MTTRS ttrs n 7.7 Es la duración promedia de todos

los tipos de salidas

Tiempo medio para

reparación

1

( ) /nf

i fi

MTTR r ttr n 7.8 Es la duración promedia de las

fallas

Tiempo medio para


planeada

1

( ) /np

i pi

MTTRP ttrp n 7.9 Es la duración promedia de las

salidas planeadas

Tiempo medio para


planeada

1

( ) /nu

i ui

MTTRU ttru n 7.9 Es la duración promedia de las

salidas no planeadas

Disponibilidad

operacional

1

(1 / ( * )) *100%n

o ii

A ttrs N T 7.10

Disponibilidad

inherente 1

(1 /( * )) *100%fn

I ii

A ttr N T

7.11

Indisponibilidad

operacional 1

( ) /( * ) * 8760n

o ii

U ttr N T

7.12 Horas de indisponibilidad por año

debido a las salidas de todo tipo

Indisponibilidad

inherente

1

( ) / ( * ) * 8760fn

i ii

U ttr N T 7.13 Horas de indisponibilidad por año

debido a las fallas

Índices estadísticos de confiabilidad

GESTION DEL DESEMPEÑO DEL SISTEMA


6.3. Diagnóstico del estado de confiabilidad del grupo de componentes. • Tendencia positiva UL > +1.967 ó ULR > +1.967 • Sin Tendencia 1.967 ≤ UL ≤ +1.967 ó -1.967 ≤ ULR ≤ +1.967

• Tendencia Negativa UL < -1.967 ó ULR < -1.967


6.3. Diagnóstico del estado de confiabilidad del grupo de componentes.

El deterioro se observa en la tendencia del total de eventos no planeados que arriban a un grupo de componentes, y por lo tanto se debe conocer si: • El deterioro se origina en los componentes como tal, es

decir, en los ttf. Para que el grupo de componentes bajo esta condición sea sujeto de análisis de reposición de activos.

• El deterioro se origina en otros eventos no planeados

externos a los componentes, es decir en los ttou.

• La tendencia en el arribo de eventos no planeados (fallas propias más otros eventos no planeados), es decir en los ttu dependen entonces de las dos anteriores y de su participación en el total de eventos no planeados.

Las causas de otras salidas no planeadas, no se incorporan en el proceso de reposición y se costean los componentes para determinar el costo máximo de una solución remedial a aplicar.

13.2 kV 13.2 kV 33 kV

Urbano Rural Rural

Ttf

UL 36.196 268.344 23.256

ULR 26.798 126.648 1.32

Ttou

UL 20.485 398.253 50.555

ULR 10.288 119.364 28.533

Ttu

UL 34.541 475.749 5.636

ULR 17.938 175.385 32.907

TENDENCIA EN LA LLEGADA DE EVENTOS NO PLANEADOS A CIRCUITOS PRIMARIOS AEREOS ZONA ORIENTE

13.2 kV 13.2 kV 33 kV

Urbano Rural Rural

Fallas

Otras salidas

no planeadas

No Planeadas

Eventos

ESTADO DE CONFIABILIDAD CIRCUITOS PRIMARIOS AEREOS DE DISTRIBUCIÓN ZONA ORIENTE

7. SEGUNDO ANALISIS DE CONFIABILIDAD

Análisis Causa raíz

Se establece el Rankin de componentes que más fallan

Análisis del proceso de reparación ‘ se calculan los estadísticos UL, y ULR, para los tiempos

de reparación. Ttr (propios), ttou (otras salidas no planeadas).

Modelo de Reparación de componentes

Modelo de Fallas componentes

λo, λi

Tendencia en

tiempos de

reparación

Tendencia en número

de reparaciones

Tipo de carita

Significado

0 0

No se observa deterioro ni mejora en el desempeño de las cuadrillas de reparación

+ -

Se observa deterioro en el desempeño de las cuadrillas de reparación

- +

Se observa mejora en el desempeño de las cuadrillas de reparación


7.1.1 Modelo de Fallas de componentes.

7.1.1.2 Modelo de Fallas de componentes Nuevos: b. Se calcula la tasa de fallas promedio de un componente con deterioro de la siguiente forma: c. Se estima el modelo de fallas de un nuevo componente i de la siguiente forma:

Nk

k

i

i

o

1

N es el número de componentes en el grupo, si el componente es de tipo unitario, ó los kilómetros de red en el grupo, si el componente es de tipo longitudinal

oldi K 0.1iDonde K es un factor empírico que representa la reducción en tasa de fallas de un componente nuevo con respecto a uno envejecido. Por ejemplo, en referencia consultada, para componentes de sistemas de distribución, este factor varía entre 0.02 y 0.04375. Para el presente estudio se asume K=0.05.

a. Se obtienen las fallas acumuladas en el grupo de componentes para cada uno de los años del periodo de los registros

Los modelos de fallas de los componentes existentes y nuevos se utilizan para calcular la indisponibilidad esperada de los componentes existentes y remplazados, y su influencia en la energía no servida en el plan de reposición de activos.


7.1.2 Análisis Procesos de Reparación: analizar la tendencia para establecer el desempeño en el proceso de reparaciones. En este caso, se calculan los estadísticos de tendencia UL y ULR para las muestras de tiempos para reparación de fallas propias ttr y tiempos de reparación de otras salidas no planeadas ttrou.

Tendencia en tiempos para reparación de fallas propias en circuitos primarios aéreos - Zonas Oriente y Suroccidente

Tendencia en tiempos para reparación de otras salidas no planeadas en circuitos primarios aéreos - Zonas Oriente y Suroccidente

Modelo de reparación de fallas propias - circuitos primarios de distribución aéreos

Modelo de reparación de otras salidas no planeadas - circuitos primarios de distribución aéreos

El modelo será utilizado dentro del proceso de optimización de plan de reposición de activos para

calcular el tiempo de indisponibilidad que a su vez sirve para calcular la energía no servida.

Zona

Urbano Rural

13.2 kV 33 kV 13.2 kV 33 kV

λr β λr β λr β λr β

Centro --- --- 5.9938 1.6321 18.6985 0.9377 32.8127 0.5912

Noroccidente 32.1302 0.8824 --- --- 15.9114 0.9644 --- ---

Norte 18.1493 1.2671 --- --- 22.5601 0.8441 --- ---

Oriente --- --- --- --- 6.9464 1.0116 96.8875 0.5428

Sur --- --- --- --- --- --- --- ---

Suroccidente --- --- --- --- 56.2366 0.6871 --- ---

Zona

Urbano Rural

13.2 kV 33 kV 13.2 kV 33 kV

λr β λr β λr β λr β

Centro --- --- 1.5E-05 7.0847 43.0842 0.6858 --- ---

Noroccidente 38.0971 0.6257 --- --- 33.0281 0.6907 25.7033 0.7876

Norte --- --- --- --- 17.0722 0.7363 --- ---

Oriente 47.2302 0.5982 --- --- 19.8271 0.7815 --- ---

Sur --- --- --- --- --- --- --- ---

Suroccidente 49.2256 0.5416 --- --- 19.1618 0.7273 --- ---

8. PLAN DE REPOSICION

8.1 Metodología General.


8.1 Calculo Indisponibilidad y Energía No Servida. Para cada componente que se considera dentro de la reposición de activos se calcula la indisponibilidad DTT y la Energía no Servida ENS asociada al mismo en cada año futuro del horizonte de estudio T.

Para cada año i se obtiene el valor esperado de fallas propias y otras salidas no planeadas del componente aplicando >>>>

Para cada año i se obtiene el valor esperado de reparaciones de fallas propias y otras salidas no planeadas aplicando>>>

La indisponibilidad debida a fallas propias u otras salidas no planeadas en el año i del componente j, aplicando >>>.

La energía no servida en el año i del componente j se obtiene aplicando >>>>>.

i

i

FjFjFji dttiNE1

i

i

RRRi dttiNE

1

RiFjiji

kDTT

Donde k es una constante de transformación para convertir las unidades del valor esperado de reparaciones a horas. Por ejemplo, si la función de intensidad de reparaciones se expresa en reparaciones/día, entonces k=24 horas.

jjiji DDTTENS

Dj es la demanda promedio de los usuarios afectado por la componente j. EPU es la energía promedio de los NU usuarios afectados por la salida del componente j. La sumatoria se hace por Transformador de distribución afectado por la salida del Componente

NUEPUD j

AGU23L12

N40002

28778

N40003

28637N4000428638

N4000528639

N4000628640

N40034

28667

N40035

28668

N40035

N4003628669N40036

N40067

50613N40067

28670N40037

N40038

28671

N40039

28672

N40040

28673

N40047

28674

N40047

N40041

28675N40044

28678N4004528679

N40046

28680N40046

28641N40007

N4000828642

N40009

28643

N40009

N40010

28644

N40010

N40010

N40011

28645

N40012

28646

N40013

28647

N40014N40013

N40015

28648

N4001628649N40016

N40016

N40017

28650

N40018

28651

N40018

N40019

28652

N40021

28654

N40021

N40022

28655

N40023

28656

N40023

N40024

28657

N40024

N40062

49866

N40063

49868

N40063N40070 56885N40070

N4002028653

N40020

N40025

28658

N40026

28659

N4005128684

N40051

N4005228685

N40052

N4002728660

N4002828661

N40028

N4005328686N40053

N40029

28662

N4003028663

N4003128664

N40032

28665N40032

N40033

28666

N4005428687N40054

N4005528688

N40055

N4005628689

N4005728690N40057N4005828691N40058

N4005928692

N4006028693N40060

N4006128694

N40061

N40064

50610

N40065

50611

N4006650612N40066

N40069

54227

N40069

N40048

28681

N40049

28682N40049

N40050

28683

N40050

NENS(n-1)

ENS1

ENS2

ENS3

ENS4

1

Nc

i

i

ENS

ENS5

ENS6

Barrido Aguas arriba Barrido Aguas abajo

Determino NENS caso base



8.2 Reposición óptima.

El estudio de alternativas de reposición de activos óptima para cada año de estudio: • Determina la reposición óptima de un subconjunto de

activos, con una población de Nc componentes existentes dentro de un grupo de componentes de características similares, que permita obtener el menor Nivel de Energía No Servida NENS con el menor costo de inversión después de ejecutar la reposición, actuando en respuesta a ocurrencias de fallas dentro de un horizonte de planeamiento de T años.

• El plan óptimo considera la vida útil de los diferentes

componentes de la red, el costo de inversión en el tiempo, el crecimiento de la demanda, la variación en el tiempo del número de usuarios, el comportamiento histórico de las tasas de fallas y la topología radial de la red para el cálculo del nivel de energía no servida.

• El problema resultante es un problema de programación

no lineal binario multiobjetivo, el cual se resuelve usando técnicas de optimización combinatorial (A.G-NSGAII)


8.2 Reposición óptima. 8.2.1 Funciones Objetivo: Dos funciones objetivo son consideradas al establecer un plan de reposición de activos: • Minimizar (NENS) simulando n-1 contingencias en

cada componente de interés del sistema a fin de calcular la Energía No Servida (ENS) en cada contingencia. La ENS de todas las contingencias es sumada para obtener NENS que represente la calidad de todo el SDL. .

CN

c

T

p abajoaguasBarrido

pcpcpcobj NUEPUDTTNENSF

1 1

,,,1

NUc,p Número promedio de usuarios del transformador aguas abajo del componente c, en el periodo p. EPUc,p Energía promedio por usuario [kWh/hora] del transformador aguas abajo del componente c, en el periodo p. DTTc,p Promedio anual de duración de interrupción del elemento c, en el periodo p [horas/año] Nc Número de componentes candidatos a reposición. T Horizonte de planeamiento En términos prácticos lo que se hace es mirar cual es la carga interrumpida aguas abajo de la posición del componente c; esta carga interrumpida se expresa en términos de energía.

El nivel de ENS (NENS) de todo el plan es la suma de todas las ENS obtenidas bajo contingencia [kWh/año]. Un valor de NENS es calculado para el caso base (sistema de distribución sin reposición), un nuevo NENS se calcula para cada plan de reposición, observando la evolución de mejora del sistema en el NENS a causa de la reposición de las componentes (componentes con menor tasa de fallas, que asocian un DTT por menor cantidad de fallas en el sistema).


8.2 Reposición óptima. 8.2.1 Funciones Objetivo: Dos funciones objetivo son consideradas al establecer un plan de reposición de activos:

• Minimizar los costos C

NT

i

i

i

n

i

j

n

j

jobj NP

AF

PCICAUEFC

1

2

Para efectos del análisis del costo de reposición, el método escogido es el Costo Anual Uniforme Equivalente (CAUE). CIj Costo de la inversión por reposición en el periodo j. (P/F)i

j Valor presente de un futuro. (A/P)i

n Anualidad de un valor presente n Horizonte de planeamiento en años. i Tasa de interés. j Cantidad de períodos entre el presente y el futuro. P Costo de inversión del componente que es objeto de reposición. Factor de peso para considerar la violación de la restricción

C

NT

i

i NC

.

1

La restricción es penalizada de forma que las soluciones óptimas encontradas sugieren reposiciones alrededor de Nc componentes del SDL

NSGAII


8.2 Reposición óptima. 8.2.2 Optimización MultiObjetivo:

Seudo-Código para el NSGA-II 1. Generar una población P de tamaño N. 2. Identificar los frentes de dominancia y evaluar las distancias de apilamiento en cada frente. 3. Usando selección (<c), cruzamiento y mutación se genera una población descendiente del mismo tamaño de P. 4. Reunir Padres e hijos en un conjunto de tamaño 2N y clasificar los frentes de dominancia. 5. Determinar el conjunto descendiente final seleccionando los frentes de mejor rango. Si se supera el límite de población N, eliminar las soluciones con menor distancia de apilamiento en el último frente seleccionado. 6. Sí se cumple el criterio de convergencia, Fin del proceso. De lo contrario retornar al paso 3.

Esquema general del procedimiento NSGA-II

9. RESULTADOS

Alimentador Envío Recibo kVA Plan 1 (Año) Plan 2 Plan 3

INS23L13 C22009 C22009 25 20 20

AMR23L13 C30079 C30079 37.5 3 3

CHA23L16 C14055 C14055 25 18

MAN23L13 M20192 M20192 25 15 15

CHA23L14 C12924 C12924 25 16 16

INS23L13 C22070 C22070 50 15 15

CAUE $ 3,147,826.86 $ 2,079,421.77

NENS Caso Base [kWh] 6.848E+10 NENS [%] 8.53 15.03

VPN(2012) $ 26,188,874.40 $ 17,300,098.78

Alimentador Envío Recibo [km] Plan 1 Plan 2 Plan 3

LMC23L14 N30024 N30024 0.5571 3

LMC23L14 N30032 N30032 0.517 19 19

AGU23L12 N40040 N40040 0.3908 10 8

CAUE $ 4,032,952.60 $ 2,215,995.57 $ 818,159.64

NENS Caso Base [kWh] 2.765E+10 NENS [%] 44.14 72.81 99.03

VPN(2012) $ 33,552,826.71 $ 18,436,347.45 $ 6,806,816.61

Transformadores

Red Secundaría

Que y Cuanto Donde Cuando

9. RESULTADOS 9.2. Plan de Reposición de Activos a 5 años. (2013-2017) Plan 1 :Primer Año (mayor costo). 2013.

Donde:

1. Circuitos primarios

2. Redes secundarias

3. Transformadores

4. Cortacircuitos

5. Seccionadores de línea

6. Interruptor de subestación tipo celda

9. RESULTADOS 9.2. Plan de Medidas Remediales a 5 años (2013-2017).

Muestra de tablas de resultados, donde se evidencia las acciones remediales a realizar en el primer año para el plan con mayor costo

Donde: 1. Circuitos primarios 2. Redes secundarias 3. Transformadores

4. Cortacircuitos 5. Seccionadores de línea 6. Interruptor de subestación tipo celda

9. RESULTADOS

9.3. Costo Total Plan de Reposición y Medidas Remediales. 5 años.

9.3.1 Plan Mayor Costo

9.3.2 Plan Costo Intermedio.

DESCRIPCION PLANES 1

2013 2013 a 1 KM 2014 2014 a 1 KM 2015 2015 a 1 KM 2016 2016 a 1 KM 2017 2017 a 1 KM

PLAN MEDIDAS REMEDIALES 604.750.369,76

2.428.514.569,97

185.856.041,60

2.210.264.033,94

241.990.651,56

2.769.144.498,85

333.880.618,22

2.947.620.630,74 527.913.826,41

2.997.600.590,03

PLAN DE REPOSICION 86.211.270,72

788.688.740,75

63.090.587,58

1.093.197.334,18

452.865.155,34

1.576.791.188,19

118.132.375,90

814.010.885,70 84.488.146,50

998.246.361,11

TOTAL DE LOS PLANES 690.961.640,47

3.217.203.310,72

248.946.629,18

3.303.461.368,11

694.855.806,91

4.345.935.687,04

452.012.994,12

3.761.631.516,44 612.401.972,91

3.995.846.951,14

Valor Presente Neto




2.201.536.188,89

152.737.934,77

1.816.412.105,50

180.282.650,80

2.063.008.250,46

225.492.276,24

1.990.728.569,54 323.212.846,23

1.835.267.367,71


78.132.382,38

78.132.382,38

78.132.382,38

78.132.382,38

78.132.382,38

78.132.382,38

78.132.382,38 78.132.382,38

78.132.382,38


2.279.668.571,27

230.870.317,15

1.894.544.487,88

258.415.033,18

2.141.140.632,84

303.624.658,62

2.068.860.951,92 401.345.228,61

1.913.399.750,09




1.917.315.756,36

286.724.781,49

1.700.290.294,21

209.525.436,55

2.321.225.364,40

259.241.681,55

2.515.602.622,54 262.869.477,45

2.291.144.251,20


788.688.740,75

55.782.210,22

828.470.135,77

281.276.376,20

1.004.603.715,16

15.617.831,63

419.926.292,95 82.640.487,16

846.496.888,64


2.706.004.497,11

342.506.991,70

2.528.760.429,98

490.801.812,75

3.325.829.079,57

274.859.513,18

2.935.528.915,49 345.509.964,60

3.137.641.139,84

Valor Presente Neto




1.738.115.997,06

235.632.646,62

1.397.311.735,55

156.096.117,22

1.729.309.207,21

175.083.528,89

1.698.957.443,19 160.940.645,51

1.402.742.677,90


329.882.715,16

45.817.328,06

680.473.001,20

209.379.577,62

747.817.873,64

10.536.316,75

283.296.461,22 50.527.518,59

517.559.718,59


2.067.998.712,22

281.449.974,68

2.077.784.736,75

365.475.694,84

2.477.127.080,85

185.619.845,64

1.982.253.904,41 211.468.164,09

1.920.302.396,49

9. RESULTADOS

9.3. Costo Total Plan de Reposición y Medidas Remediales. 5 años.

9.3.3 Plan Menor Costo




2.155.155.301,17

303.842.724,45

2.137.202.351,71

241.956.528,44

2.596.902.357,96

285.528.891,91

2.673.339.766,23 487.693.927,74

2.950.403.971,92


587.635.951,03

55.078.048,32

55.078.048,32

876.587.042,00

1.278.417.472,69

110.965.138,89

602.227.029,60 115.108.285,72

1.066.381.962,40


2.742.791.252,20

358.920.772,77

2.192.280.400,03

1.118.543.570,43

3.875.319.830,65

396.494.030,80

3.275.566.795,83 602.802.213,46

4.016.785.934,32

Valor Presente Neto




1.953.726.136,50

249.700.304,75

1.756.369.449,05

180.257.229,13

1.934.688.129,26

192.837.068,86

1.805.488.058,14 298.588.395,66

1.806.371.452,30


532.568.380,49

45.238.956,99

719.994.348,05

275.129.572,07

951.642.345,76

74.860.830,80

406.282.695,80 70.378.772,52

652.000.445,34


2.486.294.516,98

294.939.261,75

2.476.363.797,10

455.386.801,20

2.886.330.475,01

267.697.899,67

2.211.770.753,93 368.967.168,18

2.458.371.897,64

10. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• El modelo desarrollado de reposición de activos para los niveles de tensión I y II ha permitido priorizar las inversiones por reposición, en función de la energía interrumpida a causa del deterioro de los activos, determinando la zona, circuito, tramo de red y componente a reponer.

• El modelo de reposición ha permitido complementar tendencias históricas o tradicionales

en la determinación presupuestal aplicadas en el sector y enunciadas en la introducción, con metodologías que permiten determinar la reposición al aplicar técnicas aplicadas de confiabilidad y optimización matemática, a la vez que permite el direccionamiento de la reposición en la zona, circuito, tramos y componentes que lo requieren.

• El modelo por sí mismo no responde a todas las posibles situaciones que se deben

considerar en las inversiones por reposición; solo se incluye el criterio de confiabilidad de componentes, otras consideraciones como la seguridad eléctrica, desempeño eléctrico (capacidad de transporte, tensión, pérdidas), etc. no se han considerado y pueden ser parte de trabajos futuros para complementar el modelo desarrollado.

• Trabajos futuros para complementar la herramienta de priorización de inversiones , podrían incluir otras variables como por ejemplo, pérdidas técnicas , reconocimiento de inversión, entre otras.

presentación de powerpoint - asocodis · 4. la gestión de activos y el aom es una decisión del...

Documents