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✔✔ ninguna transformación considerable antes de 2021
1.4

0.2

1.35

0.15

1.3

0.1

1.25
1.2

0.05
0

BCR

NPV (% capital máximo)

NPV y BCR de Acaray III frente a la capacidad de la planta

1.15
50

1.1
100
150
200
Capacidad de la planta (MW)
NPV (MM$: millones de dólares)
BCR

figura 13. La evaluación costo-beneficio de Yguazú con
proyecciones de carga integradas.

20

2

15

1.5

10

1

5
0

BCR

NPV (% capital máximo)

NPV y BCR de Yguazú frente a la capacidad de la planta

0.5
50

100
150
Capacidad de la planta (MW)

0
200

NPV (MM$: millones de dólares)
BCR

figura 14. La evaluación costo-beneficio de Yguazú con
proyecciones de carga integradas.

CAPEX. Aunque el equipo había sido bien mantenido
durante la vida útil de la instalación, se encontró que la
mayoría de los -componentes estaban cerca de cumplir su
vida útil esperada o ya la habían superado. Los resultados
de referencia del análisis basado en el riesgo del modelo de
gestión de activos indicaron que la mayoría de los componentes deberían reemplazarse de inmediato, lo que sugiere
que un gran porcentaje del CAPEX debería tener lugar
hacia el inicio del horizonte del estudio, con muchos componentes similares programados para la rehabilitación o
mejora en el mismo año.
Para desarrollar un plan CAPEX factible que considere
las restricciones presupuestarias, laborales y de interrupción
de la unidad, se aplicaron los siguientes requerimientos al
esquema de priorización/nivelación del modelo:
✔✔ no más de una transformación de unidad en un año
determinado en ambas centrales,
✔✔ no más de tres transformaciones en las compuertas de
aliviadero por año por ubicación,
54	

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para permitir un tiempo suficiente de ingeniería y adquisición,
✔✔ las actuales compuertas de aliviadero de Yguazú se
rehabilitarán antes de que comience la construcción
de la nueva instalación de Yguazú en 2025,
✔✔ una interrupción total en la central se produciría coincidentemente con la primera interrupción de la unidad
en cada central (2021 y 2023); la rehabilitación de los
componentes comunes de la central se programaría
durante este periodo para minimizar los siguientes
costos de interrupción:
*	tuberías forzadas y tanques de compensación,
*	entrada, polipastos y rejillas,
*	válvulas de entrada principales, y
*	compuertas hidráulicas de tubo de aspiración (Acaray I).
✔✔ transformaciones en la grúa de la central eléctrica llevadas a cabo antes de la transformación de la unidad,
✔✔ registros de detención y grúas pórtico transformadas
antes de las transformaciones de la unidad donde serán utilizadas, y
✔✔ componentes relacionados con intervenciones sugeridas en años similares forzados a una intervención
simultánea (el mismo año); los grupos similares de
componentes incluyen:
*	componentes de la turbina y del regulador,
*	bobinados del generador y polos del núcleo y el rotor, y
*	compuertas y polipastos.
La metodología de nivelación dio lugar a un plan CAPEX
con una importante renovación de las unidades 1 y 2 en Acaray I en 2021 y 2022 y la renovación de las unidades 3 y 4
en Acaray II en 2023 y 2024. Los gastos en 2023 y 2024 se
ocupan de las mejoras de Acaray II y son significativamente
menores que los de los dos años anteriores porque los generadores ya se habían comprado y no están incluidos en el
plan. El perfil CAPEX para los componentes modelados se
expresa como una cantidad porcentual de los próximos 20
años, como se muestra en la figura 12.

Resultados para las nuevas centrales
Además de las opciones de extensión de vida útil analizadas para las instalaciones existentes, se investigaron nuevas
opciones de desarrollo para agregar capacidad al sistema
con una nueva central eléctrica en la presa de Acaray y también con una nueva central eléctrica en la presa Yguazú.
Para determinar los costos de construcción para la evaluación del costo-beneficio se elaboraron diseños conceptuales
de las centrales Acaray III e Yguazú. Para Acaray III, las
estimaciones de costos se basaron en la factura de cantidades
incluida en los documentos del contrato para la construcción
de la central Acaray II mediante la aplicación de los costos
de construcción actuales, con ajustes por mayores longitudes
de tuberías forzadas y otras variaciones y con prorrateo en
septiembre/octubre 2020



IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020

Contents
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - Cover1
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - Cover2
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - Contents
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 36
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 37
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 38
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 39
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 41
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 48
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 52
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 98
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 102
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 104
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 106
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 121
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 122
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 123
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 124
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