cap 09 - optimizacion de la instalacion rev3

Actualización del Estudio Repotenciación de la Pequeña Central Hidroeléctrica HerccaEstudio de Factibilidad

9.1

9. OPTIMIZACION DE LA INSTALACION

9.1 Esquema General del Proyecto

El esquema general del proyecto se implantará sobre el esquema de la central existente. Para ello y en forma independiente del caudal de diseño a ser determinado dentro del estudio de alternativas, la repotenciación de la central constará de los siguientes elementos:

Bocatoma en el río Hercca en la misma ubicación de la bocatoma existente, la misma que consistirá de un barraje fijo, de concreto masivo y enrocado, muros de encauzamiento sobre ambas márgenes, ventana de captación tipo lateral con reja, canal desgravador con compuerta de purga, canal de captación con compuerta de regulación y reja fina. Todas estas instalaciones para un caudal de captación compatible con las nuevas instalaciones.

Desarenador de una nave, con una longitud adecuada al caudal de diseño, capacidad de decantación de partículas de diámetro mínimo 0.5 mm, compuertas de purga y rejas finas.

Conducción mediante canal o tubería con flujo a superficie libre, escogiendo en cada caso la conducción que resulte más conveniente. La conducción seguirá el trazado de la conducción existente y aprovechará la plataforma construida.

Cámara de carga ubicada al final de la conducción, la misma que consiste muros y losas de concreto armado. Esta cámara conecta la conducción a pelo libre y la tubería forzada y estará provista de una reja fina, aliviadero de demasías y una purga de sedimentos controlada por una compuerta

Tubería forzada de un diámetro y espesor adecuado al caudal de diseño de la central.

Casa de máquinas para albergar a los equipos de generación que consisten de dos turbinas con sus respectivos generadores, tableros de control y mando y celdas de salida y servicios auxiliares.

Subestación de interconexión en 138 kV ubicada adyacente a la casa de máquinas

Línea de interconexión en 138 kV que enlaza la central con la línea 138 kV existente entre Combapata y Tintaya en la estructura 297.

9.2 Alternativas Analizadas

Se han analizado alternativas para caudales de diseño de 4, 5, 6, 8 y 10 m³/s.

En cada caso se han determinado las cotas de captación, longitud de conducción, cotas del agua en la cámara de carga, altura disponible y la correspondiente potencia instalada.

Las características técnicas de las alternativas analizadas se presenta en el Cuadro 9.1

CARACTERISTICAS TECNICAS DE LAS ALTERNATIVAS ANALIZADAS

LAHMEYER AGUA Y ENERGIA S.A. COD. 096-A/E/tt/file_convert/563dbaa2550346aa9aa70fec/document.doc


9.2

CUADRO 9.1

Cota agua

Denominación

CotaLongitud

deCámara Cota Caída Caudal de Potencia

Captación

Conducción

de carga C.M.de

Diseñodiseño Instalada

(msnm) (km) (msnm) (msnm) (m) (m³/s) (kW)

A 4 3761 1.45 3758.2 3661 97.2 4.00 3227A 5 3761 1.45 3758.3 3661 97.3 5.00 4038A 6 3761 1.45 3758.3 3661 97.3 6.00 4846A 8 3761 1.45 3758.5 3661 97.5 8.00 6474

A10 3761 1.45 3758.5 3661 97.5 10.00 8093

El esquema general del proyecto y las alternativas analizadas se muestra en el plano OC-01.

Siendo las obras de conducción la parte más importante de las obras civiles del proyecto se han determinado como paso previo al análisis de alternativas, la evaluación y selección de la opción más conveniente de conducción. Para ello se han analizado las siguientes alternativas de conducción a pelo libre:

Canal de concreto apoyado sobre una plataforma de corte Tubería perfilada de PVC cubierta con relleno propio compactado

Se han evaluado los costos unitarios de cada opción para cada caudal de diseño para los dos tramos dominantes de la conducción. Los resultados de esta evaluación son los siguientes:

Costo unitario de conducción (US $/m)Alternativa Caudal Tramo I Tramo II (m³/s) Canal de Tubería de Canal de Tubería de Concreto PVC Concreto PVC

A 4 4.0 390 313 347 284A 5 5.0 419 334 374 306A 6 6.0 453 361 395 320A 8 8.0 496 386 422 347A10 10.0 551 398 469 354

Se observa que en el caso de la conducción existe una apreciable diferencia de costos entre una opción y otra, siendo la opción de tubería perfilada de PVC más barata para todo el rango de caudales y tramos analizados. Adicionalmente la tubería perfilada tiene la ventaja de poder ser instalada en menor tiempo con lo cual puede reducirse el plazo de construcción, sin embargo a diferencia del canal de concreto, siendo la tubería una sección cerrada y fija no permite aumentar su capacidad de conducción en el caso que en el futuro se prevea ampliar la capacidad de la central.



9.3

Considerando la diferencia de costos se ha seleccionado, para todas las alternativas, que la conducción se realice mediante una tubería perfilada de PVC apoyada sobre una plataforma y cubierta con un relleno compactado.

9.3 Producción de Potencia y Energía

9.3.1 Premisas para el Cálculo de la Producción de Energía

Se ha calculado la producción de energía de cada alternativa en base a la serie hidrológica generada de caudales medios mensuales en el río Hercca. Esta información cubre un período de 36 años, desde 1965 hasta el año 2000.

Para el cálculo de la producción se han considerado las siguientes premisas:

Las perdidas de carga en la conducción toman en cuenta un factor de fricción de 0.01 en la tubería de conducción principal y 0.012 en la tubería forzada a la casa de máquinas.

Se han considerado instalar dos grupos turbina-generador en todas las alternativas. Para la caída disponible y los caudales de diseño analizados resulta más conveniente utilizar turbinas tipo Francis.

El factor de eficiencia total utilizado es 0.846, que contiene una eficiencia de 0.90, 0.98 y 0.96 para las turbinas, generadores y transformador conjuntamente con el sistema de transmisión respectivamente. De esta manera la potencia instalada se ha calculado con la fórmula P = 8.3*Q*H, siendo P la potencia en kW, Q el caudal en m³/s y H la caída neta en metros.

Para el cálculo de la producción de potencia y energía se ha considerado que cuando el caudal derivado es menor al 25 % del caudal de diseño no se genera energía por restricciones de seguridad operativa de las turbinas Francis.

Un caudal mínimo de 0.030 m³/s se debe dejar pasar por el barraje de la bocatoma por razones medio ambientales.

Se espera que el mantenimiento principal de una turbina se efectúe en la estación seca. Por lo tanto no habrá pérdidas de energía por causa de mantenimiento en tanto la otra turbina esté en funcionamiento. El tiempo necesario para el cambio del rodete de la turbina es de aproximadamente un día, si la rueda de repuesto se encuentra disponible.

No habrá pérdida de agua por la purga de sedimentos en el desarenador, considerando que las purgas se efectúen durante períodos de exceso de agua en el río.

Se consideran adicionalmente como paradas previstas a las necesarias para el mantenimiento y limpieza de las obras de conducción.

Se consideran paradas imprevistas o forzadas a aquellas ocasionadas por fallas de la línea de transmisión, huelgas, terremotos, o fenómenos que ocasionen un



9.4

inesperado transporte de sedimentos en el agua (derrumbes o avenidas excepcionales).

El total de paradas previstas y forzadas se ha estimado de la siguiente manera:

PeríodoEvento Estiaje

(Jun. 1 – Nov. 31)Avenidas

Grandes avenidas días/año 1Purga de la toma días/año 1Mantenimiento de la conducción días/año 1 1Mantenimiento turbinas días/año 2 Paradas imprevistas días/año 1 1Total de paradas (energía) días/año 3 3

% 1.64 1.65

Consecuentemente, el total de paradas de la central representa una pérdida de energía de 1.64 % en época de estiaje y 1.65 % en época de avenidas.

9.3.2 Resultados de la Producción de Energía

En base a los criterios anteriores se han obtenido los siguientes resultados:

Potencia Energía Factor

AlternativaCaudal de

Diseño Instalada Producidade Planta

(m³/s) (kW) (GWh)A 4 4 3227 26.73 0.95A 5 5 4038 31.87 0.90A 6 6 4846 36.10 0.85A 8 8 6474 42.45 0.75

A10 10 8093 47.69 0.67

9.4 Costos de las Alternativas

Se han evaluado los costos de las alternativas considerando todos los componentes necesarios para su implementación. Los costos detallados se presentan en los Cuadro 9.3 a 9.7. El resumen de estos costos se muestra en el siguiente cuadro:

Caudal Costos Directos Costos Costo Costo

Alter. de Diseño O. Civiles Equipamiento

Sist. Control

L. T. Indirectos y contingencias

Total Instalado

(m³/s) (US$) (US$) US $ (US$) (US $) (US$) US $/kW

A 4 4 1,421,626 2,397,015 36,500 115,863 821,045 4,792,049 1,485

A 5 5 1,471,675 2,541,793 36,500 115,863 859,949 5,025,779 1,245

A 6 6 1,578,919 2,737,475 36,500 115,863 922,497 5,391,254 1,113

A 8 8 1,712,793 3,052,835 36,500 115,863 917,542 5,835,533 901

A10 10 1,892,781 3,368,455 36,500 115,863 1,116,145 6,529,744 807

9.5 Comparación Económica de Alternativas



9.5

9.5.1 Premisas

La comparación económica para obtener la elegir a la mejor alternativa ha sido realizada considerando las siguientes premisas:

El período de análisis abarca desde el año 2006 hasta el año 2035. La vida útil del Proyecto es de treinta (30) años.

El período de implementación de proyecto es de dos años. El año de inicio de la operación comercial es el 2008.

La evaluación se realiza a precios de mercado.

La tasa de descuento base utilizada es de 12 por ciento antes de impuestos, de acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 79).

El escalamiento relativo de precios no ha sido considerado, trabajándose por lo tanto a precios constantes.

Los ingresos de las alternativas se han calculado de la siguiente manera:

Ingresos por Energía, utilizando los costos marginales calculados en Combapata para el período 2005 -2035, tomados constantes desde enero del 2021 (Ver Cuadro 9.2).

Los ingresos por potencia se han evaluado utilizando el precio en barra de inyección en este caso Combapata.

Los costos de operación y mantenimiento se ha considerado lo siguiente:

Gastos de personal, un valor constante durante el período de análisis igual a $ 35,673 dólares por año.

Repuestos y Consumibles igual a 1.0 US$/MWh generado

No se consideran peajes de transmisión

Pago al COES, uno por ciento de los ingresos.

Pago organismos reguladores (OSINERG-CTE, DGE), 0.5 por ciento de los ingresos.

Canon del Agua, 1% de la tarifa fuera de punta en la barra de Lima por la energía producida.



9.6

9.5.2 Resultados de la comparación económica

De acuerdo a lo anterior se han obtenido los siguientes resultados:

Alternativa VANE B/C TIR

(TD =12 %) %

A 4 274,204 1.06 13.0

A 5 899,047 1.19 14.9

A 6 1,263,363 1.25 15.8

A 8 1,840,052 1.34 17.0

A10 1,820,809 1.29 16.3

Los resultados demuestran que en bajo las premisas de evaluación, las cinco alternativas propuestas son económicamente rentables.

Para propósitos de elección de la alternativa más conveniente se elige la alternativa A 8, es decir el esquema de la central con un caudal de diseño de 8 m³/s y 6.47 MW de potencia instalada.

9.6 Riesgos en la Producción de Energía

La simulación de la producción de energía para la Alternativa A8, se ha graficado en el tiempo y muestra una tendencia decreciente para el período 1965-1995. La serie de caudales utilizada como información básica es, en este caso, sumamente conservadora. A partir de 1995 la simulación de la producción de energía anual presenta una marcada tendencia creciente como se puede ver observando la línea de media móvil con intervalo de 5 años mostrada en el gráfico. Esta tendencia creciente se explica por la influencia que tienen los valores de caudales realmente medidos a partir del año 2001 introducidos a la serie total de caudales. Se debe destacar que estos caudales medidos incluyen la regulación actual que se realiza a las descargas de la laguna Lagui Layo.

La serie de los cinco últimos años utilizada en el cálculo de la energía promedio incluye el año 2004 que ha sido reconocido como un año extremadamente seco. Por esta razón se puede afirmar que aunque la serie de caudales es relativamente corta es bastante confiable. Sin embargo pueden existir ciertas incertidumbres sobre los caudales futuros debido a cambios inducidos por factores como: deforestación, usos de irrigación aguas arriba de la captación, impacto del Fenómeno de El Niño y reducción de las áreas glaciares.

Para contrarrestar estos factores, los flujos del río Hercca están tremendamente influenciados por la regulación natural de la Laguna Bangui Layo. Esta regulación está siendo estudiada por EGEMSA con el objeto de incrementarla y hacerla más eficiente.

A pesar que las tendencias encontradas en la producción de energía de la central son favorables, se ha visto por conveniente que la evaluación económica y social considere una sensibilidad de este factor para variaciones de -5 % y +5 % del rendimiento hídrico de la cuenca. Esta sensibilidad se presenta en el capítulo 15.



9.7

Producción Anual de Energía (GWh)

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Años

En

erg

ía a

nu

al (

GW

h)

Energía 5 per. media móvil (Energía)

9.7 Conclusiones y Recomendaciones

El esquema general del proyecto utiliza la ubicación de las obras de la central existente.

Se han analizado cinco alternativas en base a caudales de diseño de 4, 5, 6, 8 y 10 m³/s

Se han evaluado tanto la producción de energía como los costos de construcción de cada alternativa.

Para comparar económicamente las alternativas, éstas han sido evaluadas encontrando que bajo las premisas asumidas todas ellas son económicamente rentables.

La alternativa con los indicadores más favorables es la A 8, es decir el esquema de 8 m³/s de caudal de diseño y 6.47 MW de potencia instalada. Esta alternativa ha sido elegida para evaluaciones en mayor detalle.

El cálculo de la producción de energía de la alternativa elegida es bastante confiable porque está basada en registros de caudales medidos en el río. Adicionalmente EGEMSA tiene planes para incrementar la regulación de la laguna Bangui Layo con lo cual se podrá garantizar mayores persistencias a los flujos en estiaje. La evaluación económica incluye una sensibilidad respecto a la producción de energía.



9.8

Cuadro No. 9.2COSTOS MARGINALES EN COMBAPATA 138 kV

Período 2005 – 2025

Mes Costo Marginal (US$/MWh) Mes Costo Marginal (US$/MWh)

Punta Semi base Base Punta Semi base

BaseEne-05 21.17948 16.06441 7.62568 Jul-08 26.50878 24.38475 25.08112Feb-05 23.06468 19.97793 6.86436 Ago-08 24.92782 24.77603 25.09427Mar-05 38.57805 20.60879 8.14389 Sep-08 25.52265 25.10789 24.44349Abr-05 59.97832 23.34126 19.31589 Oct-08 23.71846 22.64233 22.96295May-05 33.44771 26.42619 26.29666 Nov-08 22.87781 20.31044 20.24845Jun-05 35.90406 33.73402 33.6899 Dic-08 21.15657 19.16916 18.9751Jul-05 32.37308 31.74307 31.81236 Ene-09 19.0012 17.14414 15.81946Ago-05 31.37366 31.88951 31.66391 Feb-09 18.10298 17.11113 14.5286Sep-05 32.24027 31.42132 31.35967 Mar-09 17.60084 16.81551 13.86134Oct-05 31.71833 30.86352 30.55599 Abr-09 23.26473 17.30013 16.92567Nov-05 27.92035 26.98485 26.61337 May-09 23.14538 19.52931 19.01737Dic-05 26.2332 23.87178 20.29992 Jun-09 28.50423 27.40094 27.50169Ene-06 25.65823 19.80418 15.25557 Jul-09 30.6676 28.29646 28.17915Feb-06 22.47116 19.26254 7.29474 Ago-09 27.8292 28.60316 28.30748Mar-06 21.69023 19.50111 8.09571 Sep-09 27.85523 28.90901 28.55088Abr-06 27.35258 22.14113 15.42488 Oct-09 29.09627 27.15077 27.57568May-06 26.02215 24.71001 24.15718 Nov-09 26.36995 22.80148 22.9171Jun-06 29.09104 28.20505 28.22257 Dic-09 25.41655 20.77066 20.53605Jul-06 30.40448 29.64635 29.19983 Ene-10 20.87586 16.94676 15.59077Ago-06 29.49292 29.71109 29.18924 Feb-10 18.93936 16.91988 13.95311Sep-06 27.66146 29.67455 29.42956 Mar-10 18.78169 16.5978 13.33654Oct-06 29.86034 28.67293 28.56289 Abr-10 23.24189 17.1999 16.69592Nov-06 24.81362 22.80635 21.75003 May-10 24.63207 19.61681 19.49009Dic-06 24.9187 20.76851 18.97779 Jun-10 29.00174 28.10919 28.29306Ene-07 24.74851 17.31657 14.63938 Jul-10 31.19855 28.78076 28.94624Feb-07 23.68447 22.6126 14.29503 Ago-10 30.11246 29.42927 29.43433Mar-07 23.65213 22.40384 16.66939 Sep-10 30.09086 29.32911 29.20086Abr-07 17.71636 16.49849 16.30761 Oct-10 30.84089 28.1221 27.88658May-07 18.9627 17.80281 17.6745 Nov-10 27.66126 23.72064 23.62589Jun-07 21.50232 20.69574 20.60392 Dic-10 26.30615 21.12643 20.75967Jul-07 24.33685 22.87398 21.82343 Ene-11 26.92648 17.18227 16.23893Ago-07 23.39838 22.96821 22.57345 Feb-11 22.76205 17.27202 16.81346Sep-07 23.73635 23.29283 21.97105 Mar-11 22.5954 17.17346 16.48865Oct-07 21.55859 21.03538 20.60377 Abr-11 24.54889 17.40012 17.01062Nov-07 20.16654 19.29053 19.08589 May-11 25.47535 20.91833 20.48131Dic-07 19.52805 18.41658 18.03076 Jun-11 28.1586 28.3539 28.66931Ene-08 17.12467 16.57856 13.98402 Jul-11 31.00756 29.20001 28.75955Feb-08 16.72143 16.38065 7.17775 Ago-11 30.34753 29.82566 28.62244Mar-08 16.91874 16.66578 11.54582 Sep-11 30.24736 29.2725 28.83526Abr-08 18.53354 17.10598 16.71748 Oct-11 31.01303 28.1777 29.11856May-08 19.11018 18.36569 18.34327 Nov-11 28.08982 26.30421 24.17312Jun-08 23.34556 22.78284 22.89426 Dic-11 26.87082 22.2514 21.08566



9.9


Punta Semi base

Base Punta Semi base

BaseEne-12 19.37073 16.5826 16.02422 Jul-15 27.15239 24.95284 24.74247Feb-12 16.8987 16.3926 16.17003 Ago-15 26.40074 25.45346 24.66461Mar-12 18.65762 16.67121 16.40331 Sep-15 26.93575 25.38845 24.38256Abr-12 23.37457 17.12945 16.60987 Oct-15 26.0375 24.25654 23.63341May-12 24.26623 19.10819 18.96439 Nov-15 25.35751 21.67354 20.66929Jun-12 27.16895 25.87849 25.97398 Dic-15 25.15969 19.29484 18.68389Jul-12 28.58128 26.99259 26.77276 Ene-16 21.37679 16.71675 15.94589Ago-12 28.14495 27.51298 27.3694 Feb-16 17.19185 16.5181 16.46426Sep-12 28.20379 27.32472 26.52966 Mar-16 19.24718 16.84303 16.57358Oct-12 28.64578 25.74035 25.27664 Abr-16 23.91667 17.27189 16.93454Nov-12 26.20036 21.8491 21.55338 May-16 23.93649 18.11967 17.89201Dic-12 24.88844 18.88825 19.44325 Jun-16 24.55972 21.16987 20.90147Ene-13 24.06281 17.07908 16.75647 Jul-16 26.26085 22.88647 22.45066Feb-13 22.79682 17.11247 16.82805 Ago-16 25.7769 23.42109 22.40195Mar-13 22.76403 16.98357 16.56034 Sep-16 25.27416 23.1977 21.96409Abr-13 24.20582 17.32979 16.61349 Oct-16 25.88864 20.94301 20.84626May-13 24.64337 18.99129 18.66199 Nov-16 25.18192 19.36198 19.12946Jun-13 26.6277 25.45893 25.30446 Dic-16 25.13862 18.48335 18.04696Jul-13 27.80218 25.82972 25.87424 Ene-17 17.87597 16.7441 16.51503Ago-13 27.40123 26.37853 25.94917 Feb-17 17.56639 16.80637 16.69032Sep-13 27.07457 26.50441 25.97572 Mar-17 17.51563 16.83753 16.53587Oct-13 27.03659 25.87014 25.12155 Abr-17 23.62077 16.93332 16.851Nov-13 25.19059 23.15566 21.87094 May-17 20.56218 17.73861 17.2663Dic-13 25.13183 19.94163 19.34474 Jun-17 23.21855 19.71939 20.11852Ene-14 19.53241 16.58502 16.33891 Jul-17 26.43941 20.66243 20.29005Feb-14 18.8177 16.98269 16.72527 Ago-17 24.7592 21.51171 20.8757Mar-14 18.78516 16.71834 16.50108 Sep-17 23.91543 20.60458 20.54722Abr-14 23.55694 17.10771 16.56807 Oct-17 25.32383 20.48424 19.87772May-14 23.93595 18.43893 18.2343 Nov-17 24.2774 19.17084 18.77281Jun-14 24.24871 22.62133 22.29328 Dic-17 24.03279 18.18164 17.67952Jul-14 27.72677 23.98645 23.70746 Ene-18 24.73546 16.94042 16.50787Ago-14 26.98245 25.07834 24.08431 Feb-18 23.11167 16.97316 16.72904Sep-14 26.71967 24.47261 23.98025 Mar-18 21.76376 16.99666 16.69236Oct-14 26.86212 22.48849 22.60378 Abr-18 25.05663 17.08186 16.43322Nov-14 25.22359 20.17798 20.09917 May-18 24.29458 18.01764 17.47514Dic-14 24.82377 18.80182 18.49917 Jun-18 25.2611 20.73625 20.60649Ene-15 24.37347 17.0524 16.77284 Jul-18 26.92396 22.18819 21.24695Feb-15 22.97435 17.20983 16.90028 Ago-18 26.00978 22.41414 21.6761Mar-15 22.94998 16.9745 16.65577 Sep-18 25.40103 22.9455 21.44672Abr-15 24.51106 17.41361 16.96711 Oct-18 25.99541 20.92086 20.69336May-15 24.63932 18.49932 18.4051 Nov-18 25.60051 19.27861 19.05393Jun-15 25.06749 24.40576 23.60334 Dic-18 25.44032 18.42766 17.99602



9.10


Punta Semi base

Base Punta Semi base BaseEne-19 18.79481 16.94847 16.57265 Jul-22 25.20393 18.15495 17.89042Feb-19 18.00521 16.82547 16.60242 Ago-22 25.20393 18.15495 17.89042Mar-19 18.03352 16.75875 16.65568 Sep-22 25.20393 18.15495 17.89042Abr-19 24.04387 17.12663 16.54447 Oct-22 25.20393 18.15495 17.89042May-19 22.50151 17.97655 17.47407 Nov-22 25.20393 18.15495 17.89042Jun-19 24.48114 19.92699 19.63601 Dic-22 25.20393 18.15495 17.89042Jul-19 27.37757 20.45523 20.42522 Ene-23 25.20393 18.15495 17.89042Ago-19 25.55461 21.03973 20.32822 Feb-23 25.20393 18.15495 17.89042Sep-19 24.79681 21.34828 20.50775 Mar-23 25.20393 18.15495 17.89042Oct-19 26.21244 20.45213 20.16759 Abr-23 25.20393 18.15495 17.89042Nov-19 24.10355 19.51003 18.91149 May-23 25.20393 18.15495 17.89042Dic-19 24.77179 18.3737 18.06513 Jun-23 25.20393 18.15495 17.89042Ene-20 18.08569 16.95442 16.80779 Jul-23 25.20393 18.15495 17.89042Feb-20 17.45665 16.78301 16.65165 Ago-23 25.20393 18.15495 17.89042Mar-20 17.81703 17.03342 16.78882 Sep-23 25.20393 18.15495 17.89042Abr-20 20.36323 17.19249 16.7173 Oct-23 25.20393 18.15495 17.89042May-20 19.71163 17.84993 17.35955 Nov-23 25.20393 18.15495 17.89042Jun-20 21.70793 19.18946 18.94674 Dic-23 25.20393 18.15495 17.89042Jul-20 25.36663 19.78526 19.65587 Ene-24 25.20393 18.15495 17.89042Ago-20 23.93656 20.10478 19.95284 Feb-24 25.20393 18.15495 17.89042Sep-20 22.87101 20.23775 19.7958 Mar-24 25.20393 18.15495 17.89042Oct-20 24.84099 19.82979 19.8044 Abr-24 25.20393 18.15495 17.89042Nov-20 23.57065 18.8811 18.28916 May-24 25.20393 18.15495 17.89042Dic-20 25.20393 18.15495 17.89042 Jun-24 25.20393 18.15495 17.89042Ene-21 25.20393 18.15495 17.89042 Jul-24 25.20393 18.15495 17.89042Feb-21 25.20393 18.15495 17.89042 Ago-24 25.20393 18.15495 17.89042Mar-21 25.20393 18.15495 17.89042 Sep-24 25.20393 18.15495 17.89042Abr-21 25.20393 18.15495 17.89042 Oct-24 25.20393 18.15495 17.89042May-21 25.20393 18.15495 17.89042 Nov-24 25.20393 18.15495 17.89042Jun-21 25.20393 18.15495 17.89042 Dic-24 25.20393 18.15495 17.89042Jul-21 25.20393 18.15495 17.89042 Ene-25 25.20393 18.15495 17.89042Ago-21 25.20393 18.15495 17.89042 Feb-25 25.20393 18.15495 17.89042Sep-21 25.20393 18.15495 17.89042 Mar-25 25.20393 18.15495 17.89042Oct-21 25.20393 18.15495 17.89042 Abr-25 25.20393 18.15495 17.89042Nov-21 25.20393 18.15495 17.89042 May-25 25.20393 18.15495 17.89042Dic-21 25.20393 18.15495 17.89042 Jun-25 25.20393 18.15495 17.89042Ene-22 25.20393 18.15495 17.89042 Jul-25 25.20393 18.15495 17.89042Feb-22 25.20393 18.15495 17.89042 Ago-25 25.20393 18.15495 17.89042Mar-22 25.20393 18.15495 17.89042 Sep-25 25.20393 18.15495 17.89042Abr-22 25.20393 18.15495 17.89042 Oct-25 25.20393 18.15495 17.89042May-22 25.20393 18.15495 17.89042 Nov-25 25.20393 18.15495 17.89042Jun-22 25.20393 18.15495 17.89042 Dic-25 25.20393 18.15495 17.89042


cap 09 - optimizacion de la instalacion rev3

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