50924280 perdidas de energia en distribucion

5/8/2018 50924280 Perdidas de Energia en Distribucion - slidepdf.com

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2.4.2 CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

Las pérdidas de energía se pueden clasificar según su origen y su variación

en función de ciertos parámetros. Así tenemos:

SEGÚN SU ORIGEN

- Pérdidas Técnicas: Obedecen a las condiciones propias de las instalaciones, del

manejo y transporte de la energía.

Las pérdidas técnicas a su vez se pueden clasificar:

- Por el tipo de pérdidas: Obedece a la parte y proceso del sistema donde

se producen las pérdidas, así tenemos:

a. Pérdidas por transporte: producidas por la circulación de la corriente en las

redes y conductores de las líneas de transmisión, subtransmisión y redes de distribución

primarias y secundarias.

b. Pérdidas por transformación: se producen en los transformadores de

AT/AT, AT/MT y MT/BT y dependen de su eficiencia y del factor de potencia de la carga

que alimentan.

c. Pérdidas en las mediciones: producidas en los equipos y aparatos utilizados

para realizar las mediciones.

- Por la causa de las pérdidas: se agrupas de acuerdo a tres causa, que son

bien conocidas:

a. pérdidas por efecto corona

b. pérdidas por efecto joule.

c. pérdidas por corrientes parásitas e histéresis.

1



- Pérdidas No - Técnicas: son las pérdidas calculadas como la diferencia 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.- Por robo o hurto: realizado por personas que no tienen ningún trato ni

contrato con la empresa concesionaria.

b.- Por fraude: realizado por clientes de la empresa concesionaria con la

finalidad de reducir su consumo real.

c.- Por mala administración: corresponde a la energía no cobrada por

problemas en la gestión administrativa.

SEGÚN SU VARIACIÓN

- Pérdidas fijas: son aquellas cuya variación dependen en un segundo orden de la

demanda, a tal punto de considerarlas fijas, así tenemos:

a.- Pérdidas por efecto corona.

b.- Pérdidas por histéresis y corrientes parásitas.

- Pérdidas variables: son aquellas que dependen de la variación de la demanda, así

tenemos:

.- pérdidas por efecto joule.

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.- PÉRDIDAS TÉCNICAS

El concepto de "pérdidas 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 exis-

tirán; 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 carac-

terísticas 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 materiales requeridos para tales condiciones; aspectos que influyen 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 conducto-

res 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:

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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 = L / A Ohms, Rcd = L / A(1+ Kc) ρ ρ

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 0,020Redondo compacto 0,020Sectorial 0.015Segmental 0.020

Fuente: Manual técnico de cables de energía

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2.- Corregir la resistencia calculada a la temperatura de operación

R 2 = R 1 [1 + α(T2 - T1)]

Donde:

R 2 : Resistencia a una temp. cualquiera de operación T2.

R 1 : Resistencia a la temp. del medio ambiente T1 = 20°C.

3.- Calcular el efecto superficial.

Ys = X4 X²s= 8πƒ x 104 x Ks192 +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 Ks Kc

Conductor redondo compacto 1,0 1,0Conductor redondo 1,0 1,0Conductor compacto sectorial 0,435 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 ]192 + 0,8 X4 p s s (X4 p)/(192+0,8 X4 p)+0,27

X²p = 8πf x 10-4 Kp.R'

Donde:

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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

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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.

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TABLA 2.3

VALORES DE LA CONSTANTE INDUCTIVA ESPECÍFICA (SIC) Y TANG∆PARA AISLAMIENTOS EMPLEADOS USUALMENTE

AISLAMIENTO tanδ(%) SIC

Vucanel EPVulcanel XLP 0,1 2,1Sin tenax 9,0 7,0Papel impregnado 1,1 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.

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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 2.4Fórmulas para el cálculo de la resistencia eléctrica de pantallas y cubiertas

metálicas.

- Pantalla de alambres Rp = ρ 1.02 Ω/Km(0.7854 x n x d²)

- Tubular de plomo Rp = ρ Ω/Km.π x dm x t

- Pantallas de cintas de Rp = ρ 1.02 x K Ω/Kmcobre traslapadas π x dm x t

Fuente: 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).

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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 sistema1 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/KmP

Ver tabla 9.3 CONDUMEX.

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L : Longitud en Km.

H y Fp : 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/RmRp 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.

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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.

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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.

E = Pi x tii=1

T

∑ ∆

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:

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P : Potencia en el instante Ti

T : Período (24 horas), para un diagrama diario de una SSEE.

La pérdida de energía:

Ep = P x Tii=1

T

∑ ∆

Donde:

Ep : Energía de pérdidas.

Pi : Pérdidas de energía en el instante ti

%Ep =

P i x ti

Pi x ti

i=1

T

,

i=1

T

∑

∑

∆

∆

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.

%Ep = P

Pmax x100% x

P i x ti/ P . x T

Pi x ti /Pmax. x T

,

i=1

T

, ,

i=1

T

maxmax∑

∑

∆

∆

De donde: P'max x 100 % = % P'Pmax

i=1

T

,

,

P i x ti

P . x T

= Fp (fac t or de perd idas

∑ ∆

max

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i=1

T

Pi x ti

P . x T = Fc (factor de carga)

∑ ∆

max

De donde tenemos la relación entre la pérdida porcentual de la energía y de la

potencia.

% Ep = % P' x FpFc

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 cosδ + Xsenδ) .......... (a)

Donde:

K : Rcosδ + Xsenδ.

V : 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.

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 log10 DMG/RMG) x 10-4 Ω/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

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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 (Rcosδ + Xsenφ)]

P = [100.R.V.L.Vi.I] / [100.Vi.L.(Rcosδ + Xsenδ)]

P = [R.VD.KwI][100.(Rcosφ + Xsenφ)]

Donde:P : Pérdida de potencia en horas pico Kw.R : Resistencia eléctrica del conductor Ohms/Km.X : Reactancia eléctrica del conductor, Ohms/Km.VD : Caída de tensión porcentual del tramo.Kw : Carga consumida del alimentador.V1 : Tensión en el punto inicial de entrega.Pf : Factor de potencia de la carga. cosφ.r ƒ : Factor de reactivo de la carga. senφ.

Sea el gráfico del balance de energía.

V1 V2

RL + XL

Potencia Potenciaemitida (P1) consumida(P2)

Diagrama del balance de energía.

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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

% PERD.CARGA

FIERRO COBRE75 0.52 0.95

112.5 0.40 0.96150 0.39 0.96225 0.36 0.98300 0.33 0.97500 0.27 0.97

Fuente : elaboraciòn propia.

PERDIDAS EN TRANSFORMADORES

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

75 112,5 150 225 300 500

POTENCIA NOMINAL

P O R C E N T A J E

P E R D I D A S

% PERD.

VACIO

FIERRO

% PERD.

CARGA

COBRE

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:

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Cuadro de pérdidas por rangos a potencias nominalesKVA

FIERRO COBRE50< 0.16 0.29

50-75 0.24 0.4575-100 0.69 1.15

100-150 0.43 1.17150-250 0.68 1.75250-350 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

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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)

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- 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 económico-

sociales para éstas zonas; además de la falta de actividades orientadas a la normalización

de usuarios ilegales y sus respectivas sanciones.

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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 energía2 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.

Las pérdidas no son de energía, no se miden en unidades de energía, sino en unidanetarias.

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 del cliente 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 de 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 10 : Irregularidad de distribución de facturas

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

correcto, se producen pérdidas en la etapa del pago y cuyas causas son: cliente

26



desaparecido, cliente insolvente, pérdida de pago y pago mal orientado.

PNT 12 : Retraso excesivo en los 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 CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO-TÉCNICAS

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 con las etapas de gestión de clientes y los tipos de pérdidas, nos

dan la siguiente clasificación (Tabla 2.4.3)

27



TABLA 2.4.3

CLASIFICACIÓN DE PERDIDAS

ETAPAS DE TIPOS DE PERDIDAS ETAPAS DECOBRO POR NO-TECNICAS CAUSAS GESTIÓN DEENERGÍA CLIENTES

PNT 1 : - Pobreza SUAcometida clandestina. - Retraso en la acometida

R - Corrupción MI- Facilidad - Fraude

E NISPNT 2 : . - DesorganizaciónAcometida sin medidor -Falta de contadores TRAR

G C

I O PNT 3 : - Desorganización IDEN-Ausencia de identificac. - Corrupción TIFICAR S N

PNT 4 : -Medidor defectuosoT S Medidas inexactas. - Medidor inadaptado

- Medidor traficado MR U

PNT 5 : - Error de lectura EO M Lecturas inexactas. - Error en la toma de da-

tos DO - Corrupción

ID PNT 6 : - Determinación del monto

Estimación errónea. facturado R E - Determinación de los

consumos estimados

PNT 7 : - Problema de puestaDatos del cliente erró al día de ficheroF neos. de clientes F

A APNT 8 : - Problemas de puesta al

C Datos de cálculo erró- día de las tablas de Cneos. fijación de tarifas

T TPNT 9 : - Falta de un calendario

U Irregularidad de factu- de facturación Uración. - Tratamiento de la fac-

R turación (retraso regu- R larización)

A APNT 10: - Circuitos de distribu-

R Irregularidad de la dis- ción defectuosos R

tribución de facturas.PNT 11: - Cliente desaparecido CDefecto de pago. - Cliente insolvente

R - Pérdida del pago OE - Pago mal orientadoC BA PNT 12: - Medios de pago inadap-U Retraso excesivo en los tados R D pagos. - Notificación de impagoO - Asistencia inadaptada A

- Mala gestión de la car-tera clientela R

FUENTE: Elaboración propia.

28



CAPITULO IIIDIAGNOSTICO 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. Formato de SubestacionesA.2. Formato de alimentadoresB.1. Formato de redesB.2. Formato de tensionesB.3. Formato de armadosB.4. Formato de alumbrado públicoB.5. Niveles de iluminaciónC.1. Formato de usuarios.

A.1. FORMATO DE SUBESTACIONES

A Datos Generales

Dirección:

Módulo : Cuadrícula: Nº de SSEE.:,

Tipo servicio: PU PA Tipo Instalac. Tipo sist: 1φ 3φ Nº Celdas: Nº de alimentadores: SP

Control AP. : Re Ma Fo Estado General Soporte o Cabina: M R B

Estado cont.: Energ. M R B Fecha 1: / / / Lect. 1: Kw/h

Constante Cont. : Fecha 2 : / / / Lect.2 : Kwh

Transf.de corriente: SI No Estado: M R B Relac.transf.: /A

30



B. Datos de Placa del transformador.

Potencia (KVA): Tipo de Transform.: Nº de serie:

Grupo conexión: Vcc: Variación tomas:

Marca: Año fabricación Rel.transform.: /KV

Tipo de refrig.: Pos.tap.: Est. M R B Rel.transform.: / A.

C. Tablero de distribución secundaria

Protección general Tipo: In: Ith: Imag:

Estado de instrumentos Voltímetro: Amperímetro: Contador AP:

LEYENDA:PU: Pública Re: Relog Sí: ExistePA: Particulares ma: manual No: No Existe

A: Aereo Fe: Fotocélula In: Intensidad nominalCA: Cabina M : Malo Ith:CO: Compacto B : Bueno Imag:SP: Servicio Particular R : Regular AP: Alumbrado público Vcc: Tensión de corto circ.

A.2. FORMATO DE ALIMENTADORES

A. ALIMENTADORES DE SERVICIO PARTICULAR

Nº Protección Conductores Carga Aislam.(MΩ) ESTADOdeAlim . Tipo In(A) Tipo mm² AWG R S T N R S T N

B. ALIMENTADORES DE ALUMBRADO PUBLICO

Nº Protección Conductores Carga Aislamiento ESTADOdeAlim. Tipo In(A) Tipo mm² AWG R S T N R S T N

31



B.1. FORMATO DE REDES

Nº de SS.EE.: Circuito Nº:

Codigo Tipo Conductores (SP) Conductores (AP) ESTADOtramo conductor

Nº Cond. Secc(mm²) Long.(m) Nº Cond. Secc(mm²) Long.(m)

B.2. FORMATO DE TENSIONES Nº de SS.EE. Tipo de Sistema: Fecha: / /

Nº Circuito Código de Tens. Inicial Tens. Derivad Tensión Final OBSERVACIÓNtramo Vo (V) Vd (V) Vf (V)

Nº de Tipo de Material Altura Cuerpos Portalinea Retenida Estado Pastoral

Armado Armado (m) Nº Diamet. Tipo Long.(m) Incl Estado (plg)

CODIFICACIÓN

Tipo de Armado Material

P : Poste c : concretoT : Techo Ma: Madera

32



Pa: Pared Tu : Tubular Ri : Riel

B.4 FORMATO DE ALUMBRADO PUBLICO

Nº DE SS.EE. Nº DE CIRCUITO:

N º DATOS DE LUMINARIA DATOS DE LAMPARA OBSERVACIONDE

ARMADO TIPO ESTRADO TIPO POTENCIA (W) ESTRADO

Fuente: Elaboración propia

CodificaciónLuminariaTipo:Utilizar codificación del tipo de luminaria según la marca a la que corresponde Ejm.MIRH-64 (codificación del tipo de luminaria marca Josfel)LAMPARATipo:I : IncandescenteL.M.: Luz mixtaV.M.: Vapor mercurioV.S. : Vapor de SodioDe 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 PORPARAMETROS

Energía Número Porcent. Factor Factor Factor Demandaentregada usuarios pérdidas de carga utilizac. de potenc. máxima

>100000 >400 >25 >0.57 >90 >0.90 >23060000-100000<= 250-150<= 25-17<= 0.57-0.50<= 90-50<= 0.90-0.75<= 230-140<=30000-60000<= 150-50<= 17-8<= 0.50-0.43<= 50-15<= 0.75-0.60<= 140-60<=

30000<= 50<= 8<= 0.43<= 15<= 0.60<= 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

COEFIENTE

Energía

2Perdidas de

3Factor de

2Factor de

1Factor de

2Demanda

2No. Usuarios 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 Coeficientes PesosEnergía Entregada(Kw-h)

2 3Perdidas deEner ía Kw-h

3 4Factor de Carga(Fc)

2 1Factor deUtilización Fu

1 3Factor de Potencia(Cos fi) prom.

2 2Demanda máxima(Kw)

2 3No. Usuarios 2 4

20

41



Coeficientes RESULTADOSD101 D102

EnergíaEntre ad

2 6 2Perdidasde

3 12 6Factor deCarga

2 2 6Factor deUtilización

1 3 3Factor dePotencia

2 4 2Demandamáxima

2 6 2No. Usuarios 2 8 2

TOTAL PUNTAJE : 41 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

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

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

MW

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. Fc Fp Fu Pcu Nom

Pfe Nom

Pcu(Dm) Ptraf.Total

Ptraf.Total

KVA KW KW KW KW KW 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 0,45 337,25D-106 URB. FRANCISCO BOLOGNESI III 100 45 0,40 0,27 0,62 1,17 0,43 0,45 0,55 410,31

D-1O7 DIGNIDAD NACIONAL I.P.A 100 45 0,41 0,27 0,49 1,17 0,43 0,28 0,51 376,26

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 Fp Fu Pcu Nom Pfe Nom Pcu(Dm) Ptraf.Total Ptraf.Total

44




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 1044,99D-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 1229,04D-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


Pfe Nom

Pcu(Dm) Ptraf.Total

Ptraf.Total


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 1015,28D-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 1,09 810,27D-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


Pfe Nom

Pcu(Dm) Ptraf.Total

Ptraf.Total


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 0,76 564,27Q-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 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 DISCRIMINACION DE PERDIDAS

ALCANCE :

- Pérdidas discriminadas Regional y por Sub Regiones.- Establecer el porcentaje de pérdidas técnicas y pérdidas no-técnicas.- Discriminar los componentes de las pérdidas técnicas y pérdidas no-técnicas.

PROCEDIMIENTO :

Identificar las pérdidas siguiendo la secuencia :

1ro. Determinación de las pérdidas totales Regional y por Sub Regiones.2do. Determinación de las pérdidas técnicas, mediante análisis de parámetros

registrados.3ro. Determinación de las pérdidas comerciales, como diferencia de las pérdidas

totales y pérdidastécnicas; discriminando por comparación y estadísticas las pérdidas por fraude yclandestinaje.

METODOLOGIA :

PERDIDAS TOTALES REGIONAL Y POR SUB REGIONES

Las pérdidas totales se determinan al realizar el balance de energíaempresarial, el que contempla balances por Sub Regiones. Estos balances se efectúanteniendo en cuenta la energía entregada en las barras de compra de energía y lafacturación por venta de energía.

Este balance contempla las pérdidas en transmisión y subtransmisión, enmedia tensión y las pérdidas globales en distribución, lo que nos permite orientar elanálisis 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 secalcula mediante el Flujo de Potencia o mediante la comparación de medidoreselectrónicos en la entrega y recepción de la energía. Lo que nos dará la cantidad deenergía consumida.

Estos valores de pérdidas se mantienen relativamente constantes,dependiendo básicamente de la variación de la demanda para las pérdidas por EfectoJoule, ya que el otro componente que son las pérdidas por Efecto Corona y Efecto Skinson 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, peroteniendo que separar previamente el porcentaje correspondiente a las pérdidas enmedia 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 decorriente y las pérdidas por Efecto Joule en los diferente tramos de los diferentesalimentadores. Para esto debemos determinar a las corrientes correspondientes a todaslas subestaciones conectadas a cada alimentador.

Con estos datos podemos calcular las pérdidas de energía para una radialen un día común, sumando las pérdidas de potencia de todos los tramoscorrespondientes 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, puestoque se requiere del cálculo de las pérdidas para cada una de las horas del día, quesumándose obtenemos las pérdidas correspondientes a un día en un tramo, lo quedemanda el manejo de gran cantidad de información.

En el segundo caso se utiliza la corriente de máxima demanda, el que debeser 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 dosfactores de pérdidas, uno para la mañana y otro para la tarde.

Para obtener las pérdidas mensuales de una radial, se tienen quedeterminar 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 oferiados y comunes), obtenemos las pérdidas, sumando las correspondientes a cada díatípico 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 enel 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 detransformadores, por rangos, que existan, los cuales se multiplican por los respectivosvalores 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 seencuentran 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, obteniéndoselas pérdidas totales para cada Sub Región.

Pérdidas en Redes Secundarias

Para determinar las pérdidas técnicas en redes secundarias podemosutilizar 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 SubRegión . Este resultado todavía se tiene que afectar por un factor que representa elnúmero de horas diarias efectivas en que los medidores registran carga. Así tenemos elsiguiente cuadro:

MARCA CIRC. TENSION CIRC. CORRIENTE TOTALVA VA VA

SKAITEKS 4.50 0.30 4.80WUXI 5.56 0.36 5.92G. E. 1FASE 3.90 0.44 4.34FAE 1FASE 5.90 0.46 6.36FAE 3FASE 6.20 0.40 6.60

PROMEDIO 5.21 0.39 5.60Fuente : Electro Sur Este.

49



El cálculo se realiza de acuerdo a la siguiente relación :

Eperd. = Nro. Usu * Cons. Prop. * K

Donde :

Eperd. : pérdidas de energía por consumo propio de la Sub Región. Nro. Usu : número de usuarios de la Sub Región.K : factor de corrección por número de horas efectivas de

consumo

Se considera que el medidor consume, únicamente cuando el usuario estaconsumiendo energía.

PERDIDAS NO-TECNICAS

Las pérdidas no-técnicas se determinan como diferencia de las pérdidastotales 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 deconexiones directas sin registro del medidor y los diferentes arreglos que se puedanhacer en el medidor para un incorrecto registro de la energía.

Para la Sub Región Cusco, se ha hecho evaluaciones del número deintervenidos en el período de un año, estableciéndose que el número de fraudescorresponde al 70 % del total de intervenciones y el número de clandestinoscorresponde al 30 %, a partir de lo cual se estima que del total de las pérdidascomerciales 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, mejo-

ramientos 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 (4)Vn Cos φn

en (3):

I' = I - VI x Cos φ Vn Cos φn

en (2) P = I - VI x Cos φ x R

Vn Cos φn

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 en (5)Vn

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 (3φ), 380/220 (3φ), tres conductores activos y un neutro con

puesta a tierra múltiple, 220 (1φ), 440/220 (1φ): 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 (3φ), 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

Ir LR I=0

Is LS I =0

It LT 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: IR = P1 (Corriente aparente)VRS.Cosφ1

IS = P2 (Corriente aparente)VST.Cosφ2

IT = P3 (Corriente aparente)

VTR .Cosφ3

Reemplazando en Ecuación (I):

PLT = R x ( P1 + P2 + P3 )VRS².Cosφ1 VST².Cosφ2 VTR ².Cosφ3

PLT = 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 ==> PLT ==> SLT (Pérdidas de Potencia Aparente)

Cuando el circuito está equilibrado (Balanceado) ==>P1=P2=P3

PLT = 3RxLxP1 ²V²RS Cos²φ

Generalizando la ecuación anterior:

n n nIR = 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 (3φ 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:

nC.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

) + .... + (PnT

)(nLV1

)P1T + P2T + P3T + .... + PnT

Con n = Número de Nodos del circuito.

61



DIAGRAMA EQUIVALENTE

R R i=0

S R i=0 T R i=0

Pct1 s Pct2C.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 Pct2

I1 I3Is

S R’ s tPct3

R ′ I2T It

R ′

USANDO EL METODO DE CORRIENTES DE MALLA

VRS (2R' + Z2) - R -Z2 I1 VST = -R (2R + Z1) -Z1 I2 VRT -Z2 -Z1 Z3 I3

62



Resolviendo el sistema: I1, I2, I3 (calculados)Finalmente : IR = I1 , IS = I2 - I1, IT = I2

VT = VRr' +VSs' +VTt'

VT = R'(IR ) + R'(IS) + R'(IT), con R' = RxLP

LP = Centro de carga (m)

R = Resistencia (Ohm/km)

Caída de Tensión Total = VT = RLP(IR + IS + IT) (v)

Pérdidas totales en el = PLT = 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 3φ

DESBALANCEADA

30m nodo1 30m nodo2 30m nodo3 30m nodo4 30m nodo5 30m nodo6R ST

30m1.3

1.2 1.3 1.4 Kw 2 1.5Kw 2.3 3.0Kw nodo7 1.5 1.5 1.2 1.5Kw 2.3 1.2Kw

2.6 Kw30m

nodo8 2 .6 KwR=2.95 Ω/Km (resistencia del conductor) 3.5 KW

30 m 2.6KWnodo9 1.1KW

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)

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15.2 KWC.C.1 = 41.42 m.

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)(15.2KWx103) ² = 0.583 KW

220 V²

LAS PERDIDAS EN LA TRONCAL

LAS IMPEDANCIAS EQUIVALENTES

Z1 = VRS² = (220)² x 10-3 = 4.61 OhmPC1 (10.4)

Z2 = VST² = (220)² x 10-3 = 5.43 OhmPC2 (8.5)

Z3 = VTR ² = (220)² x 10-3 = 2.85 Ohm

PC3 (16.3)

64



220 6.30 -0.32 -5.69 I1 220 = - 0.32 5.39 -4.67 I2

φ - 5.69 -4.67 2.97 I3

I1= -20.86 A, I2= -13.309A, I3= -60.03A

Entonces la corriente de línea:

IR = (I1+I3) =80 A, IS = (-13.309+20.86)=7.5A, IT = 73A

PLT2 = (2.95 Ohm/km)(LP2)(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

Lv nodo1 Lv nodo2 Lv nodo3 Lv nodo4 Lv nodo5 Lv nodo6 Lv nodo7

R PR

S PS

T PT

PR1 PS1 PR2 PS2 PT2 PR3 PS3 PR4 PS4 PT4 PS5 PT5 PR6 PS6 P3 ϕ

BALANCE DE REDES EN ESTRELLA (FIG - VI-15)

Para que el sistema 3φ esté balanceado se debe cumplir: PR = 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 nΣPRi 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



analisis utilizando conceptos basicos de la teoria de Circuitos :


R+jx VjVi

→ I → If

↓Pd , Fp

Sij = P + jQ (potencia aparente demanda total )

fp = Arc Tan (Q/P) ( factor de potencia )

_______ (P - jQ) √ P²+ Q² -φ

I = = x 1000 (A) (corriente alimentador)kVi kVi

_____ (R+iX) (√P²+Q²) -φ+α

AV = x 1000 (V) (caída de tensión tramo I-J)KVi

α= arc tan (X / R) (°) (desfasaje provocado por laimpedancia línea)

√(R²+x²)(P²+Q²)VJ = Kvi 0° - V α-φ = Kvi -- -Φ+α *1000 (V)

KVi(tensión en el nodo J)

Entonces las perdidas en la linea I-J es :

(P²+ Q²) _______ SL = -------- √R² + x² -2φ+α x 10^6 (VA) (Pérdida Aparente en la línea)

K²Vi²

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 = 0De 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

R * (P²+Q²)QL = Sen (-2φ + α ) (KVAR) (Potencia reactiva en el tramoI-J)

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 es 25 mm2

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Vi 40m 1 40m 2 40m 3 40m 4 40m Fp

7.2 Kw 37m 7.3 Kw 7.2 Kw 7.2 Kw

7.2Kw

6 40m 7 40m 8

7.2Kw 7.2Kw 7.2 Kw

DIAGRAMA UNIFILAR ( FIG -VI - 3 )

CAÌDAS DE TENSIÒN CON Fp = 1TRAMO Fp PD(Kw) I(A) A(V) Vi (V) PL (Kw)

0-1 1.0 57.8 262.72 5.027 204.97 3.941-2 1.0 50.6 246.86 14.12 190.84 3.4852-3 1.0 21.6 113.18 6.47 184.36 0.7323-4 1.0 14.4 78.11 4.46 179.90 0.3844-5 1.0 07.2 40.40 2.28 177.62 0.0922-6 1.0 21.6 113.18 6.47 184.37 0.7326-7 1.0 14.4 78.10 4.46 179.91 0.3487-8 1.0 07.2 40.01 2.28 177.62 0.091

FUENTE : Elaboración propia Σ: 9.768Kw

69



R = (Ω/ Km.) = 1.43

En el segundo caso suponemos que las cargas demandadas tienen un factor de potencialmenor que 1. Entonces se tiene:

CARGA Nº PD(Kw) Fp QD (KVAR)

1 7.2 0.890 3.6802 7.2 0.750 6.3493 7.2 0.830 4.8304 7.2 0.930 2.8455 7.2 0.799 5.4186 7.2 0.881 3.8867 7.2 0.750 6.3498 7.2 0.980 1.462

FUENTE : Elaboración propia.

CAÍDAS DE TENSIÓN CON Fp - CRÍTICO

TRAMO Fp SD (KVA) I (A) V(V) Vi (V) SL (KVA)

0-1 0.833 57.8 34.8 306.67 (-31.05°) 17.54 205.17 (2.52°) 5.378 (-62.1° ) 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°) 2.31 179.03 (7.42°) 0.093 (-8.38° )

PL=6.4 QL=11.4FUENTE: Elaboración Propia.

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.


i R + JX j

Vi , Fpi I L

Pc , fpc

I = Pc (A) (Corriente en alimentador) √3Vi Cosφ

PL = ( Pc )² (R+jX)L (W) (Pérdida de Potencia en la Línea √3Vi Cosφ

Si aumentamos la tensión a V1':

PL'= ( Pc )²(R+jX). L (W) (Pérdidas de Potencia después de al acción realizada) √3Vi

PL = PL - PL'= L x ( Pc )² (R+jX) - L x ( Pc ) ² (R+jX) √3Vi Cosφ √3Vi' Cosφ

PL = Pc²Lx(R+jX)[ 1 - 1] = Pc² (R+jX)xL[Vi'²-Vi²] Reducción de las pérdidas3 Cos² φ Vi² Vi'² 3 Cos² φ Vi²xVi'²

PL = Pc²xLxRxFv (Reducción de Pérdidas en Función a la Potencia Demandada)3Cosφ1²

Donde:

PL : Reducción de Pérdidas de Potencia en (watt)

Pc : Potencia Demandada εn (Kw)

Cosφi : Factor de potencia del alimentador

R : Resistencia de línea (Ohm/Km)

Fv : Factor de reducción

72



L : Longitud de Línea (km)

Vi : Tensión de salida antes de la acción (Kv)

Vi' : Tensión de salida después de la acción (Kv)

Ejm. Si :

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) PL(KW)

10 0.06820 0.27430 0.61740 1.09650 1.71360 2.46870 3.39980 4.38790 5.553

100 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 :


El circuito equivalente práctico de un autoelevador 1φ es :

Donde :VRN : Tensión eficaz de alimentaciónR1,R2 : Resistencia de los conductores ó conectores.Z : I mpedancia auxiliar de compensación.PL,Fp : Datos de la carga demandada.IA,IB : Corrientes en el primario y secundario del

Auotoelevador. N1,N2 : No. de Espiras en el primario y secundario.

Según : IB1= P * (10 )3 / ( 1.73* VRN*Fp ) en ( A ), con : N1/N2 = Vrn/ VRN

Ie = IB1* ( N1/N2 ) en ( A )

I = (VRN - R1* I1 ) / Z ⇒ Z = (VRN - R1* I1 ) / I en ( Ω)

Aquí : V RN ⇒ Tensión crítica en el nodo J antes de instalar elautoelevador.

Vrn ⇒ 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

campo.

- Actualización del padrón de usuarios y elaboración de una base de datos

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 irregulares3 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



- Acciones complementarias

2.- 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.- Programa de Acciones Específicas

1.- 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.

- Establecer Directivas con los resultados

B. 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 )

- Eliminar riesgos de operación en zonas críticas

- Establecer Directiva que evite se vuelva a esta situación

D.- 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

- Diversas (de acuerdo al problema)

2.- 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

- Instalar banco de condensadores en puntos estratégicos

B. 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



- Evaluar rango de fluctuaciones del nivel de tensión

- Regular la posición de los taps en el transformador

D. 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

- Utilizar resultados de diagnóstico de características del sistema

- Realizar estudios de renovación integral

G. 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

- Registrar en bases de datos y programar su inspección periódica

D. 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



Procedimiento

- Diagnóstico de situación actual por zonas

- Establecer requerimientos de materiales y de personal

- Ejecutar trabajos por zonas sin dejar usuarios no saneados

95

50924280 perdidas de energia en distribucion

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