2.4.2 CLASIFI CLASIFICACI CACIÓN ÓN DE DE LAS LAS PÉRDIDA PÉRDIDAS S DE ENERGÍA ENERGÍA Las pérdidas de energía se pueden clasificar según su origen y su variación en función de ciertos parámetros. Así tenemos: SEGÚN SU ORIGEN -
Pérd Pérdid idas as Técn Técnic icas as::
Obed Obedec ecen en a las las cond condic icio ione ness prop propia iass de de las las inst instal alac acio ione nes, s, del del
manejo y transporte de la energía. Las pérdidas técnicas a su vez se pueden clasificar: -
Por el el tipo de pérdidas:
Obedece a la la parte y pr proceso del sistema donde
se producen las pérdidas, así tenemos: a.
Pérd Pérdid idas as por por tran transp spor orte te:: produ produci cida dass por la cir circu cula laci ción ón de la la corri corrien ente te en las las
redes y conductores de las líneas de transmisión, subtransmisión y redes de distribución primarias y secundarias. secundarias. b. b.
Pérd Pérdiidas das por por tran ransfo sforma rmación: se prod roducen ucen en los tran transf sfor orm madore ores de
AT/AT, AT/MT y MT/BT y dependen de su eficiencia y del factor de potencia de la carga que alimentan. c.
Pérdi Pérdidas das en las las medic medicio iones nes:: prod produci ucidas das en los los equi equipo poss y apar aparat atos os uti utiliz lizado adoss
para realizar las mediciones.
-
Porr la cau Po causa sa de de las las pérd pérdid idas as:: se agr agrup upaas de acu acuer erdo do a tre tress caus causa, a, que que son son
bien conocidas: a.
pérdidas por efecto corona
b.
pérdidas po por ef efecto jo joule.
c.
pérd pérdid idas as por por corr corrie ient ntees pará parási sita tass e his histé tére resi sis. s. 1
-
Pérdidas No - Técnicas:
son la las pé pérdi rdidas ca calculadas co como la la di diferencia en entre
las pérdidas totales de un sistema eléctrico y las pérdidas técnicas estimadas para el mismo. Considerando el origen de las pérdidas, como criterio de clasificación, tenemos: a.a.-
Porr robo Po robo o hurt hurto: o: real realiz izad adoo por por pers person onas as que que no ti tien eneen ning ningún ún trat tratoo ni
contrato con la empresa concesionaria. b.b.-
Porr frau Po fraude de:: rea reali liza zado do por por clie client ntes es de la empre empresa sa conce concesi sion onar ariia con con la
finalidad de reducir su consumo real. c.c.-
Porr mal Po mala admi minnist istrac ración: corre rrespond pondee a la energ nergía ía no cobrad bradaa por
problemas en la gestión administrativa.
SEGÚN SU VARIACIÓN -
Pérd Pérdiidas das fija fijas: s: son son aque aquell llas as cuy cuyaa vari variac ació iónn depe depend nden en en en un seg segundo undo ord ordeen de la
demanda, a tal punto de considerarlas fijas, así tenemos:
-
a.-
Pérdidas po por ef efecto co corona.
b. b.-
Pérd Pérdid idas as por por hist histér éres esis is y corri corrien ente tess pará parási sita tas. s.
Pérd Pérdid idas as var varia iabl bles es:: son son aque aquell llas as que que dep depen ende denn de la var varia iaci ción ón de de la dema demand nda, a, así así
tenemos: .-
pérdidas po por ef efecto jjooule.
En el siguiente cuadro resumimos la clasificación de las pérdidas de energía eléctrica de acuerdo a la clasificación expuesta.
2
CAPITULO II TEORÍA DE EVALUACIÓN DE PÉRDIDAS
2.3. 2.3.-- PÉRDI ÉRDIDA DASS TÉCN TÉCNIC ICAS AS El concepto de "pérdidas técnicas", técnicas" , es inherente al proceso que se sigue para suministrar energía a un usuario final desde un centro de generación o punto de venta de energía. Como bien sabemos, en la naturaleza y en el campo tecnológico, no existe una máquina perfecta, ni un elemento capaz de funcionar u operar con una eficiencia del 100 %; lo que nos indica que las pérdidas técnicas en los sistemas de distribución siempre existirán; pero que no deben sobrepasar los rangos aceptables de un óptimo funcionamiento. Las pérdidas de energía, obedecen a la ocurrencia de una serie de fenómenos, provocado por los parámetros que caracterizan a las redes y subestaciones, por las características de los materiales y equipos empleados y por las condiciones de operación existentes en el entorno (medio ambiente: contaminación, lluvia, etc.). Dentro de éstos fenómenos podemos citar: el efecto Corona, efecto Joule, efecto Skin y de proximidad, las corrientes de Eddy y de circulación. Así, también la circulación de potencia reactiva por las redes, las reactancias de línea y susceptancias a tierra; que si bien es cierto son pequeñas, pero juntas incrementan los niveles de pérdidas. Las redes subterráneas, a pesar de cumplir con la misma finalidad que el de las líneas aéreas, tiene un comportamiento diferente a éstas. Esta diferencia está basada fundamentalmente en las condiciones de operación de las mismas y de las características de los materia materiales les requerid requeridos os para tales tales condici condiciones ones;; aspect aspectos os que influyen influyen sobre sobre las pérdidas técnicas, y por lo cual merecen un tratamiento y una metodología particulares. La magnitud de las pérdidas estarán en función de la carga a la que suministren energía, como sabemos, la carga es de magnitud variable, y como las pérdidas están en 3
función de la intensidad de corriente suministrada, entonces los valores de las pérdidas también variarán; siendo mayores en las horas de máxima demanda. También debemos considerar la naturaleza de la carga, que en la mayoría de los casos es de carácter inductivo, lo que provoca un desfasamiento del vector corriente, respecto al vector tensión. Eso debido al consumo de potencia reactiva, requerida por los aparatos que contienen elementos inductivos, necesarios para establecer corrientes de magnetización. Los parámetros eléctricos: Resistencia, Inductancia y Capacitancia; son los que nos permitirán cuantificar las pérdidas de potencia y energía; puesto que la resistencia es una oposición al paso de la corriente y la inductancia y capacitancia nos producen efectos reactivos conocidos como la reactancia inductiva y capacitiva respectivamente; y que juntos producen las pérdidas técnicas de energía.
2.3.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS EN REDES SUBTERRÁNEAS Aunque las pérdidas se produzcan por una interacción de las magnitudes eléctricas sobre los componentes del cable eléctrico éstas podemos dividirlas en: pérdidas en el conductor, en el dieléctrico y en las pantallas o cubiertas metálicas.
PÉRDIDAS EN EL CONDUCTOR Como sabemos,: "Las pérdidas de potencia por el calor generado en los conductores y son función del cuadrado de la corriente y de la resistencia efectiva que el conductor ofrece al paso de la corriente por efecto Joule". Esta resistencia efectiva deberá ser calculada a la temperatura de operación del conductor y tomar en cuenta los efectos de piel y de proximidad, según las condiciones de operación o instalación. Pp = I²R Donde: 4
Pp:
Pérdidas de potencia.
I:
Corriente que circula en el conductor.
R:
Resistencia efectiva.
A manera de ejemplo vamos a calcular la resistencia efectiva de un conductor, a las condiciones de operación y considerando los efectos de piel y de proximidad. Ejemplo:
Se desea conocer la resistencia efectiva de un cable Vulcanel 500
MCM, bajo las siguientes condiciones de instalación: 1.-
Separación mantenida entre centros, 20 cm.
2.-
Temperatura de operación del conductor, 90 °C.
3.-
Frecuencia del sistema, 60 Hz. La secuencia de cálculos es:
1.-
Cálculo de la resistencia a la corriente directa a una temperatura de 20 C.
Rcd = ρL / A Ohms, Rcd = ρ L / A(1+ Kc)
Donde: ρ
0: Resistividad del conductor ( ρ 0Cu=17.241 Ω-mm²/Km)
L:
Longitud del cable 1 Km.
A:
Sección del conductor.
Kc:
Factor de cableado. TABLA 2.1 TIPO DE CABLEADO
Kc
Redondo normal Redondo compacto Sectorial Segmental
0,020 0,020 0.015 0.020
Fuente: Manual técnico de cables de energía
5
2.-
Corregir la resistencia calculada a la temperatura de operación R 2 = R 1 [1 + α(T2 - T1)] Donde:
3.-
R 2
:
Resistencia a una temp. cualquiera de operación T 2.
R 1
:
Resistencia a la temp. del medio ambiente T 1 = 20°C.
Calcular el efecto superficial. Ys =
X4 X²s= 8πƒ x 104 x Ks 192 +0.8 X4s R'
Donde:
ƒ:
frecuencia del sistema Hz.
R':
Resistencia del conductor a la corriente directa corregida a la temp.de
operación, ohm/Km. TABLA 2.2 FACTORES Ks y Kp Conductor redondo compacto Conductor redondo Conductor compacto sectorial
Ks
Kc
1,0 1,0 0,435
1,0 1,0 0,37
Fuente: Manual técnico de cables de energía 4.-
Calcular el efecto de proximidad.
Yp = X4 ( dc )²[ 0,312(dc)²+ 1,18 ] 4 4 4 192 + 0,8 X p s s p)/(192+0,8 (X X p)+0,27 X²p = 8πf x 10-4 Kp. R'
Donde: 6
dc
:
Diámetro del conductor (cm).
S
:
Distancia entre ejes de los conductores (cm).
En el caso de cables tripolares con conductor segmental, el valor de Yp obtenido se deberá multiplicar por 2/3, para obtener el factor de proximidad. También se deberá sustituir en la fórmula original: dc = dx, que es el diámetro de un conductor redondo de la misma área que el conductor sectorial. s=
dx + t, donde t, es el espesor del aislamiento.
5.- Reemplazar en: Rca(90 C) = Rcd (1 + Ys + Yp) Así entonces, en el ejemplo se tiene: a.-
Rcd(20°C) = 17.241/253,4 = 0,06804 Ω/Km Corrección por cableado: Rcd(20 °C) = 0,0680 x 1,02 = 0,0694 Ω/Km
b.-
A la temperatura de operación
α = 1/(234,5 + 20) = 0,003929/°C Rcd(90 °C) = 0,0694[1 + 0,00393(90-20)] = 0,0885 Ω/Km. c.-
Por efecto piel X²s = [(8π)/0,0885]x(60)x10-4 x (1,0) = 1,704 Ys = (1,704)²/[192 + 0,8(1,704)²] = 0,015
d.-
Por efecto de proximidad X²p = [(8π)/0,0885] x (60) x 10 -4 x (10) = 1,704 Yp = 0,0005 7
e.-
Finalmente Rca(90°C) = 0,0885 (1 + 0,015 + 0,0005) Rca(90°C) = 0.0899 Ω/Km.
NOTA: Este procedimiento si bien es cierto es algo largo, nos da mayor precisión que al utilizar directamente las tablas haciendo aproximaciones. Básicamente por las condiciones de operación que sean particulares y nos obligan a las aproximaciones. Con éste valor efectivo de la resistencia podremos calcular la pérdida de potencia para cualquier corriente. Utilizando la metodología porcentual podremos hallar ésta pérdida de potencia y a través del factor de pérdidas y el factor de carga hallamos las pérdidas de energía. PÉRDIDAS EN EL DIELÉCTRICO Como no existe un material aislante perfecto, éste al ser sujeto a una diferencia de potencial permitirá la circulación de corriente activa, la que también producirá calor. Las pérdidas en el aislamiento de un cable de energía dependerán fundamentalmente de las características del material, como de la permitividad del dieléctrico y del factor de pérdidas, las cuales se han relacionado con expresiones matemáticas que permitan cuantificar tales pérdidas. Así las pérdidas están dadas por: Wd : 2πƒcEo²tanδ x 10-3 Kw/Km. Donde:
ƒ
:
Frecuencia en Hz.
Eo
:
Tensión al neutro en voltios.
tanδ :
Factor de pérdidas del aislamiento a frecuencia y temperatura de
operación. 8
TABLA 2.3 VALORES DE LA CONSTANTE INDUCTIVA ESPECÍFICA (SIC) Y TANG∆ PARA AISLAMIENTOS EMPLEADOS USUALMENTE AISLAMIENTO
tanδ(%)
SIC
Vucanel EP Vulcanel XLP Sin tenax Papel impregnado
0,1 9,0 1,1
2,1 7,0 3,9
Fuente: Bibliografía CONDUMEX C = 0,0241 x SIC x 10 -6 log da/dc Donde: SIC
:
Constante inductiva específica del aislamiento.
Da
:
Diámetro sobre el aislamiento
dc
:
Diámetro bajo el aislamiento.
En unidades de energía las pérdidas se expresan como: Wd = wd x L x N x H Kw-h/año. Donde: wd
:
Pérdidas de potencia Kw/Km
L
:
longitud en Km.
N
:
Número de cables del sistema.
H
:
Número de horas efectivas de operación en un año.
PÉRDIDAS EN LAS PANTALLAS O CUBIERTAS METÁLICAS La corriente que circula por el conductor inducirá a su vez una corriente por las pantallas o cubiertas metálicas, cuando éstas se encuentran conectadas a tierra en sus extremos. 9
Las pérdidas en la pantalla o cubierta se deben al efecto de Joule, es decir, son consecuencia del paso de la corriente inductiva, Ip por un elemento metálico que ofrece una resistencia Rp, lo cual se expresa por: Wp = I²p x Rp x 10 -3 Kw/Km Donde: Wp: Pérdidas en la pantalla de un cable del sistema Kw/Km. Ip :
Corriente que circula por la pantalla en amperios.
Rp : Resistencia de la pantalla, Ohms/Km. TABLA 2.4 Fórmulas para el cálculo de la resistencia eléctrica de pantallas y cubiertas metálicas. -
Pantalla de alambres
Rp = ρ
-
Tubular de plomo
Rp =
-
Pantallas de cintas de cobre traslapadas Fuente:
1.02 Ω/Km (0.7854 x n x d²)
ρ π x dm x t Rp = ρ 1.02 x K π x dm x t
Ω/Km. Ω/Km
Bibliografía CONDUMEX
Donde:
ρ
:
Resistividad eléctrica del material del conductor Ω- mm²/Km.
dm
:
Diámetro medio de la pantalla o forro metálico en mm.
d
:
Diámetro de los alambres de la pantalla en mm.
t
:
Espesor de la pantalla o forro metálico en mm (aproximadamente
0,12 m. para cintas de cobre). n
:
Número de alambres.
K:
Factor para incrementar la resistencia debido al contacto en el traslape (k =
1 para cables nuevos y K = 2 para cables que han estado en servicio). 10
Mientras que la resistencia en la pantalla o cubierta es constante y sólo debe ser corregido para la temperatura de operación (10 °C abajo de la del conductor), la corriente Ip depende de la corriente en el conductor, la construcción del cable y la disposición y espaciamiento de los cables del sistema. En función de la corriente en el conductor, la corriente Ip que circula por las pantallas, para cables monopolares en sistemas monofásicos o trifásicos con los cables dispuestos en configuración equidistante, se calcula con la siguiente expresión: Ip² =
I² X²m (amp²) X²m + R²p
Donde: I
:
Corriente del conductor en amp.
Xm
:
Reactancia mutua entre conductor y pantalla o cubierta metálica.
Rp
:
Resistencia eléctrica de la pantalla a la temperatura de operación.
Para otras disposiciones, la magnitud de Ip se deberá calcular para cada cable del sistema 1 y las pérdidas del sistema quedarían dadas por: Donde: n
:
Número de cables para los que se calculan las pérdidas.
I²p
:
Corriente que circula por la pantalla de cada cable de acuerdo con la
tabla Anexo Nº (Tabla 9.3 CONDUMEX). En términos de energía, las pérdidas en las pantallas están dadas para los cables del sistema de la siguiente manera: Wp = wp x L x H x Fp Kw-h/año Donde: Wp
:
Pérdidas de potencia Kw/Km P Ver tabla 9.3 CONDUMEX. 11
L H y Fp :
:
Longitud en Km.
Definidas de la misma manera que para las pérdidas en el conductor.
El problema se reduce pues a evaluar la magnitud de las corrientes inducidas; problema que, por otra parte, se complica por los efectos de inducción de los demás cables del sistema. Esta complejidad se puede simplificar mediante desarrollos matemáticos que nos permiten suponer una resistencia efectiva (R E) de la pantalla, tal que, al ser multiplicado por el cuadrado de la corriente en el conductor, se obtengan directamente las pérdidas en la pantalla o cubierta metálica. Para el caso de dos cables monopolares en circuitos monofásicos, o tres de circuitos trifásicos en distribución triangular equilátera, separados una distancia S, la resistencia efectiva R E está dado por:
R E = X²m Rp Ohms/Km. X²m + R²p Siendo Xm y Rp la reactancia inductiva mutua y la resistencia de la pantalla respectivamente. Para cables tripolares con conductores redondos, la resistencia efectiva R E se puede calcular con: R E = 4260 x S² x 10-6 Ω/Rm Rp x r o² Donde S, a su vez, está dado por: S = (1/√3)(d + 2t) Donde: d
:
Diámetro del conductor en cm.
t
:
Espesor del aislamiento en cm. 12
Rp
:
Resistencia de la pantalla en Ω/Rm
r o
:
Radio medio de la pantalla o cubierta en cm.
Para conductores sectoriales se puede obtener el valor de S, multiplicando el diámetro d, del conductor redondo de la sección equivalente por 0,84. El factor de pérdidas afecta directamente a las pérdidas en el conductor (Wc) y en las pantallas (Wp), no así a las pérdidas en el dieléctrico, ya estas son función del cuadrado de la tensión de operación y se presentan en todo el cable energizado, aunque no esté conectada carga alguna. Para realizar las pérdidas se deberán considera, pues, ciclos diarios de operación, generalmente las pérdidas totales se toman en cuenta según períodos anuales, por lo que la expresión para evaluar pérdidas en el período anual quedaría:
Wt = [(Wc + Wp) x Fp + Wd] x L x N x H Kw-h/año. Donde: Wc : Pérdidas en el conductor, Kw/Km Wp : Pérdidas en la pantalla, Kw/Km. Wd : Pérdidas en el dieléctrico Kw/Km. Fp :
Factor de pérdidas.
L :
Longitud del circuito en Km
N :
Número de cables en el sistema.
H :
Horas de operación en el año.
En términos económicos, bastará con multiplicar el precio del Kw-h, por el producto obtenido, para saber el costo de las pérdidas en el sistema. 13
Wt = Wc + Wp + Wd Kw-h/año. Donde: Wt : Pérdidas totales del sistema en Kw-h/año.
2.3.2.1 MÉTODO PORCENTUAL Este método ya fue analizado en el punto 2.2.3 inclusive considerando la reactancia y la resistencia de línea, que para éste método fueron despreciados. Este método nos permite calcular el porcentaje de pérdidas de potencia con la siguiente ecuación: % P' = [1 - (1 -
Vm/V)²] x 100
Donde: %P'
:
Porcentaje de pérdidas de potencia en horas pico.
Vm :
Caída de tensión porcentual a la mitad del tramo.
%Vm:
Caída de tensión a la mitad del tramo %.
V
Tensión nominal en voltios.
:
T
E =
∑
Pi x∆ ti
i=1
El porcentaje de pérdidas de energía en horas pico, lo calculamos de la siguiente manera:
% Ep = [Energía perdida / Energía entregada] x 100
Energía entregada a un alimentador secundario: Donde: 14
P
:
Potencia en el instante Ti
T
:
Período (24 horas), para un diagrama diario de una SSEE.
La pérdida de energía: T
Ep =
∑
P x∆ Ti
i=1
Donde: Ep : Energía de pérdidas. Pi :
Pérdidas de energía en el instante
ti
T
∑ P i x ∆ti ,
%Ep =
i=1 T
∑ Pi x ∆ti i=1
T :
Período (24 horas, u otro período), 24 horas para diagnóstico diario.
Luego multiplicando en el denominador y numerador de la energía perdida y de la energía entregada, por la pérdida de potencia máxima y por la potencia máxima entregada en horas pico; respectivamente. Además, dividimos por el período T es numerador y denominador también. T
P max x100% x Pmax ,
%Ep =
∑ P i x ∆ti/ P max. x T ,
,
i=1
T
∑ Pi x ∆ti/Pmax. x T i=1
De donde:
P'max x 100 % = % P' Pmax
T
∑ i=1 ,
P , i x ∆ ti
P m a x. x T
= F p (f acort de perd idas
15
T
∑ Pi x ∆ti i=1
P
max. x T
= Fc (factor de carga)
De donde tenemos la relación entre la pérdida porcentual de la energía y de la potencia. % Ep = % P' x Fp Fc Con todas las ecuaciones anteriores, podemos determinar los porcentajes de pérdidas de potencia y energía. Para lo cual se debe contar con los diagramas de carga en horas pico y diario, las tensiones de cola y en puntos de derivación y en la subestación, y las características del sistema en estudio.
2.3.2. PERDIDAS TÉCNICAS EN LÍNEAS AÉREAS Las pérdidas en las líneas aéreas, se producen básicamente debido al efecto Joule, a la reactancia inductiva y al factor de potencia de carácter inductivo de la carga, que hace que circule potencia reactiva por las redes, incrementando de ésta manera las pérdidas técnicas. La reactancia capacitiva es prácticamente nula (como se demostró al comienzo de este capítulo) debido a las longitudes pequeñas del recorrido de las líneas, como bien sabemos a menor longitud menor reactancia capacitiva. Con estas aclaraciones en nuestro análisis consideramos la resistencia y la reactancia inductiva, como los parámetros que nos ayuden a cuantificar las pérdidas. A continuación detallamos el método directo de evaluación de pérdidas, que esta en función de los parámetros ya mencionados y de la corriente máxima, la caída de tensión y la longitud de los tramos.
2.3.2.1 MÉTODO DIRECTO 16
Consideremos la expresión de la caída de tensión:
V = I x L (R x cos δ + Xsenδ) .......... (a)
Donde: :
Rcosδ + Xsenδ.
:
Caída de tensión en voltios.
I
:
Intensidad de corriente en amperios.
L
:
Longitud en metros.
R
:
Resistencia de la línea Ohms/Km.
X
:
Reactancia de la línea en Ohms/Km.
K
V
Cosδ :
Factor de potencia activa.
Senδ :
Factor de potencia reactiva.
El valor de la reactancia inductiva lo calculamos mediante la siguiente expresión: XL = 2πƒ (0,50 + 4,605 log 10 DMG/RMG) x 10-4 /Km. Donde: DMG :
Distancia media geométrica entre conductores m.
RMG :
Radio medio geométrico.
El valor de la resistencia: R ƒ = R 20°C(1 + αT) Ohms/Km. Donde: R ƒ
:
Resistencia. en c.c. a la temp. de operación Ω/Km.
R 20°C
:
Resistencia en c.c. a la temperatura de fabricación Ω/Km.
α
:
Coefic.térmico °e-1 para el cobre duro: 0,00378/ °C, para aleación de
aluminio:
0,00360/ °C
Sea la caída porcentual de un tramo. % V = [(V1 - V2)/ V1] x 100 17
Donde: % V :
Caída porcentual del tramo.
V1
:
Tensión al inicio del tramo en voltios.
V2
:
Tensión al final del tramo en voltios.
La pérdida de potencia esta dado por: P = R x I² x L ......................... (b) De (a) tenemos la corriente: I = V/[L(Rcosφ + Xsenφ)] En (b): P = [R x V x I x L]/[L x (Rcos δ + Xsenφ)] P = [100.R.V.L.Vi.I] / [100.Vi.L.(Rcosδ + Xsenδ)] P = [R.VD.KwI] [100.(Rcosφ + Xsenφ)] Donde: P : R : X : VD : Kw : V1 : Pf : r ƒ :
Pérdida de potencia en horas pico Kw. Resistencia eléctrica del conductor Ohms/Km. Reactancia eléctrica del conductor, Ohms/Km. Caída de tensión porcentual del tramo. Carga consumida del alimentador. Tensión en el punto inicial de entrega. Factor de potencia de la carga. cos φ. Factor de reactivo de la carga. sen φ.
Sea el gráfico del balance de energía. V1
RL + XL
Potencia emitida (P1)
V2
Potencia consumida(P2)
Diagrama del balance de energía. 18
De donde: P1 = V²1 /(R L +Rc ); P2 = V²2/Rc ---> Rc = V²2/P2 P1 = V²1 /(R L + V²2/P2) Debido a la demanda resistiva (consumidores residenciales y comerciales) podemos afirmar que: Rc >> R L, R L = 0 Con esta condición tenemos: P1 = V²1 x P2 V²2 Finalmente obtenemos: %P'= P1 - P2 / P1 x 100 Donde: %P' :
Pérdida de potencia porcentual.
P1
:
Potencia emitida al alimentador en Kw.
P2
:
Potencia consumida por el alimentador en Kw.
De la misma manera que en el método porcentual: %P'= [P'/P1] x 100 %E = %P' x [Fp/Fc]
2.3.2. PERDIDAS EN TRANSFORMADORES Las pérdidas en los transformadores están constituidas por las pérdidas en el fierro y en el cobre, considerándose constantes las pérdidas en el fierro y variable las pérdidas en el cobre. Teniendo los valores de pérdidas en el cobre, según fabricante, estos se tiene que ajustar de acuerdo a la demanda máxima de la carga que alimenta el transformador. Las 19
pérdidas en el fierro se toman tal como se indica en el cuadro de pérdidas a potencia nominal correspondiente. La formula a utilizar es la siguiente : PcuDm = Pcu x [(Dm/Pnom x Cos fi)^2 Donde : PcuDm:
Pérdida de potencia a máxima demanda en el cobre.
Pcu
:
Pérdida en el cobre a potencia nominal.
Dm
:
Demanda máxima de la carga conectada.
Pnom :
Potencia nominal del transformador.
Cos fi :
Factor de potencia de la carga.
20
La pérdida de energía total en un mes en el transformador se obtiene sumando las pérdidas en el fierro y las pérdidas en el cobre a la máxima demanda afectado por el factor de pérdidas, así tenemos la relación: E = [(f.p. x PcuDm + Pfe] x 24 horas x 30 días A continuación tenemos el cuadro Nro. con los porcentajes de pérdidas de potencia en los transformadores según la potencia nominal:
KVA
% PERD. VACIO FIERRO
% PERD. CARGA COBRE
75 0.52 112.5 0.40 150 0.39 225 0.36 300 0.33 500 0.27 Fuente : elaboraciòn propia.
0.95 0.96 0.96 0.98 0.97 0.97
PERDIDAS EN TRANSFORMADORES
1,0 0,8
E S J A A D 0,6 T I N D E R C E 0,4 R P O 0,2 P
% PERD. VACIO FIERRO % PERD. CARGA COBRE
0,0 75
112,5 150
225
300
500
POTENCIA NOM INAL
A partir de estos porcentajes de pérdidas de potencia en transformadores calculamos los valores de pérdidas de potencia activa de los transformadores, para lo que consideramos un factor de potencia de 0.9 y potencias nominales promedio de cada rango. Así tenemos el siguiente cuadro:
21
Cuadro de pérdidas por rangos a potencias nominales KVA FIERRO COBRE 50< 0.16 0.29 50-75 0.24 0.45 75-100 0.69 1.15 100-150 0.43 1.17 150-250 0.68 1.75 250-350 0.88 2.62 =>350 0.90 3.06 Fuente: Elaboración Propia.
2.4.
PERDIDAS NO TÉCNICAS En las grandes etapas de gestión de clientes que son: suministrar, identificar,
medir, facturar y cobrar; se producen anomalías de diversos tipos y por causas diferentes, las que dan origen a pérdidas comerciales y pérdidas financieras, las que se agrupan bajo la denominación
22
de pérdidas no-técnicas, debido a que su existencia no obedece al normal proceso físico de transporte y suministro de energía, mas bien debido a los errores y deficiencias que se producen durante el registro, facturación y recaudo de la energía consumida.
2.4.1. CAUSAS QUE DAN ORIGEN A LAS PÉRDIDAS NO-TÉCNICAS Cada una de las etapas de gestión de clientes encierra en si defectos que son en su mayoría las causas de las PNT (pérdidas no técnicas). Estas causas en términos generales son las siguientes: -
Pobreza
-
Retraso en la acometida
-
Corrupción
-
Facilidad - fraude
-
Desorganización
-
Medidor defectuoso
-
Medidor inadecuado
-
Medidor traficado
-
Error de lectura
-
Error en la toma de datos
-
Determinación del monto facturado
-
Determinación de los consumos estimados
-
Problema de puesta al día del fichero de clientes
-
Problema de puesta al día de las tablas de fijación de tarifas.
-
Falta de un calendario de facturación
-
Tratamiento de la facturación (retraso, regularidad) 23
-
Circuitos de distribución defectuosos
-
Cliente desaparecido
-
Cliente insolvente
-
Pérdidas del pago
-
Pago mal orientado
-
Medios de pago inadaptados
-
Notificación de impagado
-
Asistencia inadaptada
-
Mala gestión de la cartera clientela
2.4.2. CODIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO-TÉCNICAS La necesidad de atacar las causas de éstas pérdidas, requiere identificar y agrupar las causas, en aspectos más generales que con una codificación adecuada facilite su tratamiento y la elaboración de acciones orientadas a su solución. Así tenemos la siguiente codificación: PNT 1:
Acometida clandestina
Este tipo de pérdida, se dan en las conexiones directas a la red, sin previo conocimiento y autorización por parte de la empresa concesionaria, y realizada por personas sin ningún compromiso con la empresa y/o por usuarios con el suministro suspendido por irregularidades. Este tipo de pérdidas es característico de las zonas urbano marginales, debido sobre todo, a la pobreza de la zona, lo que junto con la facilidad de acceso a la red, provoca éstas pérdidas. A éstas causas le sumamos la corrupción, retraso en el suministro del servicio y la falta de mecanismos de administración económicosociales para éstas zonas; además de la falta de actividades orientadas a la normalización de usuarios ilegales y sus respectivas sanciones. 24
PNT 2 :
Acometida sin medidor
También se trata de una conexión directa, pero con conocimiento de la empresa. Esto obliga a realizar una estimación del consumo; lo que conduce a subestimar sistemáticamente el consumo y además que, estimula al usuario al sobre consumo. Las causas básicas de éste tipo de pérdidas son: la desorganización y la falta de contadores de energía y políticas de administración orientadas a evitar éste tipo de instalaciones. PNT 3 :
Ausencia de identificación
Este tipo de pérdida, más que de energía 2 es una pérdida financiera, debido a que su presencia ocasiona errores y dificultades en el registro de consumo, facturación y recaudo, lo que se traduce, muchas veces en energía no cobrada, o colocada por un monto inferior al correspondiente. Las causales de éste tipo de pérdidas, son la desorganización y la corrupción. PNT 4 :
Mediciones inexactas
Las medidas inexactas, es la fuente de error más difundida, y consiste en el irregular estado y funcionamiento de los contadores de energía. Las causas generales son los medidores defectuosos, inadaptados y traficados, los que además tienen por causa: -
La descalibración natural o accidental del contador
-
La descalibración e instalación defectuosa intencional del contador.
PNT 5 :
Lectura inexacta
Los errores en general, se producen por causas involuntarias, cometido por el personal encargado de las lecturas y toma de datos y en otros casos son inducidos a cometer imprecisiones voluntariamente. Este tipo de pérdidas, nos da una lectura del consumo errónea, diferente a la real.
netarias.
Las pérdidas no son de energía, no se miden en unidades de energía, sino en unida 25
Obteniéndose un registro del estado de cuenta irreal debido al registro de consumo inexacto. PNT 6 :
Estimación errónea
Los suministros directos por cualquier motivo, crean la necesidad de estimar el consumo de los clientes, hecho que de ya, tiende a ser erróneo. Esta estimación errónea tiende y generalmente a ser subestimado. PNT 7 :
Datos de del cl cliente er erróneo
Los problemas que trae consigo éste tipo de pérdidas son los mismos que las pérdidas por "ausencia de identificación", pero su causa fundamental son los problemas de puesta al día del fichero de clientes. PNT 8 :
Datos de cálculo erróneos
Este es otro tipo de pérdidas financieras, su estimación se realiza en unidades monetarias y básicamente, se produce por problemas de puesta al día de las tablas de fijación de tarifas o por su incorrecta aplicación. PNT 9 :
Irregularidad ddee la facturación
La falta de un calendario de facturación y el tratamiento de la facturación, son la causa de la irregularidad de la facturación. Lo que también se traduce en pérdidas financieras. PNT PNT 10 :
Irre Irregu gula lari rida dad d de de di dist stri ribu buci ción ón de fact factur uras as
Muchas veces las facturas no son entregadas a los usuarios en su momento o simplemente no son entregados, lo que produce éste tipo de pérdidas. En general se puede decir que los circuitos defectuosos de distribución es su causa principal. PNT 11 :
Defecto de pago
A pesar de que todo el proceso de registro de consumo y facturación haya sido corre correct cto, o, se prod produc ucen en pérd pérdid idas as en la etap etapaa del del pago pago y cuya cuyass caus causas as son: son: clie client ntee 26
desaparecido, cliente insolvente, pérdida de pago y pago mal orientado. PNT PNT 12 12 :
Retra traso ex excesivo ivo en en lo los pa pagos
En la etapa de pago, se produce otro tipo de pérdida y son producidas debido a los medios de pago inadaptados, notificación de impagado, asistencia inadaptada y mala gestión de la cartera clientela.
2.4.3 CLASIFI CLASIFICACI CACIÓN ÓN DE DE LAS LAS PÉRDIDA PÉRDIDAS S NO-TÉCN NO-TÉCNICAS ICAS Las causas o tipos de pérdidas anteriores, obedecen a aspectos de carácter político, económico y social y también de carácter técnico y de organización. Para su mejor tratamiento e identificación las podemos clasificar en tres grupos a saber: Pérdidas de consumo = Energía mal medida Pérdidas de facturación = Energía mal facturada Pérdidas de cobro
= Energía mal cobrada
Estos tres aspectos corresponden al proceso de efectivización del usuario a la empresa y que junto junto con las etapas etapas de gestión de cliente clientess y los tipos de pérdidas, pérdidas, nos dan la siguiente clasificación (Tabla 2.4.3)
27
TABLA 2.4.3 CLASIFICACIÓN DE PERDIDAS ETAPAS DE COBRO POR ENERGÍA
R E G
C
I
O
S N T
S
R U O M
TIPOS DE PERDIDAS NO-TECNICAS PNT 1 : Acometida clandestina.
- Pobreza - Retraso en la acometida - Corrupción - Facilidad - Fraude
PNT 2 : . Acometida sin medidor
- Desorganización Desorganizació n -Falta de contadores
PNT 3 : Ausencia de identificac.
- Desorganización Desorganizac ión - Corrupción
PNT 4 : Medidas inexactas.
-Medidor defectuoso - Medidor inadaptado - Medidor traficado
PNT 5 : Lecturas inexactas.
- Error de lectura - Error en la toma de datos - Corrupción
PNT 6 : Estimación errónea.
- Determinación del monto facturado - Determinación de los consumos estimados
O D E
F A C T U R A R
R E C A U D O
CAUSAS
PNT 7 : Datos del cliente erró neos.
- Problema de puesta al día de fichero de clientes
PNT 8 : Datos de cálculo erróneos.
- Problemas de puesta al día de las tablas de fijación de tarifas
PNT 9 : Irregularidad de facturación.
- Falta de un calendario de facturación - Tratamiento de la facturación (retraso regularización)
PNT 10: Irregularidad de la distribución de facturas.
- Circuitos de distribución defectuosos
PNT 11: Defecto de pago.
- Cliente desaparecido - Cliente insolvente - Pérdida del pago - Pago mal orientado
PNT 12: Retraso excesivo en los pagos.
- Medios de pago inadaptados - Notificación de impago - Asistencia inadaptada - Mala gestión de la cartera clientela
FUENTE: FUENTE: Elaboración propia.
28
ETAPAS DE GESTIÓN DE CLIENTES SU MI NIS TRAR IDENTIFICAR
M E D I R
F A C T U R A R C O B R A R
CAPITULO III DIAGNOSTICO DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
3.4
DIAGNOSTICO INTEGRAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Después de concluido el estudio teórico del sistema de distribución, se procede a la
recopilación de datos, para luego ordenarlos, procesarlos y presentarlos de acuerdo a nuestros requerimientos. Un sistema de distribución para ser analizado en forma precisa y completa requiere de un sistema informático eficiente, tendiente a la automatización de los procesos, donde los registros de los datos se transfieren directamente a una computadora para su tratamiento y aditamiento. El diagnóstico integral de un sistema de distribución se realiza y presenta a través de formatos, cuadros, tablas y gráficos. Son tres las acciones especificas a realizarse para la obtención del diagnóstico: -
Acción de recopilación y obtención de datos
-
Acción de almacenamiento y procesamiento de datos
-
Acción de análisis, evaluación y presentación de resultados.
3.4.1 ACCIÓN DE RECOPILACIÓN Y OBTENCIÓN DE DATOS Esta acción consiste en el levantamiento de los datos actuales de operación del sistema y en la recopilación de los datos históricos de funcionamiento del mismo, con la finalidad de contar con el material necesario para realizar las otras acciones del diagnostico. El levantamiento de datos actuales de operación se realizará en el conjunto de formatos que presentamos, los registros de consumo históricos y todo antecedente existentes referente al sistema, los conseguiremos de los archivos existente en las instalaciones de la empresa.
29
Los formatos a utilizarse son los siguientes: Formato:
A.1. A.2. B.1. B.2. B.3. B.4. B.5. C.1.
Formato de Subestaciones Formato de alimentadores Formato de redes Formato de tensiones Formato de armados Formato de alumbrado público Niveles de iluminación Formato de usuarios.
A.1. FORMATO DE SUBESTACIONES A Datos Generales Dirección: ,
Módulo : Tipo servicio:
PU PA
Nº Celdas:
Cuadrícula:
Nº de SSEE.:
Tipo Instalac.
Tipo sist:
Nº de alimentadores:
Control AP. :
Re Ma Fo
Fecha 1:
Constante Cont. :
Fecha 2 : / / /
Transf.de corriente
:
SP
Estado General Soporte o Cabina:
Estado cont.: Energ. M R B
SI No Estado:
/ / /
M R B
Lect. 1:
Kw/h
Lect.2 :
Kwh
M R B Relac.transf.:
30
1φ 3φ
/A
B.
Datos de Placa del transformador.
Potencia (KVA): Grupo conexión:
Tipo de Transform.: Vcc:
Variación tomas:
Marca:
Año fabricación
Tipo de refrig.:
Pos.tap.: Est.
C.
Rel.transform.: M R B
/KV
Rel.transform.:
/ A.
Tablero de distribución secundaria
Protección general
Tipo:
Estado de instrumentos
Voltímetro:
LEYENDA: PU: Pública PA: Particulares A: Aereo CA: Cabina CO: Compacto SP: Servicio Particular AP: Alumbrado público
A.2.
Nº de serie:
In:
Ith:
Imag:
Amperímetro:
Contador AP:
Re: Relog Sí: Existe ma: manual No: No Existe Fe: Fotocélula In: Intensidad nominal M : Malo Ith: B : Bueno Imag: R : Regular Vcc: Tensión de corto circ.
FORMATO DE ALIMENTADORES
A. ALIMENTADORES DE SERVICIO PARTICULAR Nº Protección Conductores Carga de Alim . Tipo In(A) Tipo mm² AWG R S T N
Aislam.(M Ω)│
ESTADO
R S T N
B. ALIMENTADORES DE ALUMBRADO PUBLICO
Nº Protección Conductores Carga de Alim. Tipo In(A) Tipo mm² AWG R S T N
31
Aislamiento R S T N
ESTADO
B.1. FORMATO DE REDES
Nº de SS.EE.:
Codigo Tipo tramo conductor
Circuito Nº:
Conductores (SP)
Conductores (AP)
Nº Cond. Secc(mm²) Long.(m) Nº Cond.
B.2. FORMATO DE TENSIONES Nº de SS.EE. Tipo de Sistema:
Nº de
Tipo de Material Altura
Armado Armado
(m)
Cuerpos
P : Poste T : Techo
Tensión Final
Portalinea Retenida Estado
Nº Diamet. (plg)
OBSERVACIÓN
Pastoral Tipo Long.(m) Incl Estado
CODIFICACIÓN Tipo de Armado
Secc(mm²) Long.(m)
Fecha: / /
Nº Circuito Código de Tens. Inicial Tens. Derivad tramo Vo (V) Vd (V) Vf (V)
ESTADO
Material c : concreto Ma: Madera 32
Pa: Pared
Tu : Tubular Ri : Riel
B.4 FORMATO DE ALUMBRADO PUBLICO
Nº DE SS.EE.
Nº DE ARMADO
Nº DE CIRCUITO:
DATOS DE LUMINARIA TIPO
ESTRADO
DATOS DE LAMPARA TIPO POTENCIA (W)
OBSERVACION
ESTRADO
Fuente: Elaboración propia Codificación Luminaria Tipo: Utilizar codificación del tipo de luminaria según la marca a la que corresponde Ejm. MIRH-64 (codificación del tipo de luminaria marca Josfel) LAMPARA Tipo: I : Incandescente L.M.: Luz mixta V.M.: Vapor mercurio V.S. : Vapor de Sodio De acuerdo a potencias establecidas por los fabricantes.
3.5.
BALANCE DE ENERGÍA
3.5.1. BALANCE DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS Definición: Un balance de energía en cualquier sistema nos dará crédito del total de las transformaciones efectuadas en el mismo. Indicándonos el estado final de la 33
energía entregada a un sistema. Mediante un balance de energía determinamos el nivel de pérdidas de un sistema, de una subestación y de sus circuitos alimentadores, así como el tipo de pérdidas existentes. Lo que nos permitirá emprender acciones orientadas a la distribución controlada de la energía. La ecuación general del balance de energía es la siguiente: E ENT = E FAC + E PERD Donde: E.ent :
Energía entregada al sistema (Kw-h)
E.fact :
Energía facturada por consumos registrados (Kw-h)
E.perd
:
Energía perdida (diferencia entre Eent y Efact.)
PROBLEMÁTICA El problema general es la determinación de los componentes de la ecuación del balance de energía, energía entregada y energía facturada, dependiendo su dificultad del nivel al que se realice el balance (por sistema, por subestación y por circuito). Así tenemos la mayor dificultad en: -
Determinación de la energía consumida por el A.P. (en el subsistema de
distribución de Cusco este problema se ha resuelto con la instalación de totalizadores para el alumbrado público en todas las subestaciones). -
Identificación de usuarios por subestaciones y por circuitos alimentadores (aspecto
que también se ha superado con la recodificación de usuarios). Es preciso tener actualizados los datos de usuarios, directorios de los circuitos de la subestaciones (con los nombres de calles que alimentan), consumos mensuales, y mantener una accesibilidad a esta información cada vez que sea requerida.
34
METODOLOGÍA El procedimiento a seguirse para realizar el balance consiste en: -
Determinar la energía entregada y
-
Determinar la energía facturada Lo que obtendremos con las siguientes acciones específicas: DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN: Energía Entregada:
-
Los consumos de energía se determinan mediante los equipos de medición
existentes en los puntos de entrega de energía ubicados permanentemente y lecturados mensualmente. ENERGÍA FACTURADA -
La energía facturara se obtiene de los sistemas de facturación estando los usuarios
codificados por localidades y sistemas eléctricos, así la energía facturada es obtenida inmediatamente. -
El consumo del alumbrado público se determina estimando el número de unidades
existentes ( en el caso de la ciudad del Cusco mediante los totalizadores de de alumbrado público existente en cada subestación). La diferencia entre energía entregada y facturada nos indica, también las pérdidas en transformadores y en redes primarias. Discriminandose estas mediante el procedimiento indicado en el capítulo II.
De una subestación: Energía entregada: -
En las subestaciones en la actualidad no existen equipos de medición por lo que se
tienen que instalar los equipos analizadores de redes. Instalandose estos equipos en los 35
alimentadores generales, nos registran la energía entregada, además de todos los parámetros eléctricos que podemos obtener mediante el diagrama de carga. -
La instalación de los equipos requiere del siguiente procedimiento:
1.-
Verificación de la secuencia de fases de las barras alimentadoras, utilizando para
esto el secuencímetro. 2.-
Realizar tomas de carga para determinar la capacidad de los transformadores de
corriente a utilizarse. 3.-
Iniciar la instalación de los equipos colocando los terminales de tensión en las tres
fases (barras) y las pinzas amperimétrica (transformadores de corriente) en las fases R y T, cuidando el sentido de circulación de la corriente y las entradas y salidas en todos los bornes. 4.-
Verificar que las conexiones hagan buen contacto y que el equipo este alimentado.
5.-
Tomar datos de la hora y fecha de instalación, el número del equipo, la capacidad
seleccionada del transformador de corriente y otros generales. -
Mediante un computador personal y una interfase (lector óptico) se obtiene el
reporte de 24 horas, el cual debe ser corregido por el factor de carga de un día típico el cual será determinado para la fecha de instalación , en función de los diagramas de carga anuales del sistema, diagramas mensuales y de cuatro días típicos de la semana (días particulares, feriados, sábados y domingos).
ENERGÍA FACTURADA -
Para obtener esta cantidad requerimos conocer los usuarios que pertenecen a la
subestación, obtenidos del sistema informático de distribución y sus consumos de energía en el mes de instalación de los equipos, obtenidos del sistema de facturación. -
El procedimiento consiste en pasar a una base de datos todos los usuario insertados 36
en el circuitos de la subestación, que se encuentran en bases gráficas con los respectivos códigos de usuarios. Seguidamente, mediante estos códigos obtenemos los consumos de los usuarios, del sistema de facturación, combinando ambas bases de datos. -
El cálculo del consumo de Alumbrado Público lo realizamos mediante tomas de
carga directamente en el alimentador correspondiente. *
NOTA: A partir de Marzo de 1996 todas las subestaciones de la ciudad de Cusco
tienen medidores totalizadores de SE y AP, por lo que el balance de energía se realiza el procedimiento para un sistema de distribución, pero en lugares que no cuenten con medidores totalizadores, se seguirá el procedimiento indicado.
DE UN CIRCUITO ALIMENTADOR: ENERGíA ENTREGADA: -
Se instalan los equipos en la salida de cada alimentador, siguiendo el mismo
procedimiento que para los alimentadores generales. -
Es importante identificar con precisión el número de alimentadores y las cargas que
alimentan; usuarios comunes, usuarios mayores y usuarios importantes, para consolidar con previsión con la energía facturada por circuito alimentador.
ENERGÍA FACTURADA -
Se obtiene de la misma manera que para un alimentador general pero
discriminando los consumos por circuito, hecho que en la actualidad es posible gracias a la nueva codificación que incluye no sólo la subestación, sino el circuito del cual se alimenta un usuario. -
El alumbrado público no es necesario, puesto que corresponde a un alimentador
independiente. 37
La discriminación de las pérdidas en técnicas y no técnicas se realiza utilizando la metodología del capítulo II, con lo que conoceremos las pérdidas discriminadas en cada circuito alimentador y en los transformadores de distribución. 3.6
TIPIFICACION DE ZONAS La determinación de las zonas típicas dentro de una zona en estudio, viene a ser
un aspecto primordial para la elaboración del plan de reducción de pérdidas, persiguiéndose con este estudio la caracterización de la problemática del sistema respecto a las pérdidas, para sectorizar la ciudad (usuarios) en áreas homogéneas técnico-sociales (desde el punto de vista del negocio eléctrico) de modo que permitan su adecuado agrupamiento, tratamiento y control, que facilite identificar y priorizar las acciones correspondientes para la reducción de las pérdidas. Para la tipificación de las zonas se han considerado los parámetros de operación de las diferentes subestaciones de distribución de la ciudad del Cusco, así como son: energía entregada, número de usuarios, porcentaje de pérdidas, factor de carga, factor de utilización, factor de potencia y la demanda máxima; que en suma representan las características físico-espaciales, socio -económicas y técnicas del sector en estudio y la relación mutua existente entre sí.
PROCEDIMIENTO 1)
Medición de parámetros en subestaciones de distribución (las mismas que se
utilizan para realizar los balances de energía por subestaciones), las que nos permiten hallar todos los parámetros requeridos, excepto la energía facturada que se obtiene del sistema de facturación y la potencia nominal de los transformadores que se tienen
38
registradas y actualizadas permanentemente por área de distribución. 2) Establecimiento de rangos típicos, pesos y coeficientes, los que se obtienen de una tabla creada con los reportes de las mediciones realizadas. 3) Con los resultados del paso anterior determinamos los puntajes finales que caracterizan a cada subestación y establecemos los rangos que caractericen a grupos de subestaciones similares. 4) Tomando los diferentes grupos típicos establecidos, hallamos las subestaciones típicas representativas de los diferentes grupos típicos, los cuales podrán ser tomados como referencia para ser comparados con cualquier registro de parámetros de una subestación y la determinación de su pertenecía a determinado tipo de zona.
Medición de parámetros Los parámetros se registran en forma similar que para los balances de energía incluso se utilizan los mismos registros, de los cuales previo un tratamiento de datos obtenemos registros como el mostrado en el Cuadro No. 1 :
Establecimiento de rangos, pesos y coeficientes por parámetros Los reportes de subestaciones (como el mostrado en el punto anterior) son procesados en una plantilla como la mostrada en el Cuadro No. 2 :
39
Colcamos en una tabla todos los parámetros de las subestaciones requeridos para nuestro análisis, de donde podemos establecer la variación de los diferentes parámetros, lo que nos permitirá establecer los rangos en los que pueden varias estos parámetros. Así tenemos la siguiente distribución de rangos para los diferentes parámetros en el Cuadro No.3 : CUADRO No. 3: PESOS POR PARAMETROS Energía entregada >100000 60000-100000<= 30000-60000<= 30000<=
Número usuarios >400 250-150<= 150-50<= 50<=
Porcent. Factor Factor Factor pérdidas de carga utilizac. de potenc. >25 >0.57 >90 >0.90 25-17<= 0.57-0.50<= 90-50<= 0.90-0.75<= 17-8<= 0.50-0.43<= 50-15<= 0.75-0.60<= 8<= 0.43<= 15<= 0.60<=
Demanda máxima >230 230-140<= 140-60<= 60<=
FUENTE :
El pesos que se asigna a cada uno de los rangos por parámetros varia de 4 a 1, comenzando por 4 para el mayor y en orden descendente hasta llegar a 1 para el menor. Finalmente para relevar la presencia de algunos parámetros establecemos los coefientes de los diferentes parámetros, con lo que obtenemos el puntaje final de cada subestación, que mostramos a continuación: PARA METR Energí a Perdid as de Factor de Factor de Factor de Deman da Usuarios No.
COEFIENTE 2 3 2 1 2 2 2
Puntaje final
40
El puntaje final de cada subestación lo obtenemos multiplicando el peso correspondiente a cada rango por el coeficiente del parámetro correspondiente y sumando los resultados de todos estos los parámetros. Así tenemos un ejemplo para la subestaciones D101 y la D102: PARAMETROS Energía Entregada (Kw-h) de Perdidas Ener íadeKw-h Factor Carga (Fc) de Factor Utilización Factor de Potencia Fu (Cos fi) prom. Demanda máxima (Kw)Usuarios No.
Coeficientes
Pesos 2 3 2 1 2 2 2
41
3 4 1 3 2 3 4 20
Coeficientes Energía Entre ad Perdidas de Factor de Carga de Factor Utilización Factor de Potencia Demanda máxima No. Usuarios TOTAL PUNTAJE :
RESUL TADOS D101 2 6 3 12 2 2 1 3 2 4 2 6 2 8 41
D102 2 6 6 3 2 2 2 23
Rangos típicos La variación de la puntuación de las diferentes subestaciones alcanza 41 puntos en el más alto y 23 puntos en el más bajo, dentro de lo cual establecemos la distribución de rangos, teniendo en cuenta la mínima existencia de subestaciones con puntajes máximos se sigue una distribución relativamente equitativa, variando desde mayores de 40, entre 40 y 33, entre 33 y 26, siendo el último rango menor a 26. Establecimiento de subestaciones típicas Del total de las 171 subestaciones, mostradas en el Lista No.1, tomadas para este análisis, tenemos la siguiente distribución del número de subestaciones: zona típica A: 09 zona típica B: 19 zona típica C: 109 zona típica D: 34 teniendo cada una de ellas una subestación representativa que es el promedio de los parámetros de todas las
subestaciones pertenecientes a cada zona típica. Estas
subestaciones típicas y una típica de la ciudad de Cusco, son las que se muestran en los Cuadros No.: 4,5,6,7, y 8:
42
DIAGRAMA DE CARGA DIARIO
80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 MW
30,00 20,00 10,00 0,00 1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 HORA
43
3.8
REPORTE DE PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES
De acuerdo a la metodología desarrollada en el Capítulo II, determinamos las pérdidas en 147 subestaciones de la ciudad del Cusco. Así tenemos:
No.SE. DIRECCCION
Pnom. Dmax. KVA
Fc
Fp
Fu
KW
Pcu Pfe Pcu(Dm) Ptraf. Nom Nom Total KW KW KW KW
Ptraf. Total KWH
D-101
AV. ANTONIO LORENA
400
210 0,61 0,47 0,65
3,06
0,90
1,29
1,50
1119,34
D-102
A.H. ROCCOPATA
50
25 0,47 0,27 0,59
0,45
0,24
0,16
0,29
212,49
D-103
URB. FRANCISCO BOLOGNESI I
80
42 0,51 0,36 0,59
1,55
0,69
0,54
0,88
657,79
D-105
URB. FRANCISCO BOLOGNESI II
100
16 0,33 0,21 0,31
1,17
0,43
0,11
0,45
337,25
D-106
URB. FRANCISCO BOLOGNESI III
100
45 0,40 0,27 0,62
1,17
0,43
0,45
0,55
410,31
100
45 0,41 0,27 0,49
1,17
0,43
0,28
0,51
376,26
D-1O7 DIGNIDAD NACIONAL I.P.A D-108
DIGNIDAD NACIONAL II.P.B.
75
39 0,43 0,24 0,57
1,55
0,69
0,50
0,81
603,09
D-115
ALFONSO UGARTE (ZARZ)
80
24 0,39 0,26 0,43
1,55
0,69
0,29
0,76
568,54
D-116
AV. LIBERTAD P.A.(ZARZ.)
100
51 0,40 0,27 0,63
1,17
0,43
0,47
0,56
413,26
D-117
JOSE OLAYA
100
40 0,39 0,26 0,51
1,17
0,43
0,31
0,51
378,71
D-120
MANAHUANONCCA III
50
23 0,37 0,19 0,54
0,45
0,24
0,13
0,27
199,71
D-124
PUCUTUPAMPA
95
20 0,44 0,30 0,28
1,55
0,69
0,12
0,73
540,17
D-125
A.H. AMAUTA
50
15 0,47 0,34 0,42
0,45
0,24
0,08
0,27
201,22
D-127
CONSTRUCCION CIVIL
160
71 0,41 0,21 0,82
1,75
0,68
1,17
0,92
685,63
D-128
A.H. SAN ANTONIO (SANT.)
50
15 0,37 0,25 0,43
0,45
0,24
0,08
0,26
196,66
D-135
P.J.INDEPENDENCIA I
160
133 0,45 0,25 0,99
1,75
0,68
1,71
1,10
820,49
D-138
P.J.INDEPENDENCIA II
100
39 0,42 0,28 0,51
1,17
0,43
0,31
0,52
383,25
D-139
P.J.INDEPENDENCIA V
25
18 0,34 0,18 1,34
0,29
0,16
0,51
0,25
184,60
D-150
P.J. SAN ISIDRO
160
67 0,43 0,29 0,61
1,75
0,68
0,65
0,86
642,38
D-151
P.J.SIPASPUCYO
160
43 0,42 0,23 0,33
1,75
0,68
0,19
0,72
534,74
D-156
P.J. LA RINCONADA I
100
51 0,43 0,30 0,61
1,17
0,43
0,44
0,56
417,16
D-158
PUEBLO LIBRE II (AYAHUAY.)
50
12 0,48 0,27 0,30
0,45
0,24
0,04
0,25
189,40
D-166
A.H.TORRECHAYOC
50
44 0,41 0,28 1,03
0,45
0,24
0,47
0,38
279,77
D-169
A.H. UNION CCALLANCA
50
28 0,47 0,28 0,80
0,45
0,24
0,29
0,32
240,72
D-170
A.H. MIRADOR I
100
13 0,39 0,21 0,14
1,17
0,43
0,02
0,43
323,21
D-175
A.H. CHINCHERO
50
7 0,46 0,32 0,26
0,45
0,24
0,03
0,25
188,52
D-182
ASOCIACION TICATICA
100
36 0,42 0,23 0,53
1,17
0,43
0,33
0,51
376,07
D-183
A.H. MIRAFLORES
160
43 0,40 0,22 0,37
1,75
0,68
0,24
0,73
541,32
D-201
URB. PRIMAVERA
250
155 0,40 0,36 0,79
2,62
0,88
1,64
1,47
1091,40
D-202
AV. GRAU
250
145 0,65 0,51 0,75
2,62
0,88
1,48
1,63
1212,81
D-203
CORIPATA SUR I
125
53 0,41 0,28 0,56
1,17
0,43
0,37
0,53
396,34
D-205
AMADEO REPETO III
160
63 0,45 0,30 0,45
1,75
0,68
0,35
0,78
581,12
D-206
AMADEO REPETO II
100
105 0,48 0,33 1,20
1,17
0,43
1,69
0,99
734,88
D-213
PROLONGACION A.LORENA
100
43 0,46 0,31 0,53
1,17
0,43
0,33
0,53
395,71
D-215
AV. LIBERTAD P. BAJA (ZARZ)
100
54 0,49 0,36 0,64
1,17
0,43
0,48
0,60
448,47
D-217
CALLE 28 DE JULIO (ZARZ.)
160
63 0,42 0,29 0,46
1,75
0,68
0,37
0,78
581,91
D-223
AV. EJERCITO (PTE.SANTIAG.)
400
274 0,56 0,36 0,85
3,06
0,90
2,21
1,69
1259,21
No.SE. DIRECCCION
Pnom. Dmax.
Fc
44
Fp
Fu
Pcu Pfe Pcu(Dm) Ptraf. Nom Nom Total
Ptraf. Total
KVA
KW
KW
KW KW
KW
KW
KWH
D-224
U.V.SANTIAGO
250
88 0,50 0,30 0,41
2,62
0,88
0,44
1,01
751,29
D-232
CALLE PERA
200
206 0,56 0,38 1,33
1,75
0,68
3,09
1,85
1375,38
D-234
PLAZA SAN FRANCISCO
400
224 0,55 0,42 0,70
3,06
0,90
1,50
1,53
1135,77
D-241
PUENTE ALMUDENA
320
163 0,60 0,41 0,70
2,62
0,88
1,29
1,40
1044,99
D-243
NUEVA ALTA I
250
127 0,56 0,36 0,56
2,62
0,88
0,82
1,17
873,22
D-244
NUEVA ALTA II
125
72 0,53 0,32 0,81
1,17
0,43
0,77
0,68
503,08
D-245
CALLE TEATRO
200
46 0,56 0,42 0,32
1,75
0,68
0,18
0,75
558,07
D-266
VILLA UNION HUANCARO I
100
19 0,50 0,35 0,27
1,17
0,43
0,09
0,46
341,91
D-267
VILLA UNION HUANCARO II
100
16 0,41 0,27 0,21
1,17
0,43
0,05
0,44
330,02
D-277
A.H. LUIS VALLEJO SANTONI
160
75 0,40 0,27 0,60
1,75
0,68
0,63
0,84
628,47
D-304
AV. SOL
400
105 0,63 0,43 0,33
3,06
0,90
0,33
1,04
774,38
D-321
CALLE AYACUCHO
400
251 0,52 0,38 0,69
3,06
0,90
1,45
1,45
1079,21
D-335
CALLE AREQUIPA
160
107 0,59 0,38 0,82
1,75
0,68
1,17
1,12
834,12
D-341
PORTAL ESPINAR I
500
292 0,57 0,44 0,69
3,06
0,90
1,45
1,54
1144,14
D-342
CALLE SAPHI
320
211 0,58 0,37 0,73
2,62
0,88
1,40
1,39
1037,72
D-351
ARCOPATA
250
194 0,59 0,39 0,87
2,62
0,88
1,99
1,65
1229,04
D-354
ROSASPATA SANTA ANA
160
34 0,45 0,31 0,23
1,75
0,68
0,09
0,70
523,50
D-355
COOP. SAN CRISTOBAL
125
14 0,43 0,30 0,19
1,17
0,43
0,04
0,44
329,07
D-362
VELLA VISTA SANTA ANA
50
24 0,43 0,24 0,73
0,45
0,24
0,24
0,30
223,72
D-401
AV. SAN MARTIN (ENAFER)
400
126 0,58 0,35 0,40
3,06
0,90
0,49
1,07
795,23
D-411
AV. HUASCAR
200
179 0,52 0,31 1,20
1,75
0,68
2,51
1,45
1082,08
D-413
LIMACPAMPA CHICO
400
285 0,56 0,36 0,95
3,06
0,90
2,76
1,89
1406,52
D-424
CARMEN ALTO SAN BLAS
400
238 0,58 0,43 0,69
3,06
0,90
1,45
1,52
1133,32
D-431
CHIHUAMPATA
250
126 0,52 0,31 0,61
2,62
0,88
0,98
1,18
878,01
D-432
ZAGUAN DEL CIELO
250
121 0,51 0,32 0,54
2,62
0,88
0,77
1,12
834,99
D-441
HUAYNAPATA
400
205 0,62 0,41 0,58
3,06
0,90
1,03
1,32
981,47
D-452
SAN MARCOS
80
30 0,42 0,22 0,47
1,55
0,69
0,34
0,76
569,14
D-453
VILLA SAN BLAS
100
13 0,40 0,27 0,15
1,17
0,43
0,03
0,44
324,92
D-501
AV. CONFRATERNIDAD
250
133 0,63 0,44 0,64
2,62
0,88
1,07
1,35
1004,64
D-503
URB. FIDERANDA
80
43 0,54 0,39 0,66
1,55
0,69
0,68
0,95
709,29
D-504
URB. SAN BORJA P. ALTA
80
26 0,45 0,30 0,46
1,55
0,69
0,33
0,79
586,34
D-505
CUATRO TORRES
100
47 0,52 0,37 0,60
1,17
0,43
0,42
0,59
436,01
D-522
CRUZPATA
250
64 0,48 0,27 0,32
2,62
0,88
0,27
0,95
706,83
D-523
JIRON CONDORCANQUI
250
124 0,60 0,39 0,57
2,62
0,88
0,85
1,21
900,19
D-524
U.V. ZARUMILLA
160
112 0,49 0,34 0,78
1,75
0,68
1,06
1,04
770,91
D-532
PROLONGACION LUCREPATA
100
63 0,47 0,33 0,78
1,17
0,43
0,71
0,67
495,06
D-533
BALCONCILLO
100
93 0,40 0,27 1,03
1,17
0,43
1,25
0,77
569,93
D-534
P.J. MOSOCLLACTA
50
29 0,36 0,23 0,74
0,45
0,24
0,24
0,30
223,08
D-535
URB. LUCREPATA
160
56 0,51 0,37 0,44
1,75
0,68
0,34
0,80
595,25
D-536
JARDINES DEL INCA
100
16 0,42 0,23 0,18
1,17
0,43
0,04
0,44
326,12
D-541
PLAZA ESPANA
150
75 0,47 0,32 0,55
1,75
0,68
0,53
0,84
627,95
D-542
MICAELA BASTIDAS
100
63 0,51 0,37 0,73
1,17
0,43
0,63
0,66
491,92
D-543
CRISTO POBRE
80
34 0,44 0,30 0,50
1,55
0,69
0,39
0,81
599,65
D-574
BUENA VISTA II
80
19 0,38 0,19 0,28
1,55
0,69
0,12
0,71
530,20
D-576
ALTO LOS INCAS III
80
31 0,36 0,24 0,44
1,55
0,69
0,30
0,76
566,68
D-582
UCCHULLO GRANDE
160
84 0,47 0,27 0,58
1,75
0,68
0,59
0,83
620,19
No.SE. DIRECCCION
Pnom. Dmax. KVA
Fc
Fp
Fu
KW
Pcu Pfe Pcu( cu(Dm) Dm) Ptraf raf. Nom Nom Total KW KW KW KW KW
Ptraf. Total KWH
D-583
P.J. LOS INCAS I
220
121 0,45 0,26 0,74
1,75
0,68
0,96
0,92
687,15
D-602
AV. HUAYRUROPATA I
250
111 0,54 0,36 0,52
2,62
0,88
0,71
1,13
842,86
D-611
AV.HUAYRUROPATA II
200
106 0,55 0,34 0,73
1,75
0,68
0,93
0,99
737,56
45
D-614
URB. SAN FRANCISCO T. BAJA
100
59 0,48 0,33 0,86
1,17
0,43
0,87
0,72
532,90
D-631
AV. LOS INCAS I
315
158 0,56 0,36 0,62
2,62
0,88
1,01
1,24
922,97
D-634
MARASCAL GAMARRA II
500
227 0,60 0,43 0,48
3,06
0,90
0,70
1,20
893,15
D-650
AV. LOS INCAS II
200
92 0,57 0,36 0,55
1,75
0,68
0,53
0,87
643,66
D-663
URB. MAGISTERIO I
315
197 0,59 0,39 0,69
2,62
0,88
1,25
1,36
1015,28
D-664
URB. MAGISTERIO II
160
64 0,57 0,36 0,51
1,75
0,68
0,45
0,84
623,84
D-674
JR. OLLANTAYTAMBO M.PRADO
100
38 0,53 0,39 0,54
1,17
0,43
0,34
0,56
418,99
D-676
C.SACSAYHUAMAN M. PRADO
100
57 0,53 0,38 0,64
1,17
0,43
0,48
0,61
455,63
D-677
AV. MACHUPICCHU M. PRADO
160
31 0,55 0,41 0,32
1,75
0,68
0,18
0,75
556,74
D-678
URB. PORTALNIYOC
50
34 0,53 0,39 0,81
0,45
0,24
0,29
0,36
266,13
D-687
URB. 1RO DE MAYO I P. BAJA
100
38 0,40 0,27 0,44
1,17
0,43
0,23
0,49
365,29
D-696
KARI GRANDE
100
26 0,51 0,37 0,32
1,17
0,43
0,12
0,47
352,72
D-702
OVALO DE TTIO
100
52 0,51 0,36 0,84
1,17
0,43
0,83
0,73
541,59
D-709
LA FLORIDA I
250
85 0,57 0,37 0,38
2,62
0,88
0,38
1,02
757,15
D-710
LA FLORIDA II
250
103 0,51 0,30 0,50
2,62
0,88
0,66
1,07
799,25
D-720
SAN BORJA II
100
48 0,52 0,37 0,58
1,17
0,43
0,40
0,58
428,38
D-721
PROGRESO I
220
137 0,52 0,38 0,79
1,75
0,68
1,09
1,09
810,27
D-730
TTIO ZONA DANNIFICADA V
250
102 0,50 0,29 0,47
2,62
0,88
0,58
1,05
777,90
D-737
SAN JUDAS TADEO
80
27 0,46 0,32 0,43
1,55
0,69
0,29
0,78
581,36
D-738
KENNEDY A-I
100
25 0,53 0,38 0,34
1,17
0,43
0,14
0,48
358,00
D-739
KENNEDY A-II
80
49 0,50 0,30 0,89
1,55
0,69
1,23
1,06
787,58
D-749
PARQUE INDUSTRIAL III
200
14 0,44 0,22 0,17
1,75
0,68
0,05
0,69
510,46
D-756
SANTA MONICA I
250
126 0,60 0,41 0,54
2,62
0,88
0,77
1,19
886,22
D-757
SANTA MONICA II
300
111 0,59 0,38 0,46
2,62
0,88
0,56
1,09
809,81
D-807
COVIPOL HUANCARO
100
16 0,52 0,31 0,18
1,17
0,43
0,04
0,44
328,39
D-825
P.J.MANCO CAPAC II
160
52 0,40 0,22 0,39
1,75
0,68
0,27
0,73
545,67
D-826
P.J.MANCO CAPAC IV
100
21 0,40 0,22 0,27
1,17
0,43
0,09
0,45
333,63
D-831
P.J.MANCO CAPAC I
100
41 0,41 0,23 0,53
1,17
0,43
0,33
0,51
376,07
D-850
A.H. Sr. DE HUIMPILLAY I
100
46 0,39 0,22 0,56
1,17
0,43
0,37
0,51
379,90
D-862
TTIO I (AV. JORGE CHAVEZ)
250
109 0,50 0,30 0,50
2,62
0,88
0,66
1,07
799,25
D-863
REINA DE BELEN
50
48 0,46 0,32 1,26
0,45
0,24
0,71
0,47
349,67
D-872
SIMON HERRERA
110
51 0,48 0,34 0,56
1,17
0,43
0,37
0,55
412,79
D-875
TTIO IV (AV. JORGE CHAVEZ)
400
108 0,51 0,29 0,37
3,06
0,90
0,42
1,02
758,18
Q-101
FERNANDO TUPAC AMARU (U) III
100
32 0,45 0,31 0,52
1,17
0,43
0,32
0,53
392,86
Q-102
FRANCISCO SISA C.N.V.T.A.5
100
16 0,45 0,32 0,26
1,17
0,43
0,08
0,45
338,51
Q-114
URB. SAN ANTONIO
160
50 0,39 0,21 0,35
1,75
0,68
0,21
0,72
535,62
Q-301
BERNARDO TAMBOHUACSO
80
36 0,46 0,24 0,63
1,55
0,69
0,62
0,84
623,06
Q-302
HIPOLITO TUPAC AMARU V
50
55 0,44 0,30 1,57
0,45
0,24
1,10
0,57
426,35
Q-311
PUEBLO LIBERTADOR
50
16 0,40 0,26 0,35
0,45
0,24
0,05
0,26
191,90
Q-315
URB. LA PLANICIE II
75
19 0,38 0,23 0,48
1,55
0,69
0,36
0,77
574,22
Q-323
URB. SANTA MARIA III
80
9 0,50 0,29 0,17
1,55
0,69
0,04
0,70
522,67
Q-342
SOL DE ORO
50
18 0,37 0,23 0,68
0,45
0,24
0,21
0,29
216,59
Q-344
ASOC. SAN MIGUEL
160
27 0,39 0,26 0,42
1,75
0,68
0,31
0,76
561,78
No.SE. DIRECCCION
Pnom. Dmax.
KVA
Fc
Fp
Fu
KW
Pcu Pfe Pcu( cu(Dm) Dm) Ptraf raf. Nom Nom Total KW
KW KW
KW
KW
Ptraf. Total KWH
Q-351
AV. FRANCIA (NAC. UNIDAS)
160
49 0,55 0,41 0,53
1,75
0,68
0,49
0,88
651,81
Q-352
JRN.DINAMARCA (NAC. UNIDAS )
160
35 0,48 0,32 0,35
1,75
0,68
0,21
0,74
553,12
Q-355
URB. SANTA ROSA II
160
32 0,39 0,20 0,30
1,75
0,68
0,16
0,71
525,58
Q-356
URB. SANTA ROSA III
160
41 0,42 0,28 0,37
1,75
0,68
0,24
0,74
551,99
46
Q-357
J.C. MARIATEGUI SANT. ROSA IV
160
111 0,39 0,26 0,82
1,75
0,68
1,17
0,98
729,30
Q-366
FLOR DE LA CANTUTA
100
58 0,42 0,22 0,65
1,17
0,43
0,50
0,54
400,84
Q-371
URB. WISPAMPA I
160
22 0,43 0,30 0,15
1,75
0,68
0,04
0,69
510,97
Q-373
VISTA ALEGRE I
100
31 0,38 0,20 0,37
1,17
0,43
0,16
0,46
343,54
Q-376
APV LAS MERCEDES
80
25 0,46 0,24 0,43
1,55
0,69
0,29
0,76
564,27
Q-392
CALLE CHIMA S.S.
100
65 0,57 0,36 0,94
1,17
0,43
1,04
0,80
597,59
Q-393
URB. 28 DE JULIO S.S.
100
39 0,48 0,27 0,57
1,17
0,43
0,38
0,53
396,27
Q-422
APROVITE
160
54 54 0,49 0,27 0,44
1,75
0,68
0,34
0,77
570,10
Q-431
URB. CANTUTA SJ.
160
56 0,41 0,22 0,46
1,75
0,68
0,37
0,76
562,67
Q-443
LOS RETAMALES
50
24 0,43 0,30 0,94
0,45
0,24
0,39
0,36
269,17
Q-451
SAN JERONIMO IV
103
68 0,43 0,24 0,89
1,17
0,43
0,93
0,65
485,74
Q-452
SAN JERONIMO V
80
37 0,45 0,23 0,68
1,55
0,69
0,72
0,85
635,88
Q-460
SAN JERONIMO III
320
185 0,48 0,28 0,67
2,62
0,88
1,18
1,21
898,20
Q-464
CHIMPAHUAILLA
100
37 0,36 0,23 0,55
1,17
0,43
0,36
0,51
380,41
Fuente : Elaboración propia 3.9
DISC ISCRIM RIMINAC INACIION DE DE PER PERDI DIDA DASS
ALCANCE : -
Pérd Pérdid idas as disc discri rimi mina nada dass Regi Region onal al y por por Su Subb Regi Region onees. Esta Establ blec ecer er el porc porcen enta taje je de pérd pérdid idas as técn técnic icas as y pér pérdi dida dass no-t no-téc écni nica cas. s. Disc Discri rimi mina narr los los com compo pone nent ntes es de las las pér pérdi dida dass téc técni nica cass y pér pérdi dida dass no-t no-téc écni nica cas. s.
PROCEDIMIENTO : Identificar las pérdidas siguiendo la secuencia : 1ro. Determinación de las pérdidas totales Regional y por Sub Regiones. 2do. 2do. Dete Determi rmina nació ciónn de las las pérdi pérdidas das técni técnica cas, s, media mediant ntee anál análisi isiss de paráme parámetro tross registrados. 3ro. 3ro. Dete Determi rmina naci ción ón de las las pérd pérdid idas as come comerc rcia iale les, s, como como dife difere renc ncia ia de las las pérd pérdid idas as totales y pérdidas técnicas; técnicas; discriminando por comparación comparación y estadísticas estadísticas las pérdidas por fraude y clandestinaje. METODOLOGIA : PERDIDAS TOTALES REGIONAL Y POR SUB REGIONES Las Las pérdid pérdidas as tota totales les se determ determina inann al reali realizar zar el balan balance ce de energ energía ía empresarial, empresarial, el que contempla balances balances por Sub Regiones. Estos balances balances se efectúan efectúan teniendo en cuenta la energía entregada en las barras de compra de energía y la facturación facturación por venta de energía. Este balance balance contempla contempla las pérdidas en transmisión transmisión y subtransmisión, subtransmisión, en media tensión y las pérdidas globales en distribución, lo que nos permite orientar el análisis hacia las pérdidas en baja tensión, tanto técnicas como no-técnicas. 47
PERDIDAS TECNICAS Pérdidas en Transmisión y Subtransmisión Los porcentajes de pérdidas en esta etapa del transporte de la energía se calcula mediante el Flujo de Potencia o mediante la comparación de medidores electrónicos en la entrega y recepción de la energía. Lo que nos dará la cantidad de energía consumida. Estos valores de pérdidas se mantienen relativamente constantes, dependiendo básicamente de la variación de la demanda para las pérdidas por Efecto Joule, ya que el otro componente que son las pérdidas por Efecto Corona y Efecto Skin son consideradas como pérdidas fijas. Estos porcentajes son considerados en el balance de energía empresarial, de donde son tomados para considerarlos en la discriminación de pérdidas, pero teniendo que separar previamente el porcentaje correspondiente a las pérdidas en media tensión. Pérdidas en Líneas Primarias Para determinar las pérdidas en líneas de media tensión podemos realizar la evaluación mediante varios procedimientos. Lo más común es calcular los flujos de corriente y las pérdidas por Efecto Joule en los diferente tramos de los diferentes alimentadores. Para esto debemos determinar a las corrientes correspondientes a todas las subestaciones conectadas a cada alimentador. Con estos datos podemos calcular las pérdidas de energía para una radial en un día común, sumando las pérdidas de potencia de todos los tramos correspondientes a la radial y multiplicando por el período de tiempo de 24 horas. Así podemos realizamos el cálculo de las siguientes maneras: -
para cada una de las 24 horas del día o considerando el cálculo a la hora de máxima demanda del día, pudiéndose también considerar dos horas de máxima demanda correspondiendo a dos períodos diferentes del día (mañana y tarde).
Para el primer caso se requiere de un programa computacional, puesto que se requiere del cálculo de las pérdidas para cada una de las horas del día, que sumándose obtenemos las pérdidas correspondientes a un día en un tramo, lo que demanda el manejo de gran cantidad de información. En el segundo caso se utiliza la corriente de máxima demanda, el que debe ser afectado por el factor de pérdidas del día para obtener las pérdidas correspondientes. Para el tercer caso se sigue un procedimiento similar al anterior, pero considerando dos factores de pérdidas, uno para la mañana y otro para la tarde. Para obtener las pérdidas mensuales de una radial, se tienen que determinar factores, en función de demandas de los día sábados y domingos o feriados, que nos permitan corregir las pérdidas de un día común para los días sábado y domingo. Teniendo el número de días del mes por tipo de días (sábados, domingos o feriados y comunes), obtenemos las pérdidas, sumando las correspondientes a cada día típico multiplicado por el número de días correspondiente. 48
Para hallar las pérdidas anuales es necesario corregir las pérdidas del mes básico utilizando factores debido a la variación de carga que se produce durante el año. Pérdidas en Transformadores Las pérdidas en los transformadores están constituidas por las pérdidas en el fierro y en el cobre, cuya metodología se describe en el Capítulo II. Para obtener las pérdidas en cada Sub Región, se determina el número de transformadores, por rangos, que existan, los cuales se multiplican por los respectivos valores de pérdidas a potencia nominal correspondiente al rango. Para corregir las pérdidas en el cobre por variación de carga, se afectan por factores de pérdidas, teniendo que los transformadores con menores niveles de potencia nominal se encuentran en zonas con factores de pérdidas menores, lo que requiere considerar factores de pérdidas diferentes para las diferentes zonas de una Sub Región. Finalmente se suman las pérdidas de los diferentes rangos, obteniéndose las pérdidas totales para cada Sub Región. Pérdidas en Redes Secundarias Para determinar las pérdidas técnicas en redes secundarias podemos utilizar el método porcentual o el método directo (CENERGIA), dado que por ambos podemos concluir en el mismo resultado. Para nuestro caso consideramos el método porcentual descrito en el Capítulo II. El valor total de la pérdidas de energía se obtiene multiplicando el porcentaje de pérdidas de energía por el total de la energía entregada a la Sub Región. Pérdidas en Medidores El procedimiento para determinar las pérdidas en medidores por consumo propio, se realiza hallando los consumos promedios de medidores de diferentes marcas. Estos consumos se multiplican por la cantidad de usuarios correspondientes a cada Sub Región . Este resultado todavía se tiene que afectar por un factor que representa el número de horas diarias efectivas en que los medidores registran carga. Así tenemos el siguiente cuadro:
MARCA
CIRC. TENSION VA SKAITEKS 4.50 WUXI 5.56 G. E. 1FASE 3.90 FAE 1FASE 5.90 FAE 3FASE 6.20 PROMEDIO 5.21 Fuente : Electro Sur Este.
CIRC. CORRIENTE VA 0.30 0.36 0.44 0.46 0.40 0.39
49
TOTAL VA 4.80 5.92 4.34 6.36 6.60 5.60
El cálculo se realiza de acuerdo a la siguiente relación : Eperd. = Nro. Usu * Cons. Prop. * K Donde : Eperd. Nro. Usu K consumo
: : :
pérdidas de energía por consumo propio de la Sub Región. número de usuarios de la Sub Región. factor de corrección por número de horas efectivas de
Se considera que el medidor consume, únicamente cuando el usuario esta consumiendo energía. PERDIDAS NO-TECNICAS Las pérdidas no-técnicas se determinan como diferencia de las pérdidas totales y las pérdidas comerciales. A su vez las pérdidas no-técnicas se discriminan en pérdidas por fraude y por clandestinaje básicamente. Las pérdidas por clandestinaje, es debido al consumo ilegal de la energía por parte de personas que no son clientes de la empresa, en cambio las pérdidas por fraude la realizan los usuarios, agrupándose en esta modalidad las diferentes formas de conexiones directas sin registro del medidor y los diferentes arreglos que se puedan hacer en el medidor para un incorrecto registro de la energía. Para la Sub Región Cusco, se ha hecho evaluaciones del número de intervenidos en el período de un año, estableciéndose que el número de fraudes corresponde al 70 % del total de intervenciones y el número de clandestinos corresponde al 30 %, a partir de lo cual se estima que del total de las pérdidas comerciales se tendría que el 70 % de pérdidas comerciales se deben al fraude y el 30 % de las pérdidas corresponde al clandestinaje. Estos estimados, son aplicados al resto de las Sub Regiones. El resumen de la discriminación de pérdidas se muestran en los siguientes cuadros, los cuales fueron hallados siguiendo el procedimiento indicado anteriormente.
50
CAPITULO IV ALTERNATIVAS PARA EL PROCESO DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS
4.3.1 ALTERNATIVAS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS ASPECTOS IMPORTANTES A CONSIDERAR PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS. -
Establecimiento de los niveles de pérdidas técnicas, utilizando la
metodología más adecuada según las características de las redes en estudio. -
Desarrollo de un programa de normalización de elementos. Así como el
establecimiento de criterios técnicos, específicos a utilizarse en cada proyecto de reducción de pérdidas. -
Coordinación con otras áreas de la empresa, sobre: programas de
mantenimiento, reubicación de subestaciones, cambio de conductores, mejoramientos dl factor de potencia, etc. -
Elaboración de una base de datos con los elementos y la configuración
actual del sistema; con las respectivas medidas de las características de los elementos y de sus magnitudes físicas ( V, I, L, etc.) -
Diseño de acciones de inmediata ejecución, de ejecución a corto plazo a
mediano plazo, y a largo plazo. -
Evaluación de los programas ejecutados (Para observar los inconvenientes
presentados y determinar las causas de fracaso -si así fuere- para mejorar los programas). -
Utilizar los indicadores económicos para determinar la prioridad de los
programas a ejecutarse.
51
-
DISEÑO ADECUADO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Si recordamos, que de existir una adecuada planificación para el
tratamiento del crecimiento de la demanda así como para el adecuado mantenimiento de los sistemas no estaríamos hablando de proyectos de reducción de pérdidas. Por lo que el diseño adecuado de los sistemas de distribución es un aspecto importantísimo para reducir los niveles de pérdidas. Para el diseño adecuado
tendremos cuidado de seguir de cerca las
siguientes recomendaciones: -
Cumplir con las exigencias mínimas del CNE y demás normas, en lo
referente a porcentajes de caída de tensión, niveles de resistencia de su aislamiento, resistencia a la intemperie y demás aspectos. -
El diseño del sistema debe ser el que cumpla con los requerimientos del
proyecto, garantizando en todo momento: continuidad de servicio, seguridad de operación y mecanismos que dificulten las conexiones directas y clandestinas. -
La capacidad del sistema deberá garantizar el servicio durante la vida útil
del proyecto en óptimas condiciones. -
Se deberán evitar las conexiones provisionales en tramos finales e
intermedios, a usuarios no pertenecientes al sistema inicial, sin un previo estudio. -
Se deberán elaborar proyectos integrales de previsión del crecimiento de la
demanda y formular criterios para la flexibilización de los sistemas. -
Las instalaciones a realizarse serán las que conlleven a la rentabilidad
máxima y que sea coherente con el desarrollo de la red futura expresada en el Plan Director.
A continuación desarrollamos las principales alternativas para la reducción 52
de pérdidas técnicas :
A.-
VARIACIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN Las excesivas caídas de tensión en los tramos finales de los circuitos nos
obligan a buscar alternativas para reducirlas. Las pérdidas de potencia están dadas por P = I²R, es decir dependen directamente de la corriente que circula por el conductor, por lo cual, reducir ésta corriente elevando el nivel de tensión es la alternativa que tratamos en este punto. Sean las relaciones: P
= I²R
(1)
P = I'²R
(2)
2Y '= I-In
(3)
P = √3 VI Cos φ Pn = √3 Vn In Cos φ
Como: P = Pn, entonces:
√3 VI Cos φ = √3 Vn In Cos φn In = VI x Cos φ Vn Cos φn
(4)
en (3): I' = I - VI x Cos φ Vn Cos φn en (2)
P= I-
VI x Cos φ Vn Cos φn
x R
²
P = I - V x Cos φ x I² R Vn Cos φn 53
Donde: P : Pérdida de potencia I, In : Corriente suministrada antes y después V, Vn:Tensiones de salida antes y después del aumento de voltaje. P, Pn :Potencia de suministro antes y después del aumento de voltaje. I':
Corriente disminuida después de elevar la tensión P: Ahorro de pérdidas en vatios
Otro procedimiento es el siguiente: Considerando: PL = 3 R I²
PLn = 3 R (In)²
Donde: PL, PLn : pérdidas en la línea antes y después.
De donde: PLn = PL (In)² (5) I² Despreciando la variación del f.d.p. debido al aumento de tensión de (4) tenemos:
In = I * V Vn
en (5)
PLn = PL I² V² = PL V² (Vn)²I² (Vn)² 54
PLn = PL V² (Vn)² Donde: V² = FAV (factor por aumento de voltaje). V²n Es importante indicar que el f.d.p. disminuye con el aumento de tensión, por lo que esta alternativa no sería del todo ventajosa.
B.-
CAMBIO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION SECUNDARIA Dentro del marco de las normas, que rigen el comportamiento de los
sistemas de distribución, los niveles de tensión aceptables, para una corriente alterna de 60 Hz de frecuencia son: 220 (3 φ), 380/220 (3 φ), tres conductores activos y un neutro con puesta a tierra múltiple, 220 (1 φ), 440/220 (1 φ): 2 conductores activos y uno neutro con puesta a tierra múltiple). A estos aspectos le sumamos los niveles aceptables de caída de tensión, los avances tecnológicos y los costos inherentes a los materiales. Todos estos aspectos determinarán el mejor sistema, que será planteado como alternativa, no sólo para reducir las pérdidas en los sistemas ya existentes, sino también para proveer instalaciones eficientes a lo largo de su vida útil. El sistema convencional, 220 (3 φ), es el más difundido pero en la actualidad, surge como alternativa importante, el sistema multiaterrado 380/220 v, que junto con la tecnología de cables autoportantes de aluminio, resulta ventajosa en comparación al sistema convencional, en los siguientes aspectos: -
Con el sistema AMKA (autoportante), los cables alimentadores
pueden ser diseñados para períodos parciales o etapas intermedias. -
Como los conductores van arrollados al mensajero, la reactancia
55
inductiva es casi nula, por lo que los radios de acción son mayores. -
Los conductores AMKA no soportan ningún esfuerzo mecánico,
porque el mensajero lo soporta todo. -
La utilización de aluminio significa mayor peso, por lo que las
flechas y los vanos son mayores, además de que el punto de suspensión es único. -
El esfuerzo de los conductores es aplicado en un solo punto, lo que
requerirá la selección de un soporte de menor esfuerzo equivalente en la punta. -
El aislamiento del polietileno reticulado, tiene las características de
soportar rangos de variación de grandes temperaturas. -
El tendido se hace del cable en su conjunto (no uno por uno),
además, no requerirá de portalíneas, ni conductores de amarre. -
En este sistema se utilizarán conectores, sin necesidad de deteriorar
los conductores, ni realizar el entorche de los conductores.
Si bien es cierto que el cambio de un sistema antiguo por uno nuevo, de por sí reduce el nivel de pérdidas pero, si se va ha realizar éste cambio, es mejor hacerlo por el más eficiente. Otra alternativa es la mixta, es decir combinar ambos sistemas, el convencional en los troncales y el AMKA en los ramales y para diferentes tiempos proyectados (15 años para las troncales y 10 años para las ramales).
C.-
REMODELACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN El crecimiento de la carga, y la ausencia de programas de renovación de
redes por falta de presupuestos a hecho que los niveles de pérdidas se incrementen rápidamente, creando un circulo vicioso entre la falta de presupuesto y los elevados niveles 56
de pérdidas para la empresa. La falta de planificación y de previsión del crecimiento, no ha dado oportunidad a dar soluciones inmediatas y con poca inversión, más al contrario, ha requerido cambios sustanciales, no sólo de conductores y transformadores sino hasta de armados y ferretería. Esta alternativa resultaría siendo la mejor inversión, aunque en muchos casos sería la única vía. Tratar de utilizar los elementos existentes y una adecuada transferencia de carga, reubicación de transformadores, incremento de transformador y cambio y/o reforzamiento de algunos tramos; nos brindaría una posibilidad, aunque complicada pero menos costosa. Para efectos de la remodelación, es importante considerar los estudios y análisis de selección óptima, de modo que se utilicen los elementos normalizados y las características técnicas establecidas. Sin embargo es preciso señalar que las normalizaciones y las características técnicas, deben ser conclusiones de estudios específicos de un sistema particular.
D.- REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS POR ALUMBRADO PÚBLICO El porcentaje máximo del consumo total establecido por la Comisión de Tarifas Eléctricas, para el cobro por concepto de Alumbrado Público,no permite el cobro del 100% de este servicio, lo que se traduce en pérdidas para la Empresa Concesionaria de Distribución. La potencia instalada no facturada es el resultado
de la falta de
planificación en su crecimiento, de la no sustitución de lamparas antiguas por otras de mayor eficiencia y por el inadecuado control en el encendido de las mismas. La superación de esta deficiencia nos permitirá reducir la potencia instalada 57
de Alumbrado Público manteniendo los niveles adecuados de iluminación requeridos, obteniendo por lo tanto menores niveles de pérdidas en el sistema. El precio unitario de Alumbrado Público es calculado considerando el porcentaje total autorizado para la facturación y el número de usuarios, afectados por los factores establecidos para los diferentes niveles de consumo. Este precio se multiplica por el factor correspondiente al nivel de consumo de cada usuario, lo que sumando con el de la totalidad de usuarios constituye el cobro por concepto de Alumbrado Público, siendo este inferior al costo de la energía consumida por el total de artefactos instalados.
E.-
REDUCCION DEL DESBALANCE DE CARGAS Para conseguir un balanceo de las cargas en necesario realizar un análisis
atravez de la elaboración de diagramas trifilares como el presentado en la fig. Siguiente :
58
PRINCIPIO DE ANÁLISIS
R S T
Ir
L
Is
L
It
L
I=0 I =0 I=0
P2
P1
P3
DIAGRAMA TRIFILAR ( FIG - VI -9) Las pérdidas totales en el Circ.: PLT = RL IR ² + RLIS² + RLIT² PLT = R x(L)(IR ² + IS² + IT²) ...............(I) Las corrientes de línea: I R = IS =
P1 VRS.Cosφ1 P2 VST.Cosφ2
(Corriente aparente)
P3
(Corriente aparente)
IT =
(Corriente aparente)
VTR .Cosφ3 Reemplazando en Ecuación (I): PLT = R x
PLT =
(
P1 + P2 + P3 ) VRS².Cosφ1 VST².Cosφ2 VTR ².Cosφ3
RxL ( P1² + P2² + P3²) VRS.Cosφ Donde: R = Resistividad de la Línea EA (Ohm/km)
59
L = Longitud considerada hasta las cargas. Cos φ = factor de potencia equivalente. Si Cos φ < 1 ==> P LT ==> SLT (Pérdidas de Potencia Aparente) Cuando el circuito está equilibrado (Balanceado) ==>P 1=P2=P3 PLT = 3RxLxP 1 ² V²RS Cos²φ Generalizando la ecuación anterior: n n n IR = Σ P1i , IR = Σ P2i , IR = Σ P3i i=1 VRSxCosφ1 i=1 VSTxCosφ2 i=1 VTR xCosφ3
ΣP1i = Sumatoria de Cargas en la Fase R. ΣP2i = Sumatoria de Cargas en la Fase S. ΣP3i = Sumatoria de Cargas en la Fase T. Cosφ1R , Cosφ2S, Cosφ3T = Fases de Potencia de las 3 fases.
60
USO DEL MÉTODO DE CONCENTRACIÓN DE CARGA PARA EVALUAR PÉRDIDAS TOTALES EN CIRCUITOS DESBALANCEADOS (3 y) Lv1
nodo 1
Lv2
nodo 2
Lv3
nodo 3
Lv4
nodo 4
R S T P1
P2
P3
P4
L1 L2 L3 L4 FIG. VI-10
El centro de carga es: n C.C = Σ IiLi = (P1+P1'+P1")(L1)+(P2+P2'+P2")(L2)+(P3+P3'+P3")(L3) + P4(L4) i=1 Ii (P 1+P1'+P1")+(P2+P2'+P2")+(P3+P3'+P3") + P4 GENERALIZANDO: (Con VANOS iguales) ===>
C.C. = (P1T)(LV1 + (P2T)(2LV1) + (P3T)(3LV1) + (P4T)(4LV1) + .... + (P nT)(nLV1) P1T + P2T + P3T + .... + P nT Con n = Número de Nodos del circuito.
61
DIAGRAMA EQUIVALENTE
R
R
i=0
S
R
i=0
T
R
i=0
Pct1 s Pct2
C.C. ( m )
t
r
Pct3
Donde: PCT1 = Potencia demandada total Fase T. PCT2 = Potencia demandada total Fase S. PCT3 = Potencia demandada total Fase R. RECONFIGURANDO EL CIRCUITO R
Ir
R’
r Pct1
S T R ′
I1
Is
s
R ′
I2
USANDO EL METODO DE CORRIENTES DE MALLA
VRS VST VRT
=
(2R' + Z2) -R -R (2R + Z1) -Z2 -Z1
-Z2 -Z1 Z3
62
I1 I2 I3
Pct2 I3
R’ It
Pct3
t
Resolviendo el sistema: I 1, I2, I3 (calculados) Finalmente : I R = I1 , IS = I2 - I1, IT = I2
VT = VRr' + VSs' + VTt'
VT = R'(IR ) + R'(IS) + R'(IT), con R' = RxL P LP = Centro de carga (m) R = Resistencia (Ohm/km)
Caída de Tensión Total =
VT = RLP(IR + IS + IT) (v)
Pérdidas totales en el = P LT = RxLP (IR ² + IS² + IT²) (w) K=
Factor de corrección de las pérdidas, usando el criterio de concentración de cargas.
K=
(0.75) (para cargas y vanos iguales).
K=
(0.77) (para cargas y vanos diferentes).
EJEMPLO DE APLICACIÓN DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LA SIGUIENTE RED 3 DESBALANCEADA
R S T
30m
nodo1
30m
1.2 1.3 1.4 Kw
nodo2
30m
2 1.5Kw
nodo3
30m
2.3 3.0Kw
nodo4
30m
nodo8 30 m nodo9
DIAGRAMA TRIFILAR DEL CIRCUITO (FIG - VI -13)
EL CENTRO DE CARGA DEL RAMAL ES:
C.C.1 = (1.3KW+1.5KW+2.6KW)(30) + (2.6+3.5KW)(60) + (2.6+1.1.)(90) 63
30m
nodo6
30m 1.3 1.5 1.5 1.2 1.5Kw 2.3 1.2Kw 2.6 Kw 30m
nodo7
R=2.95 Ω/Km (resistencia del conductor)
nodo5
2 .6 Kw 3.5 KW 2.6KW 1.1KW
C.C.1 = 41.42 m.
15.2 KW
EL CENTRO DE CARGA DE LA TRONCAL: C.C 2=(1.2+1.3.+1.5)(30)+(2+1.5)(60)+(2.3+3)(90)+(15+1.2 .+1.5)(150)+(15.2)(120)+(2 .3+1.2)(180) 35.6 KW
C.C.1 = 109.29 m.
LAS PERDIDAS EN EL RAMAL ES: PLT1 = ((R)(LP1)(Po1)/VRS)² PLT1 = (2.95)(41.42)(15.2KWx10 3) ² = 0.583 KW 220 V² LAS PERDIDAS EN LA TRONCAL
LAS IMPEDANCIAS EQUIVALENTES Z1 = VRS² = (220)² x 10-3 = 4.61 Ohm PC1 (10.4) Z2 = VST² = (220)² x 10-3 = 5.43 Ohm PC2 (8.5) Z3 = VTR ² = (220)² x 10-3 = 2.85 Ohm PC3 (16.3) 64
220 220 φ
6.30 -0.32 -5.69 = - 0.32 5.39 -4.67 - 5.69 -4.67 2.97
I1= -20.86 A,
I1 I2 I3
I2= -13.309A, I3= -60.03A
Entonces la corriente de línea: IR = (I1+I3) =80 A, IS = (-13.309+20.86)=7.5A, I T = 73A PLT2 = (2.95 Ohm/km)(L P2)(IR ²+IS²+IT²) PLT2 = 3.794KW FINALMENTE LAS PÉRDIDAS TOTALES: PLT = K(PLT1 + PLT2), K = 0.75 (factor de corrección). PLT = 0.75(3.79 + 0.983)KW PLT = 3.123 KW
PROCEDIMIENTO DE BALANCEO ÓPTIMO DE CARGAS Para balancear cargas en circuitos de B.T. se deben realizar los siguientes procedimientos: 1)
Como en los casos anteriores, debe de contarse con el DIAGRAMA UNIFILAR de
las S.E. 2)
Teniendo el DIAGRAMA UNIFILAR, tratar de elaborar el DIAGRAMA
DETALLADO, ubicando el número de cargas. 3)
Realizar mediciones de las corrientes en alimentadores de la S.E. asimismo sus
factores de potencia. 4)
Medir también las corrientes en los primeros tramos de las S.E., para determinar en
65
forma más precisa, el % de desbalance del circuito. 5)
Una vez determinado el % de desbalance en las 3 fases, se procede a reubicar las
cargas, (redistribución de cargas entre fases) y así de nuevo se realizan las mediciones, hasta conseguir el Balance aproximado entre cargas.
BALANCE DE REDES EN ESTRELLA
R
Lv
nodo1
Lv
nodo2
Lv
nodo3
Lv
nodo4
Lv
nodo5
Lv
nodo6 Lv nodo7
PR
S
PS
T
PT PR1 PS1
PR2 PS2 PT2
PR3 PS3
BALANCE DE REDES EN ESTRELLA
PR4 PS4 PT4
PS5 PT5 PR6 PS6
(FIG - VI-15)
Para que el sistema 3 φ esté balanceado se debe cumplir: P R = PS = PT. PR = PR1 + PR2 + PR3 + PR4 + PR6 + P3φ/3 PS = PS1 + PS2 + PS3 + PS4 + PS5 + PS6 + P3φ/3 PT = PT2 + PT4 + PT5 + P3φ/3 En general: n n n ΣPRi P3φi/3 = ΣPSi P3φi/3 = ΣPTi P3φi/3 = i=1 i=1 i=1 El caso ideal es que en cada nodo considerado existen 3 cargas iguales. P1 = P1' = P1" F.-
MEJORAMIENTO DEL FACTOR DE POTENCIA El mejoramiento del factor de potencia, en las redes de M.T. y BT, es
importante porque su aplicación permite reducir las Perdidas Reactivas en las lineas y aumentar la capacidad en dichas lineas. Acontinuacion presentamos un principio de 66
P3 ϕ
analisis utilizando conceptos basicos de la teoria de Circuitos : PRINCIPIO DE ANÁLISIS
R+jx
Vi
Vj
→I
Sij = P + jQ
→ If
(potencia aparente demanda total )
↓ Pd , Fp
fp = Arc Tan (Q/P) ( factor de potencia )
I=
(P - jQ) kVi
AV =
_______ √ P²+ Q²
=
-φ
kVi
_____ (R+iX) (√P²+Q²) -φ+α KVi
α = arc tan (X / R)
x 1000 (A) (corriente alimentador)
x 1000 (V) (caída de tensión tramo I-J) (°) (desfasaje provocado por la impedancia línea)
VJ = Kvi 0° - V α-φ = Kvi --
√(R²+x²)(P²+Q²) KVi
-Φ+α *1000 (V) (tensión en el nodo J)
Entonces las perdidas en la linea I-J es : (P²+ Q²) _______ SL = -------- √R² + x² K²Vi²
-2φ+α x 10^6 (VA)
(Pérdida Aparente en la línea)
Con K = Cte. que depende del sistema: (k = 1 Sist 1 ∅) (K = √3 sistema 3∅) (K = √ 2 sistema 1 ∅ delta abierto) Para los sistemas de distribucion en B.T. la inductancia de línea es pequeña por eso es 67
posible despreciarlo ===> x = 0 De la formula anterior de la perdida Aparente se puede hallar la perdida Activa y la perdida Reactiva que circulan por la linea : R * (P²+Q²) PL = Cos( -2φ + ∝ ) (Kw) (Potencia activa en el tramo I-J) k² * Vi² QL = I-J)
R * (P²+Q²)
Sen (-2φ + α
)
(KVAR) (Potencia reactiva en el tramo
k² * Vi²
CASOS PARTICULARES _ SI QL = 0 ( La potencia demandada seria netamente activa ) _
SI QL⇒ crítico ( hay pérdidas activas y reactivas , críticas , por tanto existe un envejecimiento prematuro de las redes )
De los dos casos anteriores vamos a plantear las siguiente interrogante : ¿ cuando QL = 0 , las pérdidas activas son mayores ó menores que cuando existe un QL ⇒ crítico ? para contestar esta pregunta se realizó el pequeño análisis siguiente:
COMPARACIÓN DE UN CIRCUITO CON FP = 1
Y UN FP
CRíTICO
Para el análisis vamos a considerar un circuito monofásico 220V, con una densidad de carga alta y un tipo de zona netamente urbana
( bien poblada y con barrios
residenciales ) Por tanto se tiene el siguiente diagrama unifilar :
la tension de alimentación es
220v
calibre del conductor
25 mm2
es
68
Vi Fp 7.2Kw
40m
1
40m
7.2 Kw
2
37m
40m
7.3 Kw 6
40m
7.2Kw
3
40m
7.2 Kw 7
4
7.2 Kw 40m
7.2Kw
DIAGRAMA UNIFILAR
8
7.2 Kw
( FIG -VI - 3 )
CAÌDAS DE TENSIÒN CON Fp = 1 TRAMO Fp PD(Kw) I(A) A(V) Vi (V) 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 2-6 6-7 7-8
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
57.8 50.6 21.6 14.4 07.2 21.6 14.4 07.2
262.72 5.027 246.86 14.12 113.18 6.47 78.11 4.46 40.40 2.28 113.18 6.47 78.10 4.46 40.01 2.28
FUENTE : Elaboración propia
69
40m
204.97 190.84 184.36 179.90 177.62 184.37 179.91 177.62
PL (Kw) 3.94 3.485 0.732 0.384 0.092 0.732 0.348 0.091
Σ: 9.768Kw
R = (Ω/ Km.) = 1.43 En el segundo caso suponemos que las cargas demandadas tienen un factor de potencial menor que 1. Entonces se tiene: CARGA Nº
PD(Kw)
Fp
1 7.2 2 7.2 3 7.2 4 7.2 5 7.2 6 7.2 7 7.2 8 7.2 FUENTE : Elaboración propia.
QD (KVAR)
0.890 0.750 0.830 0.930 0.799 0.881 0.750 0.980
3.680 6.349 4.830 2.845 5.418 3.886 6.349 1.462
CAÍDAS DE TENSIÓN CON Fp - CRÍTICO TRAMO
Fp
SD (KVA)
I (A)
V(V)
Vi (V)
0-1
0.833
57.8
34.8
306.67 (-31.05°) 17.54
1-2
0.771
50.6
31.1
289.51 (-34.05°) 16.56
192.13 (5.46°)
4.794 (-68.12°)
2-3
0.844
21.6 13.1
131.47 (-25.66°) 7.52
185.74 (6.66°)
0.988 (-51.52°)
3-4
0.860
14.4
8.3
89.38 (-23.18°) 5.11
181.32 (7.46°)
0.456 (-46.36°)
4-5
0.792
7.2
5.4
49.71 (-29.50°) 2.84
179.06 (8.01°)
0.141 (-59.0° )
2-6
0.872
21.6 11.7
127.78 (-22.9 °)
7.30
185.73 (6.53°)
0.932 (-45.84°)
6-7
0.873
14.4
7.8
88.19 (-21.93°) 5.04
181.31 (7.28°)
0.444 (-43.80°)
7-8
0.979
7.2
1.5
40.52 (- 4.19°)
179.03 (7.42°)
0.093 (-8.38° )
2.31
205.17 (2.52°)
SL (KVA) 5.378 (-62.1 ° )
PL=6.4
FUENTE: Elaboración Propia.
QL=11.4
Comparando los casos anteriores llegamos a las siguientes conclusiones: 1.-
Cuando una S.E., opera con un fp = 1, entonces las pérdidas de potencia tiene un
valor que esta, determinado por la Demanda total y por el efecto Joule. 2.-
En cambio cuando la S.E. opera con un Fp < 1, entonces se produce un desfasaje
de tensiones y corrientes, debido al flujo de potencia reactiva en las líneas, trayendo como consecuencia pérdidas reactivas en función a la demanda reactiva por nodo. 3.-
El flujo excesivo de potencia reactiva en las líneas, disminuye las caídas de 70
tensión por tanto reduce en poco porcentaje las pérdidas en potencia activa, en cambio crecen las pérdidas reactivas. 4.-
El mejoramiento del fp en las líneas, como hemos visto reduce las pérdidas
reactivas, más no las activas entonces hablando en términos de potencia aparente se reduce notablemente. CRITERIO DE SELECCIÓN ÓPTIMA Para efectuar la selección óptima de banco de condensadores, es necesario realizar un diagnóstico específico de la S.E. (subestaciones), que requieren ser analizados y tomar medidas de reducción . Dentro de los principales datos que se requiere, para ser el análisis de mejoramiento de F.P. tenemos: 1.-
Tener en forma precisa el diagrama unifilar de la S.E, (vanos, Nº de usuarios por
nodo, sección de los conductores, etc.) 2.-
Datos de factor de potencia por circuito y por S.E.
3.-
Las potencias demandadas por usuario en horas pico y su factor de potencia
correspondiente. 4.-
La resistencia del conductor en ( /Km), registrado de mediciones actuales.
5.-
Datos de demanda máxima en horas punta por circuito y por S.E. con sus
correspondientes factores de carga y factores de coincidencia.
G.- AUMENTO DEL NIVEL DE TENSIÓN EN BORNES DEL TRANSFORMADOR Después de un período regular de uso de una instalación, se observa de acuerdo a un diagnostico, que el % de pérdidas en los conductores aumenta notablemente, trayendo como consecuencia caídas de tensión criticas y pérdidas económicas para la 71
empresa. Entonces, una medida, provechosa y rápida para solucionar en parte este problema es aumentar el nivel de tensión a través de la regulación del TAP, del transformador o transformadores de la S.E. PRINCIPIO DE ANÁLISIS
i
R + JX
Vi , Fpi
I
j
L Pc , fpc
I=
Pc √3Vi Cosφ
(A) (Corriente en alimentador)
PL = ( Pc )² (R+jX)L (W) (Pérdida de Potencia en la Línea √3Vi Cosφ Si aumentamos la tensión a V 1': PL'= ( Pc )²(R+jX). L (W) (Pérdidas de Potencia después de al acción realizada) √3Vi P = PL - PL'= L x ( Pc )² (R+jX) - L x ( Pc ) ² (R+jX) √3Vi Cosφ √3Vi' Cosφ
L
P = Pc²Lx(R+jX)[ 1 - 1] = Pc² (R+jX)xL[Vi'²-Vi²] 3 Cos² φ Vi² Vi'² 3 Cos² φ Vi²xVi'²
L
P =
L
Reducción de las pérdidas
Pc²xLxRxFv (Reducción de Pérdidas en Función a la Potencia Demandada) 3Cosφ1² Donde: P
L
:
Reducción de Pérdidas de Potencia en (watt)
Pc : Cosφi :
Potencia Demandada ε n (Kw) Factor de potencia del alimentador
R Fv
Resistencia de línea (Ohm/Km) Factor de reducción
: :
72
L : Vi : Vi' : Ejm. Si :
Longitud de Línea (km) Tensión de salida antes de la acción (Kv) Tensión de salida después de la acción (Kv)
R = 2.720 Ohm/Km. L = 350 m. , Cos φ = 0.9 ,Vi = 220 V. Vi'= 230 V. VALORES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN FUNCION de Dmáx. Pc (KW)
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
PL(KW) 0.068 0.274 0.617 1.096 1.713 2.468 3.399 4.387 5.553 6.855
73
CRITERIOS TÉCNICOS PARA OPTAR POR EL AUMENTODE NIVEL DE TENSIÓN
1)
Tener como referencia el período de uso de la instalación y cuando este es corto se
debe tomar decisiones de acuerdo al nivel de aumento de las pérdidas en ese período. 2)
Se debe de tomar en cuenta también la demanda de potencia por alimentador, ya
que cuando éste es bajo el aumento de nivel de tensión es ideal y beneficioso, en cambio cuando la demanda es alta, el aumento de la tensión tiene un indicador mayor que 1, pero con un beneficio neto relativamente bajo. 3)
Cuando la instalación tiene un período de uso medio (mitad de su vida útil), es
factible el aumento del nivel de tensión, pero se debe tomar también en cuenta la vida útil de la acción realizada. 4)
En muchos casos el desbalance crítico de cargas con su correspondientes aumento
del nivel de tensión puede traer inconvenientes y reducción de la mejora de la calidad del servicio al usuario, por lo que se recomienda realizar un análisis de caídas de tensión por fases. 5)
Se debe también tomar en cuenta el período de uso del transformador de
distribución y evitar sobre pérdidas en los devanados y el núcleo con el aumento del nivel de tensión.
H.
DISMINUCION DE LAS CAIDAS DE TENSION UTILIZANDO AUTOELEVADORES.
La utilización de autoelevadores , es un medio muy práctico para disminuir las caídas de tensión en puntos críticos de una red de distribución secundaria más no así de lo que son 74
reducción de pérdidas como lo vamos a demostrar en los análisis que a continuación realizamos. Como los casos anteriores para demostrar lo anteriormente dicho nos basaremos en un análisis técnico - económico por tanto tenemos : PRINCIPIO DE ANÁLISIS El circuito equivalente práctico de un autoelevador 1 φ es :
Donde : VRN : R1,R2 : Z : PL,Fp : IA,IB : N1,N2 :
Tensión eficaz de alimentación Resistencia de los conductores ó conectores. I mpedancia auxiliar de compensación. Datos de la carga demandada. Corrientes en el primario y secundario del Auotoelevador. No. de Espiras en el primario y secundario.
Según :
IB1= P * (10 )3 / ( 1.73* VRN*Fp )
Ie = IB1* ( N1/N2 ) I = (VRN - R1* I1 ) / Z ⇒ Aquí : autoelevador. Vrn ⇒
en ( A ), con : N1/N2 = Vrn/ VRN
en ( A ) Z = (VRN - R1* I1 ) / I
en
( Ω)
V RN ⇒ Tensión crítica en el nodo J antes de instalar el es la tensión elevada en el nodo J
PROCEDIMIENTO DE SELECCIÓN Y UBICACIÓN ÓPTIMA EN LA RED. Para efectuar la selección y ubicación óptima de los elevadores,es necesario tambien realizar un Diagnóstico por subestación , bien detallado.
75
Dentro de los pasos a seguir para conseguir una disminución de las caídas de tensión y mejorar de alguna forma la calidad de servicio hacio los usuarios tenemos :
1.
Tener el diagrama unifilar digitada en computadora con todas sus caracteristicas
técnicas de funcionamiento . 2.
Realizar la medición de la resistencia de los conductores que forman parte del
circuito de la subestación para determinar resistencias equivalentes promedios. 3.
Efectuar las mediciones de verificación del estado de las tensiones de nodos de cola
de los circuitos. 4.
Realizar un análisis de caídas de tensión , con los datos obtenidos y determinar los
puntos óptimos de instalación de los autoelevadores. 5. Es posible tambien de acuerdo a criterios prácticos , instalar directamente los autoelevadores sin previo análisis de caídas de tensión, solamente utilizando el metodo de las iones de cola. Esta medida tiene pero una desventaja y es que es posible colocar un autoelevador en la red que va a funcionar con un Fu ≥ 1 4.3.2 ALTERNATIVAS PARA LA REDUCCION DE PÉRDIDAS COMERCIALES Cualquier programa, de reducción de pérdidas no técnicas, considerado como alternativo, tendrá mejores resultados en función de los montos invertidos. Los programas a ejecutarse pueden ser correctivos y/o preventivos, de ejecución constante o temporales, tambien integrales (con objetivos ambiciosos). Definitivamente la mejor alternativa, es la de ejecutar un programa integral para reducir las pérdidas a los mínimos aceptables y paralela y posteriormente a éste, desarrollar programas de control exhaustivo
76
y permanente. La disponibilidad de recursos financieros es escasa, por lo que se deberá priorizar acciones optimizando los recursos.
ASPECTOS IMPORTANTES A CONSIDERAR PARA LA REDUCCIÓN DE PERDIDAS COMERCIALES Consideramos los siguientes aspectos: -
Conocimiento de la situación actual de las pérdidas de la organización de la
empresa en cuanto al registro de consumo, facturación y recaudo, y de los responsables directos e indirectos de los niveles de pérdidas. -
Desarrollar planteamientos de mejora de mecanismos administrativos para
la ejecución dinámica de los programas a elaborarse. -
Utilización de técnica moderna y experiencias de otros lugares en este
-
Actualización del padrón de usuarios y elaboración de una base de datos
campo.
especializada. -
La elaboración de programas de ejecución constante de revisión técnica de
los usuarios. -
La elaboración de programas para situaciones críticas y de ejecución
temporal. -
Conocimiento de las causales de las pérdidas y sus soluciones para
encaminar acciones en este sentido. -
La planificación coordinada para la reducción y control de pérdidas.
A.-
ALTERNATIVAS ESPECIFICAS PARA REDUCIR LAS CAUSAS DE LAS PERDIDAS COMERCIALES 77
Estas alternativas están orientadas a eliminar las causas de las perdidas comerciales que se producen en los distintos procesos de suministro de la energía. Según el informe "Avances en el control de pérdidas”, se tiene que al 24 de agosto, 20224 usuarios saneados, de los cuales fuero intervenidos 1429 y aplicándoseles un recupero de energía a 935. Siendo las causas más frecuentes de estos recuperos: Medidores descalibrados : 21.7 % Conexiones directas
: 17.2 %
Medidor alterados
: 26.3 %
Medidor puente bajado
: 9.17 %
Otros
: 25.7 %
De los 1429 usuarios, 935 usuarios cometieron fraude, lo que nos indica que los mayores porcentajes de pérdidas se originan en la etapa de registro de consumo lo que indica que se deben priorizar acciones en esta etapa. En forma general podríamos decir en primer lugar, que la empresa debería mejorar su organización y eliminar drásticamente cualquier tipo de corrupción, en segundo lugar eliminar cualquier posibilidad de acceso del usuario a la red (antes del respectivo contador de energía). Estas dos primeras acciones están orientadas a evitar el fraude y el encubrimiento. Finalmente, como tercera medida, se deberían realizar acciones de inspección y supervisión constantes, puesto que de esta única manera se estará garantizando un buen resultado de las acciones anteriores. A continuación, realizamos el planteamiento de acciones orientadas a eliminar cada una de las causas de las distintas etapas del suministro de energía:
PNT 1:
ACOMETIDAS CLANDESTINAS 78
-
Crear mecanismos de administración para agilizar las actividades de normalización
de usuarios ilegales e irregulares y sus respectivas sanciones. -
Buscar soluciones económico-sociales para usuarios de zonas urbano marginales y
rurales. Puesto que en estas zonas se produce el mayor porcentaje de estas pérdidas. Una política especial en este sentido es importante, debido al número de usuarios y a la energía que estos demandan. -
Realizar el corte inmediato de cualquier conexión clandestina, dejar constancia del
delito y si es posible realiza la denuncia de las instalaciones correspondientes. -
Establecer un padrón de usuarios irregulares 3 sorprendidos en este delito, así como
de los usuarios sin identificación. Estas acciones permitirán inspecciones puntuales en el futuro priorizando acciones y optimizando recursos. PNT 2: -
ACOMETIDA SIN MEDIDOR.
Agilizar la obtención de bloques de contadores de energía a precios y condiciones
accesibles por los usuarios. -
Realizar su conexión inmediata.
-
Eliminar sistemáticamente este tipo de conexiones y prohibir su realización a todo
nivel. PNT 3:
AUSENCIA DE IDENTIFICACIÓN
-
Debe ser suspendido el suministro hasta que se regularice su situación.
-
Identificar a los responsables que encubrieron dicha falta y cuya negligencia
permitió esta pérdida. PNT 4: -
MEDIDAS INEXACTAS
La empresa debe normalizar los tipos y características de contadores a usarse. De
esta manera se evitarán los defectuosos e inadaptados. Usuarios irregulares: Tienen suspendidos sus compromisos con la empresa. 79
-
Realizar labores de calibración e identificación de contadores.
-
Realizar retiro de contadores con irregularidades, realizar su normalización o
sustitución si fuera necesario, en el tiempo más corto posible para evitar el consumo en conexión directa. -
Realizar los respectivos resellados y remachados del medidor de la cajatoma
respectivamente. -
Efectuar los recuperos correspondientes, dejar constancia del delito y elaborar un
padrón con los usuarios con responsabilidad en este acto. -
Realizar seguimiento constante y dejar constancia de estas acciones.
-
Verificar la autenticidad de los datos de placa del contador. PNT 5:
-
LECTURA INEXACTA
Los errores accidentales son mínimos y además los registros son acumulativos, lo
que corregiría el error el siguiente mes. -
Los errores sistemáticos (consideración errónea de dígitos enteros y decimales)
eliminarse luego del diagnóstico. -
Efectuar lecturaciones simultáneas (por parte del personal de la empresa) a la de los
lecturadores de terceros, y comparar los resultados para verificar su veracidad. Estas medidas reducirán la corrupción de estos. PNT 6: -
ESTIMACION ERRONEA
Cualquier tipo de estimación del consumo o del monto facturado, nos conducirá a
subestimación, puesto que toda conexión directa, estimula el sobreconsumo. Lo que nos indica que este tipo de prácticas deben ser desterrados. Siendo el contador de energía el único medio efectivo, éste deberá instalarse en estos casos. PNT 7: -
DATOS DEL CLIENTE ERRONEOS
Realizar al saneamiento de datos de clientes, actualizando los datos que informe el 80
usuario bajo Declaración Jurada (simplificación administrativa) y con los recogidos en el diagnóstico. -
Crear mecanismos administrativos que agilicen la actualización de datos del
cliente. PNT 8: -
DATOS DE CALCULO ERRONEOS
Establecer con precisión la forma de aplicación de las tarifas y las fechas precisas
de su vigencia y su publicación oportuna. PNT 9: -
IRREGULARIDAD DE LA FACTURACION
Establecimiento preciso de las fechas, tanto de registro de consumo (facturación)
como de facturación y entrega de facturas. De tal modo que las lecturas registran el consumo exacto de un mes y el cliente tenga el tiempo necesario para hacer efectivo su consumo de energía. PNT 10: -
IRREGULARIDAD DE LA DISTRIBUCION DE FACTURAS
Corregir los circuitos de distribución defectuosos y facilitar los procedimientos de
obtención de facturas duplicadas, para que se efectivicen los pagos. -
Informar al público en general cuando se termina la entrega de facturas de modo
que el usuario tenga el tiempo para obtener un duplicado, en caso de no habérsele entregado el original. PNT 11: -
DEFECTO DE PAGO
Crear mecanismos para utilizar cobros coactivos a usuarios desaparecidos, además
de políticas especiales para clientes insolventes. -
Difundir cuales son centros autorizados y garantizados que realizan los cobros para
evitar realizar estos pagos en lugares no correspondientes y ser sorprendidos. PNT 12: -
RETRASO EXCESIVO DE LOS PAGOS
Descentralizar los centros de recaudo y brindar todas las facilidades para su 81
efectivización. -
Realizar las notificaciones de impago oportunamente.
-
Crear políticas que estimulen el pago oportuno y adelantado. Así como la
regularización de clientes con pagos atrasados.
B.-
ALTERNATIVAS PARA LA REDUCCION DE LAS PERDIDAS EN USUARIOS MAYORES Los usuarios importantes por la cantidad y tipo de energía que demandan requieren
de un tratamiento especial. Por la misma situación todas las actividades desarrolladas en este sentido son necesarias y no alternativas. El aspecto de la identificación, medición y facturación son las fuentes más frecuentes de pérdidas por lo que las acciones deben realizarce en estos campos. IDENTIFICACIÓN : -
Determinar cuales del total de usuarios comunes tienen un suministro con
características de usuarios mayores (inadecuada tarifación). -
Realizar seguimiento a usuarios con potencias instaladas aparentemente
importantes. -
Mediante análisis de balances de energía detectar hurtos de energía. MEDICIÓN :
-
Diagnosticar la totalidad de usuarios mayores para definir el consumo del tipo de
energía, activa o reactiva, y los hábitos de uso, en punta y fuera de punta. -
En función del aspecto anterior planificar la compra de los equipos de medición
multifunción electrónicos para venderles con facilidades de pago a los usuarios. -
Desarrollar períodos de lecturación que permitan establecer el comportamiento de
su consumo a través del tiempo y la realización de los balances de energía por 82
subestaciones y por circuitos en forma conjunta con los usuarios comunes. FACTURACIÓN : -
Actualización constante de los datos del cliente, integración planificada de nuevos
usuarios mayores, para mantener los circuitos de la facturación y evitar confusiones al producirse morosidad. -
Planificar los calendarios de facturación y de distribución de facturas.
-
Aplicación correcta de los pliegos tarifarios. Estos aspectos junto con el de suministrar y cobrar, se combinan y están
interrelacionados, lo que implica un tratamiento coordinado y planificado de cualquier decisión tomada.
83
CAPITULO VI PROGRAMA GENERAL PARA LA REDUCCION DE PERDIDAS
6.1.- INTRODUCCIÓN Al margen de los recursos finacieros y económicos, el éxito en la reducción de las pérdidas depende en gran medida de la planificación y elaboración de un programa integral que contemple todos los aspectos relacionados con las pérdidas ya sea directa o indirectamente. El tratamiento de las pérdidas toma distintas características en función de los niveles de pérdidas actuales, las características de las distintas zonas y el uso que se le da a la electricidad por lo que en todo momento cada decisión tomada debe estar acompañada de un sustento técnico económico. Todas las acciones y programas deben engranarse perfectamente y sucederse de acuerdo a lo planificado, eliminando sistemáticamente las deficiencias que impidan el desarrollo cronogramado del plan. El problema de las pérdidas atañe a toda la empresa, puesto que el fin que persigue toda empresa es obtener mayor rentabilidad, por lo que las acciones planificadas deben ser coordinadas y adecuadas de manera que no se produzcan interferencias y en todo momento se orienten las acciones hacia la operación óptima del sistema y por consiguiente hacia la reducción de las pérdidas. Nuestro plan consiste en dos programas de acción : 1.-
Programa de acciones generales -
Acciones preventivas
-
Acciones permanentes
-
Acciones operativas 84
2.-
Acciones complementarias
Programa de acciones específicas Reducción de Pérdidas Comerciales Reducción de Pérdidas Técnicas
6.3.
PLAN GENERAL PARA LA REDUCCION DE PERDIDAS
PLAN GENERAL PARA LA REDUCCION DE PERDIDAS INTRODUCCIÓN Este programa tiene la finalidad de conseguir la meta de las perdidas estándares en un sistema de distribución, lo que se debe logran en un plazo de 5 años, siempre y cuando se realice el cumplimiento riguroso del Plan General para la Reducción de Pérdidas. El Plan General para la Reducción de Pérdidas ha sido elaborado teniendo en cuenta las experiencias de la Empresa Concesionaria de Distribución y la evaluación técnico-económica de las diversas alternativas, indicándose su prioridad y el momento de mejor rendimiento para su aplicación. OBJETIVO Reducir las pérdidas al nivel óptimo aceptable. PROBLEMÁTICA -
Identificación de las pérdidas
-
Orientación óptima de los recursos a la mejor alternativa
META Nivel óptimo de perdidas 8 - 9% . El Plan está constituido por dos programas : 1.-
Programa de Acciones Generales 85
2.-
1.-
Programa de Acciones Específicas
PROGRAMA DE ACCIONES GENERALES Contiene las acciones previas necesarias y de entorno importantes a las acciones a
ejecutarse directamente. Consta de cuatro planes de Acción : A.
Plan de Acción Preventivo Objetivo Evitar la instalación de suministros y todo tipo de acciones que fomenten la propagación de las pérdidas. Problemática -
Desacuerdo en la normalización de materiales y equipos
-
Atención inoportuna del cliente
-
Desconocimiento de clientes aptos para recibir suministro nuevo
Meta Todo suministro nuevo e intervenido a partir de la puesta en marcha del Plan General. Acciones -
Constituir comisión conformado por la Oficina Control de Perdidas, Oficina
de Normas y Asesoría Legal para definir el material y equipo y la forma de emplearlo, y establecer mecanismos que detecten usuarios con intensiones de fraude y evadir pago de deuda. -
B.
Establecer Directivas con los resultados
Plan de Acción Permanente 86
Objetivo Mantener el Diagnóstico, Análisis y Evaluación de las pérdidas actualizados. Problemática -
Falta de antecedentes y estudios requeridos para la toma de decisiones
Meta Todo el sistema Acciones -
Mantener coordinación permanente con los sistemas informatizados de los
distintos áreas. -
Identificación puntos críticos del sistema, tanto de pérdidas técnicas como
de comerciales. -
Elaborar los balances de energía del sistema por subestaciones de
distribución y circuitos. Determinar los materiales y equipos requeridos para el mejor cumplimiento del objetivo.
C.
Plan de Acción Operativo Objetivo Mantener el sistema en condiciones óptimas de funcionamiento Problemática -
Servicio y atención inadecuados al requerimiento del cliente
-
Condiciones descuidadas, peligrosas e incomodas de las instalaciones
Meta -
Todo el sistema
Acciones 87
-
Mantener coordinación con área de mantenimiento y operaciones para el
establecimiento de la situación actual y solución. -
Implementar subestaciones parta se operación segura (identificar Alta y
Baja, Nro. Circuitos, Tableros, Secuencia de fases, Directorios con los recorridos de los circuitos, Otros )
D.-
-
Eliminar riesgos de operación en zonas críticas
-
Establecer Directiva que evite se vuelva a esta situación
Acciones Complementarias Objetivo Implementar herramientas de apoyo Problemática -
Falta de antecedentes y estadísticas de parámetros del sistema y de usuarios
-
Existencia de improvisación y lentitud en los procesos
Meta -
Elaborar bases de datos y establecer nuevos procesos
Acciones -
Coordinar con la Oficina de Informática para elaborar los programas de
almacenamiento de datos, actualizar información y elaborar estadísticas. -
Comparar comisión con áreas involucradas para el establecimiento de los
procesos -
Crear directiva que norme el accionar de los trabajos para el cumplimiento
del objetivo E.-
Acciones Eventuales Objetivo 88
Solución de problemas críticos con urgencia Problemática -
Diversas situaciones críticas (clandestinaje masivo, redes provisionales con
niveles de perdidas altas, requerimiento de diagnóstico urgente, otros) Meta Solución del problema en cuestión Acción -
2.-
Diversas (de acuerdo al problema)
PROGRAMA DE ACCIONES ESPECÍFICOS REDUCCION DE PÉRDIDAS TÉCNICAS
A.
Mejoramiento del factor de potencia en sistemas de distribución Meta Valores del factor de potencia iguales o mayores a 0.9 Acciones -
Identificar subestaciones y usuarios con valores bajos del factor de potencia
-
Realizar estudios de factibilidad de instalación de bancos de condensadores en puntos estratégicos de la red
-
Implementar medición de energía reactiva en usuarios con estas características de consumo y fomentar el mejoramiento de su bajos factor de potencia
Procedimiento -
Utilizar equipos analizadores de redes en subestaciones que alimenten a usuarios con carga reactiva (hornos, motores de inducción y otros).
-
Analizar datos registrados y verificar si la facturación correspondiente al 89
consumo de energía reactiva. -
Plantear mejoramiento del factor de potencia o facturación por el consumo de energía reactiva
-
B.
Instalar banco de condensadores en puntos estratégicos
Mejoramiento del desbalance de cargas Meta Operara el sistema como mínimo en un rango de +/- 10 % de desbalance Acciones -
Evaluar resultados de tomas de carga en horas punta por alimentador
general y circuitos (% de desbalance) -
Plantear balanceo de cargas puntual y/o preventivo
Procedimiento -
Aprovechar todo tipo de trabajo de conexión y reconexión para balancear
fases utilizando pinzas amperimétricas para identificar las fases correctas -
Realizar el balanceo :
Puntual : en situaciones críticas realizar el balanceo de fases específicamente Preventivo:
con lasa fases identificadas con sus respectivas cargas evitar
conexiones a fases cargadas y realizar reconexiones a fases descargadas
C.
Aumento del nivel de tensión en bornes del transformados Meta Normalizar la tensión de salida en todos los transformadores en el valor máximo aceptable Acciones 90
D.
-
Evaluar rango de fluctuaciones del nivel de tensión
-
Regular la posición de los taps en el transformador
Reubicación y/o cambio de transformadores de distribución Meta Operación de transformadores en su punto de carga óptimo Acciones -
Evaluar parámetros de operación del transformadores, máxima demanda,
factor de utilización y otros, así como los de la subestación, longitud de circuitos, tensiones de cola (la evaluación debe realizarce en una zona con características comunes) Procedimiento -
Realizar cambio y/o reubicación y redistribución de carga de acuerdo a
estudio de zona específica con parámetros determinados de densidad de carga, conductores óptimos, radio óptimo des subestaciones
E.
Optimización del Alumbrado Publico Meta Facturar total consumo por alumbrado público Acciones -
Evaluar % de alumbrado público facturado e identificar localidades con %
de alumbrado público no facturado -
Eliminar lamparas de bajo rendimiento y reducir niveles de iluminación
excesivos a los requeridos -
Ajustar nro. de horas de encendido de luminarias 91
Procedimiento -
Utilizando los medidores de alumbrado público de las subestaciones e
instrumentos de medición de la luminancia determinar la situación por localidad y plantear la solución
F.
Remodelación Integral del Sistema de Distribución Meta Sustitución de redes antiguas por nuevas y operación óptima de sistemas Acciones -
Determinación de antigüedad de redes y pérdidas técnicas y globales
-
Identificación de circuitos largos, caída de tensión altos, invasión de
circuitos en radios óptimos de otras subestaciones Procedimiento
G.
-
Utilizar resultados de diagnóstico de características del sistema
-
Realizar estudios de renovación integral
Cambio del nivel de tensión del sistema de distribución Meta Realizar distribución en niveles de tensión mayores a 220 voltios Acciones -
Realizar estudios sustentatorios de la ventaja del empleo de los niveles de
tensión mayores -
Normalizar estos niveles de tensión para los nuevos proyectos y para los
proyectos de renovación de redes Procedimiento 92
-
Realizar estudios y planificar el mejor nivel de tensión a emplearse en el
futuro -
Elaborar cronograma de cambio a este nuevo sistema
REDUCCIÓN DE PÉRIDAS COMERCIALES A.
Eliminación de suministros a pensión fija Meta Eliminar pensión fija al 100 % Acciones -
Identificar y notificar la necesidad del empleo del contador de energía
Procedimiento -
Determinar cantidad de usuarios a pensión fija, elaborar el presupuesto,
ejecutar instalación del contador y realizar cobro fraccionado vía facturación
B.
Contrastación de Medidores Meta Contrastar y calibrar 100% de medidores cada 2 años Acciones -
Realizar estudio d planificación para la realización de contrastación
periódica de medidores -
Contrastación de medidores en campo y retiro de los descalibrados a los
laboratorios para su corrección Procedimiento -
Priorizar contrastación en zonas con mayores niveles de pérdidas 93
-
Implementación de contrastadores portátiles, de carga ficticia y demás
materiales de acuerdo a planificación del número de usuarios a contrastar C.
Reducción del Clandestinaje y Conexiones Ilegales Temporales Meta Abastecer requerimientos de suministros nuevos y mantener la identificación permanente de usuarios clandestinos e ilegales Acciones -
Elaborar bases de datos con usuarios con suministros anulados por deuda y
con antecedentes de ilegales -
Tratamiento de bases de datos para identificar consumos ceros y mínimos y
realizar seguimientos y contrastación de su facturación con su potencia instalada -
Realizar operativos nocturnos en días feriados, sábados y domingos en
zonas con redes provisionales y de fácil acceso a las conexiones directas Procedimiento -
Identificación posibles usuarios fraudulentos y clandestinos
-
Realizar seguimiento e intervenir suministro
-
Realizar el recupero respectivo y denuncia en la fiscalía en caso de fraude -
D.
Registrar en bases de datos y programar su inspección periódica
Saneamiento de Acometidas Meta Normalización de materiales y de las condiciones de suministro Acciones -
Diagnóstico de zonas de trabajo
-
Establecer situación y elaborar presupuesto
-
Ejecutar trabajo de saneamiento 94
