universidad nacional del centro del perú
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Universidad Nacional del Centro del Perú
Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica
Evaluación de pérdidas de energía por medición en baja tensión a clientes mayores con contrato de suministro en MT del S.E.
Huamanga, Ayacucho, de la empresa Electrocentro S.A.
Varillas Romero, Andrés Benigno
Huancayo2019
Esta obra está bajo licenciahttps://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
Repositorio Institucional - UNCP
“EEVVAALLUUAACCIIÓÓNN DDEE PPÉÉRRDDIIDDAASS DDEE EENNEERRGGÍÍAA PPOORR MMEEDDIICCIIÓÓNN EENN
BBAAJJAA TTEENNSSIIÓÓNN AA CCLLIIEENNTTEESS MMAAYYOORREESS CCOONN CCOONNTTRRAATTOO DDEE
SSUUMMIINNIISSTTRROO EENN MMTT DDEELL SS..EE.. HHUUAAMMAANNGGAA,, AAYYAACCUUCCHHOO,, DDEE LLAA
EEMMPPRREESSAA EELLEECCTTRROOCCEENNTTRROO SS..AA..”
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
TESIS
Código CTI : 03030007 : Uso eficiente de la energía en el sector
industrial y residencial-comercial.
Código UNESCO : 3306 : Ingeniería y Tecnologías Eléctricas.
3306.02 : Aplicaciones Eléctricas.
Para optar el Título Profesional de:
INGENIERO ELECTRICISTA
Presentado por:
Bach. Andrés Benigno Varillas Romero
Promoción 2016-I
Huancayo - Octubre
2 0 1 9
2
AASSEESSOORR
DDrr.. JJOORRGGEE CCAAIIRROO HHUURRTTAADDOO
3
DDEEDDIICCAATTOORRIIAA::
A mi abuela Hermelinda por ser la artífice de mi
vida.
A mis padres Crox Armando y Carmen Del Pilar,
por el apoyo que me brindaron y por ser mis guías
en todo momento.
A mis hermanas por el apoyo que me brindaron en
todo momento.
4
AAGGRRAADDEECCIIMMIIEENNTTOO::
A Dios por permitirme realizar este proyecto.
A mi asesor, Dr. Jorge Cairo Hurtado, por las
enseñanzas y la guía para que sea posible esta
tesis.
A mis docentes universitarios de la Universidad
Nacional del Centro del Perú, por lo impartido en
los salones de clase.
A mi familia por el apoyo incondicional.
5
INDICE
ASESOR…………………………………………………………………………………….2
DEDICATORIA……………………………………………………………..………….….3
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………………..4
INDICE………………………………………………………………………...…………...5
LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………….9
LISTA DE FIGURAS…………………………………………………………………….10
RESUMEN…………………………………………………………………………..….…12
ABSTRACT………………………………………………………………………….....…13
INTRODUCCION…………………………………………………………………….......14
CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO………………………………..…15
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………………….….15
1.2. FORMULACION DEL PROBLEMA……………………………………………..…16
1.2.1. FORMULACION DEL PROBLEMA GENERAL…………………….….16
1.2.2. FORMULACION DEL PROBLEMA ESPECIFICO……………………..17
1.3. OBJETIVOS DEL TEMA…………………………………………………………….17
1.3.1. OBJETIVO GENERAL……………………………………………………17
1.3.2. OBJETIVO ESPECIFICO…………………………………………………17
1.4. JUSTIFICACION DEL TEMA……………………………………………………….17
1.5. LIMITACIONES DEL ESTUDIO……………………………………………………18
CAPITULO II PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA……………………………20
2.1. DEFINICION………………………………………………………………………....21
2.2. EFECTOS DE LAS PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA…………………......22
2.2.1. CONSECUENCIAS EN LA ADMINISTRACION TECNICA-ECONOMICA
DE LA EMPRESA………………………………………………………………..…..22
2.2.2. CONSECUENCIAS EN LA SEGURIDAD SOCIAL…….………………..…23
2.2.3. CONSECUENCIAS EN LO ETICO MORAL….…………………………….24
6
2.3. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS ELECTRICAS………………………...…..24
2.4. PERDIDAS TECNICAS…………………………………………………………...….26
2.4.1. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS TECNICAS………………….…......28
2.4.1.1. PERDIDAS EN VACIO……………………………………………..…28
2.4.1.2. PERDIDAS EN CARGA………………………………………………29
2.4.2. CAUSAS DE LAS PERDIDAS TECNICAS…………………………….….…29
2.5. PERDIDAS NO TECNICAS……………………………………………………..…...30
2.5.1. CAUSAS DE LAS PERDIDAS NO TECNICAS………...................................30
2.5.2. EFECTOS DE LAS PERDIDAS NO TECNICAS……………………………..31
2.5.3. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS NO TECNICAS………………...….32
2.5.3.1. ADMINISTRATIVAS……………….……………………………..….32
2.5.3.2. ACCIDENTALES……………………………………………………..34
2.5.3.3. POR HURTO DE ENERGIA………………………………………….34
2.6. PERDIDAS DE POTENCIA EN EL TRANSFORMADOR…………………………38
2.6.1. CIRCUITO MAGNETICO……………………………………………………..39
2.6.2. CIRCUITO ELECTRICO………………………………………………………43
2.6.3. MEDICION DE LAS PERDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES………..44
2.7. TRANSFORMADOR MIXTO DE TENSION Y CORRIENTE (TRAFOMIX)…….45
2.7.1. SELECCION DE TRAFOMIX………………………………………………...48
2.8. NORMA “OPCIONES TARIFARIAS Y CONDICIONES DE APLICACION
DE LAS TARIFAS A USUARIO FINAL”……………………………………………..…50
2.8.1. DEFINICIONES……………………………………………………………..…50
2.8.2. OPCIONES TARIFARIAS…………………………………………………….53
2.8.3. CONDICIONES GENERALES DE APLICACION…………………………..56
2.9. FORMULACION DE LA HIPOTESIS…………………………………………….....60
2.9.1. HIPOTESIS GENERAL…………………………………………………….….60
2.9.2. HIPOTESIS ESPECIFICO……………………………………………………..61
7
2.10. IDENTIFICACION DE VARIABLES………………………………………………61
2.10.1. VARIABLE INDEPENDIENTE……………………………………….…..…61
2.10.2. VARIABLE DEPENDIENTE…………………………………………….…..61
2.11. OPERACIONALIZACION DE VARIABLES……………………………….……..62
CAPITULO III METODOLOGIA DE INVESTIGACION………………………..…64
3.1. TIPO DE INVESTIGACION……………………………………………………...….64
3.2. NIVEL DE INVESTIGACION………………………………………………….…...64
3.3. METODOS DE INVESTIGACION…………………………………………….…....65
3.4. POBLACION Y MUESTRA……………………………………………………...….65
3.5. INSTRUMENTOS DE RECOPILACION DE DATOS………………………………65
3.6. TECNICA DE PROCESAMIENTO Y ANALISIS DE DATOS………………….....66
3.7. INSTALACION DE TRANSFORMADOR MIXTO DE MEDIDA EN EL
SUMINISTRO 77773719……………………………………………………………...…..67
3.7.1. ANTECEDENTES…………………………………………………………..…67
3.7.2. OBJETIVO…………………………………………………………………..…68
3.7.3. ALCANCES……………………………………………………………….…..68
3.7.4. DESCRIPCION DEL PROYECTO……………………………………….…..68
3.7.4.1. DATOS DEL SUMINISTRO Y UBICACION…………………….…68
3.7.4.2. FECHA Y HORA……………………………………………………...70
3.7.4.3. ACTIVIDADES ESPECIFICAS…………………………………...…70
3.7.4.4. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES………………………………72
3.7.4.5. MATERIALES, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS……………….…..73
3.7.4.6. ASPECTOS DE SEGURIDAD………………………………….……74
3.8. CALCULO DE INVERSION POR INSTALACION DE TRAFOMIX EN EL
SUMINISTRO 77773719……………………………………………………………..…..76
3.9. CALCULO DE LA FACTURACION PROMEDIO DEL SUMINISTRO
77773719………………………………………………………………………………..…77
3.9.1. SIMULACION DE FACTURACION DE OCTUBRE 2019 CON
FACTOR 40……………………………………………………………………..……78
8
3.9.2. SIMULACION DE FACTURACION DE OCTUBRE 2019 CON
FACTOR POR PERDIDAS DE TRANSFORMACION (41.6364)………….….…..81
CAPITULO IV RESULTADOS DE LA INVESTIGACION…………………..……84
4.1. PRESENTACION DE DATOS Y RESULTADOS……………………………..…..84
4.2. PROCESO DE PRUEBA DE HIPOTESIS……………………………………..…...89
4.3. DISCUSION DE RESULTADOS……………………………………………….….89
CONCLUSIONES………………………………………………………………….……90
RECOMENDACIONES……………………………………………………………..…..91
BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………………..…..92
ANEXOS……………………………………………………………………………..…..93
9
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Operacionalización de variables…………………………………………………62
Tabla 2: Instrumentos de recopilación de datos…………………………………….…….66
Tabla 3: técnica de procesamiento y análisis de datos……………………………………66
Tabla 4: cuadro de actividades del día 04/11/2019 de la instalación de trafomix……..…72
Tabla 5: materiales requeridos para instalación de trafomix…………………………..…73
Tabla 6: herramientas y equipos requeridos para la instalación de trafomix…………..…74
Tabla 7: costos de inversión de instalación de trafomix…………………………….……76
Tabla 8: cuadro comparativo de la facturación simulada y real……………………..……86
Tabla 9: cuadro comparativo en los meses siguientes……………………………….……87
Tabla 10: cuadro de 41 suministros con medición en BT simulando una medición
en MT……………………………………………………………………………………...88
10
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Clasificación de las pérdidas de energía…………………………………………26
Figura 2: efecto corona en líneas de transmisión…………………………………..………27
Figura 3: efecto corona, fenómeno de la luz violeta, ruido sibilante y producción
de gas ozono en una línea aérea de transmisión………………………………………....…28
Figura 4: ciclo de histéresis en los materiales………………………………………...……40
Figura 5: corrientes parasitas en un conductor……………………………….………….…41
Figura 6: núcleo de transformador de tipo laminas enchapadas…………………..…….…42
Figura 7: núcleo de transformador tipo columna y acorazado…………………….…….…43
Figura 8: trafomix trifásico instalado en el suministro AEROPUERTOS ANDINOS
DEL PERU en la localidad de Huamanga, Ayacucho………………………………….…45
Figura 9: banco de 3 transformadores de tensión y 3 transformadores de corriente………46
Figura 10: trafomix monofásico instalado en el suministro AMERICA MOVIL
en la localidad de Socos Ayacucho………………………………………………..………47
Figura 11: placa de trafomix monofásico instalado en el suministro AMERICA
MOVIL en la localidad de Socos Ayacucho………………………………………………47
Figura 12: esquema de conexionado de trafomix monofásico instalado en el
suministro AMERICA MOVIL en la localidad de Socos Ayacucho…….………………48
Figura 13: placa de trafomix trifásico en almacén de Ayacucho…………………….……49
Figura 14: Opciones tarifarias en media tensión………………………………………..…54
Figura 15: Opciones tarifarias en baja tensión (bt2, bt3, bt4, bt5a)………………………55
Figura 16: Opciones tarifarias en baja tensión (bt5b, bt6, bt7, bt8)………………………56
Figura 17: Fotografía del seccionamiento I410868 antes del punto de entrega de
energía al suministro 77773719……………………………………………………………75
Figura 18: histórico de consumos (EAT, EHP, EFP) DEL SUMINISTRO 77773719
11
de 6 meses anteriores a octubre 2019……………….………………………………..….…78
Figura 19: histórico de consumos (ER, PHP, PFP) DEL SUMINISTRO 77773719
de 6 meses anteriores a octubre 2019……………….………………………………..….…78
Figura 20: Tarifa vigente a octubre 2019 para tarifa MT2……………….…………..….…79
Figura 21: Parámetros necesarios para simulación de facturación con factor 40…..…...…80
Figura 22: Simulación de facturación en tarifa MT2 con factor 40………………..………80
Figura 23: Simulación de la calificación y otros cargos a facturar con factor 40…….....…80
Figura 24: Costo de facturación simulada con tarifa MT2 con factor 40…………….....…81
Figura 25: Parámetros necesarios para simulación de facturación con factor
diferente de 40………………………………………………………………………….…..82
Figura 26: Simulación de facturación en tarifa MT2 con factor diferente de 40……….…83
Figura 27: Simulación de la calificación y otros cargos a facturar con factor
diferente de 40………………………………………………………………………….….83
Figura 28: Costo de facturación simulada con tarifa MT2 con factor
diferente de 40……………………………………………………………………..………83
Figura 29: Recibo por consumo de energía del suministro 77773719………………..……85
12
RREESSUUMMEENN
La empresa distribuidora Electrocentro S.A., solo en la Unidad de Negocios Ayacucho,
cuenta con 221 clientes mayores conectados en Media Tensión a junio del 2019, de los
cuales 41 suministros tiene la medición en el lado de BT a falta del sistema de medición
correspondiente (Trafomix), si bien se tiene la compensación por pérdidas de
transformación del 2.5 %, se pretende saber cuan acertados esta la normativa vigente 206-
2013-OS/CD “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario
Final”, analizando las facturaciones posteriores a la instalación de un sistema de medición
en el punto de entrega de un suministro mayor.
El presente estudio pretende determinar el porcentaje de pérdidas por medición en el lado
de Baja Tensión comparando una facturación simulada sin instalar el sistema de medición y
la facturación real después de instalar un sistema de medición en el punto de entrega de
energía, así se podrá saber las pérdidas en todos los suministros medidos en el lado de baja
tensión de la UU.NN. Ayacucho permitiendo sincerar las facturaciones tanto para el usuario
como para la empresa distribuidora.
13
AABBSSTTRRAACCTT
The distribution company Electrocentro SA, only in the Ayacucho Business Unit, has 221
older clients connected in Medium Voltage as of June 2019, of which 41 supplies have the
measurement on the BT side in the absence of the corresponding measurement system
(Trafomix), although there is compensation for transformation losses of 2.5%, it is intended
to know how successful the current regulation 206-2013-OS / CD “Tariff Options and
Conditions of Application of Fees to End User” is, analyzing the invoices after the
installation of a measurement system at the point of delivery of a larger supply.
The present study aims to determine the percentage of losses by measurement on the Low
Voltage side by comparing a simulated billing without installing the measurement system
and the actual billing after installing a measurement system at the energy delivery point, so
you can know losses in all supplies measured on the low voltage side of the U.S. Ayacucho
allowing sincere invoices for both the user and the distribution company.
14
IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN
Las pérdidas de energía eléctrica técnicas y no técnicas constituye el principal problema de
las empresas distribuidoras, tal es el caso de la empresa Electrocentro S.A., importante
empresa en el sector centro del Perú, que solo en el mes de enero 2019 reportó un total de 9
896 647 kWh [1] en pérdidas totales, esto representa 12.26% del total de la energía
movilizada por Electrocentro S.A. en dicho mes.
Sin duda, la misma empresa es la responsable directa de este problema, pues la gestión
pública no se enfoca en la eficiencia y optimización de recursos.
Las pérdidas de energía se pueden clasificar en pérdidas técnicas y no técnicas, la primera
se da por el calor que se produce cuando la electricidad pasa a través de los cables o
transformadores (Efecto Joule) y la segunda se da porque el medidor no registra el consumo
de un suministro ya sea por hurto de energía, por manipulación de equipos, por errores de
facturación, etc.
En el Perú, las empresas distribuidoras hacen esfuerzos por reducir pérdidas de energía a
través de dispositivos físicos, intervenciones anti robos, rastrillaje, balances de energía, y
demás métodos; sin embargo, el problema aún persiste ya que no han considerado factores
como una mala administración y la falta de mantenimiento, por ello el indicador de
perdidas siguen en un porcentaje alto, esto hace que las empresas tomen mayor importancia
en esta área.
15
CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente la empresa Electrocentro S.A. cuenta con un total de 243 clientes
mayores en la UU.NN. Ayacucho, de los cuales 41 suministros en MT vienen siendo
medidos en el lado de Baja Tensión.
Aquellos usuarios regulados que se conectan en Media Tensión con tarifa o peaje en
MT, pero disponen de un transformador propio MT/BT, ven más simple realizar la
medida de consumo de energía en el lado de Baja Tensión, ahorrándose de esta
16
manera la instalación de un transformador de medida de tensión y corriente para la
medición en el lado MT.
Las pérdidas de energía eléctrica no técnicas por la medición en clientes mayores en
el lado de Baja Tensión después del transformador de potencia están compensadas
por el recargo por pérdidas de transformación equivalente a un 2.5 % sin embargo,
distintos factores, como la potencia del transformador, el dimensionamiento del
transformador, la carga, la distancia de línea desde el punto de entrega a la carga, etc;
hacen que este recargo no sea del todo confiable representando por lo general
pérdidas para las empresas distribuidoras.
Adicional a ello, al estar la medición en el lado de BT después del transformador de
potencia del usuario y por ende dentro de su propiedad, la mayoría de veces es
inaccesible al personal técnico y lecturador para las diferentes actividades que se
deben realizar en el suministro como son: el descargo de perfil de carga, la
lecturación manual mensual, mantenimientos e intervenciones, inspecciones, etc.
1.2. FORMULACION DEL PROBLEMA
1.2.1. Formulación del Problema General.
¿De qué manera influye, en las pérdidas de energía, la instalación de un
transformador de medida de tensión y corriente en el lado de Media Tensión a
clientes mayores regulados con medición en Baja Tensión en la U.N. Ayacucho de
17
Electrocentro S.A.?
1.2.2. Formulación del Problema Específico.
¿Qué porcentaje de pérdidas de energía y monetarias representa la medición en el
lado de Baja Tensión a usuarios mayores regulados con contrato de entrega en MT de
la empresa Electrocentro S.A. en la U.N. Ayacucho?
1.3. OBJETIVOS DEL TEMA.
Los objetivos planteados para el desarrollo de la presente tesis son:
1.3.1. Objetivo General.
Viabilizar la instalación de un transformador de medida de tensión y corriente para la
medición en el lado de Media Tensión a usuarios regulados con contrato en MT para
sincerar las pérdidas por transformación.
1.3.2. Objetivo Específico.
Determinar el porcentaje de pérdidas de energía por la medición en el lado de Baja
Tensión a usuarios regulados con contrato de entrega en MT.
1.4. JUSTIFICACIÓN DEL TEMA.
A diferencia de las pérdidas de energía técnicas, que están identificadas ya que se da
por la disipación de energía en forma de calor por los conductores (efecto joule) y
por los transformadores haciendo que aunque no es posible su eliminación se puedan
18
reducir, las pérdidas de energía no técnicas son difíciles de detectar ya que no solo se
dan por el hurto de energía sino por diversos motivos que conllevan a que la energía
disponible de la empresa distribuidora no sea registrada por el medidor y
posteriormente no sea facturada. Por ello se hace necesario evaluar las pérdidas de
energía que se propone en el presente plan de tesis.
El proyecto que se plantea propone la metodología por la cual determinaremos el
porcentaje de pérdidas que representa la medición en el lado de BT a usuario con
contrato y tarifa en Media Tensión instalando un equipo transformador de medida de
tensión y corriente, esta metodología también podrá ser aplicado en otras zonas y a
distintos usuarios mayores regulados.
Lo teórico ya es conocido, la normativa está planteada por lo que nos limitaremos a
dar pautas prácticas para llegar a nuestros objetivos.
Las pérdidas de energía no técnicas afectan a las empresas distribuidoras por ejemplo
en el aspecto socioeconómico, se afectan las inversiones futuras y puede llegar a la
racionalización del uso de la energía. Por otro lado, la falta de inversión en los
sistemas de distribución, ya sea remodelación, mantenimiento, etc, conducen al
deterioro de la calidad del servicio que se presta.
1.5. LIMITACIONES DEL ESTUDIO
El presente proyecto se limitó a realizar el estudio en el punto de entrega de energía
de los usuarios con contrato en Media Tensión, mas no se analizó los componentes
19
dentro de las instalaciones de los usuarios del sistema de utilización (transformador
de distribución, líneas, etc).
20
CAPÍTULO II
PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA
Las pérdidas de energía eléctrica se relacionan directamente con la gestión de las Empresas
Distribuidoras, por lo general con su eficiencia y optimización de los recursos que
disponen. En el escenario actual, es sabido que no se puede realizar inversiones en todas las
áreas de la empresa, sin embargo, con mínimas inversiones en zonas estratégicas se puede
recuperar la inversión en el mejor de los casos a un corto plazo.
21
El no tener el control de las pérdidas eléctricas afecta de inmediato a la empresa
concesionaria de distribución, tanto socioeconómicamente, en inversiones futuras y
posteriormente en racionalizar el uso de la energía. En consecuencia, una ausencia en la
inversión en la distribución y comercialización de la electricidad, conduce a la mala calidad
de servicio prestado al usuario, asimismo incrementan las pérdidas de energía eléctrica
técnicas y no técnicas, agravando la situación.
Una adecuada gestión y una correcta optimización de los recursos de la empresa deben ser
la preocupación y función universal en todas las áreas de la empresa eléctrica.
Generalmente los casos de pérdidas eléctricas no técnicas constituyen la mayor dificultad,
donde la energía facturada en un periodo de tiempo no es la real y en ello recaen muchas
causas que van desde lo administrativo de una empresa hasta el hurto de energía por parte
de los propios usuarios.
2.1. DEFINICIÓN:
Las pérdidas eléctricas se definen, como la energía no aprovechada en cualquiera de las
etapas funcionales del sistema de la empresa distribuidora, sumadas a las pérdidas
eléctricas no técnicas o también llamadas comerciales, producidas por la no medición y/o
facturación de dicha energía a los usuarios que utilizan la energía.
22
2.2. EFECTOS DE LAS PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA
Las empresas eléctricas deciden el control sobre las pérdidas de energía eléctrica. Los
efectos y consecuencias que presentan las pérdidas de energía comúnmente afectan lo
siguiente:
2.2.1 Consecuencias en la administración técnica-económica de la empresa
El costo de las pérdidas eléctricas es un indicador significativo de la administración
técnica-económica de la empresa, por lo que, es de vital importancia saber determinar las
consecuencias de las mismas en todas las etapas de la comercialización de la energía hasta
llegar a cada usuario. Una vez determinado esto, se podrá tomar decisiones y políticas que
permitan controlar de manera estable las pérdidas de energía.
Las consecuencias de no tener un adecuado control de las pérdidas tienen las siguientes
consecuencias sobre la gestión empresarial:
Causan pérdidas por ingreso monetario debido a no facturar el consumo de energía
por los usuarios.
23
La demanda, actualmente crece pasos agigantados, y para afrontar este crecimiento se
necesita indudablemente de inversiones que requieren recursos que la empresa debe
disponer; paralelo a ello, la empresa debe planear afrontar las pérdidas de energía eléctrica
que subirán por el incremento en la demanda, el problema de no ejecutar estos planes
generaría en el personal clave un sentido de frustración que con el tiempo se convertiría en
indiferencia facilitándose que los procedimientos y los controles se deterioren produciendo
un sentimiento de impotencia en los responsables de determinadas área.
2.2.2. Consecuencias en la seguridad social
Nuestro país atraviesa una crisis generalizada en lo económico, político y moral, traducida
en la falta de empleos por la falta de inversión extranjera, es solo uno de los factores para el
empobrecimiento de la población y de los usuarios.
Esta situación genera que los usuarios practiquen actos indebidos para evitar pagar las
facturas emitidas por la empresa eléctrica por el uso de la energía, manipulando las redes de
distribución, los sistemas de medición, las acometidas, etc; que por lo general se encuentran
en la vía pública con poca seguridad.
Como si fuera poco, todo esto motiva a que los usuarios que cumplen normalmente con sus
obligaciones y pagos de sus consumos se vean incitados a apropiarse de manera gratuita de
24
la energía, o de hacer actos irregulares con tal de que los sistemas de medición no registren
el consumo real.
2.2.3. Consecuencias en lo ético y moral
El hurto de energía eléctrica a través de conexiones directas y la alteración de los sistemas
de medición para no registrar el consumo real, practicado de manera indiscriminada y con
una impunidad alta, generan secuelas negativas en la economía de la empresa,
constituyendo una falta grave a lo ético y moral en la sociedad.
Esta práctica no solo es característico de usuarios comunes, sino también de industrias y
comercios donde lo usual es la de intervenir el sistema de medición de manera profesional
para registrar consumos menores a los reales, esto también constituye falta grave ético-
moral injustificable incitando a la competencia desleal.
2.3. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS ELECTRICAS
Una de las preocupaciones primordiales de una empresa distribuidora de energía debe ser la
de analizar el nivel de pérdidas de energía en el proceso de comercialización, y en los
demás sistemas, de manera que se puedan precisar los mecanismos adecuados necesarios
para la reducción de dichas pérdidas.
25
Para las empresas eléctricas, se identifican dos tipos de pérdidas de energía eléctrica, que
son las técnicas y las no técnicas, las cuales se presentan a continuación de manera general.
Las pérdidas técnicas se generan en los equipos y componentes de los circuitos eléctricos,
por ejemplo, en los transformadores de potencia, en las líneas de transmisión, líneas de
distribución, bancos de capacitores, etc. La causa de este tipo de pérdidas son los principios
de la transformación de la energía eléctrica.
No existe un sistema de distribución eléctrica sin pérdidas de energía, sino al contrario, este
tipo de pérdidas no se pueden eliminar del todo, pero si estos indicadores de pérdidas de
energía son muy altos significa que no se tiene la adecuada ingeniería aplicada en dicho
sistema, por tanto, ya se tiene un problema para la empresa eléctrica.
Sin embargo, lo que se ha convertido en un gravísimo problema para las empresas
eléctricas son las pérdidas no técnicas.
La clasificación de las pérdidas de energía se puede visualizar en el siguiente cuadro:
26
Figura 1: Clasificación de las Pérdidas de Energía.
Fuente: Elaboración propia
2.4. PERDIDAS TECNICAS
Las empresas eléctricas son las encargadas de dar servicio eléctrico a sus clientes que lo
requieran y que además estén dentro de la concesión de la distribuidora y lo deben hacer de
tal forma que tanto ellas como sus clientes queden satisfechos, las empresas distribuidoras
de energía, normalmente administran las líneas secundarias que son aéreas en su mayoría,
los transformadores y demás elementos.
Normalmente los sistemas secundarios están compuestos en su totalidad por líneas aéreas
por las cuales circulan las corrientes necesarias para suplir la demanda de potencia.
27
Las pérdidas técnicas están enlazadas a la energía consumida en los procesos de
generación, transmisión y distribución, esta energía no llega a ser facturada por la empresa
distribuidora, por lo que le corresponde minimizar al máximo la energía consumida en los
procesos mencionados, depende principalmente de la ingeniería aplicada en las
instalaciones eléctricas. La mayor cantidad de pérdidas se presenta en la transmisión por el
Efecto Joule y el Efecto Corona.
Figura 2: Efecto corona en líneas de transmisión
Fuente: Ing. Alberto Tama Franco (MGE, MBA Asesor de la Gerencia General de la Corporación Eléctrica del Ecuador), REVISTA CRIEEL ed. 33
28
Figura 3: Efecto corona, el fenómeno de luz violeta, ruido sibilante y producción de gas ozono en una línea
aérea de transmisión.
Fuente: facebook.com/AllAboutEEE, electricosaficionados.blogspot.com
2.4.1. Clasificación de las Pérdidas Técnicas
Este tipo de pérdida es la energía desperdiciada y que no se utiliza de manera alguna, como
ya se mencionó, estas pérdidas están presentes en todos los niveles desde la generación
hasta la utilización de la energía, las pérdidas técnicas se clasifican en pérdidas en vacío y
pérdidas en carga.
2.4.1.1 Pérdidas en Vacío
29
Las pérdidas en vacío no dependen de la demanda, sino que obedecen primordialmente a la
variación de tensión en el sistema, este tipo de pérdidas se ven en los equipos como los
transformadores eléctricos y demás maquinas.
Las corrientes de Foucault y de Histéresis provocan las pérdidas en vacío, en estas pérdidas
también se incluyen las pérdidas por efecto corona, las mismas que se dan en sistemas de
voltaje más elevados.
2.4.1.2 Pérdidas en carga
Este tipo de pérdidas si dependen de la demanda y a su variación, son pérdidas producidas
por el Efecto Joule, dadas en las líneas que componen el sistema eléctrico, dado que cada
componente tiene una resistencia determinada y al pasar la corriente se genera pérdida de
energía manifestada en forma de calor.
2.4.2. Causas de las Pérdidas Técnicas
La principal causa de las pérdidas técnicas son las ocasionadas por el transporte de la
energía a través de los elementos eléctricos, debido a la resistencia al paso de la corriente
eléctrica que cada elemento presenta, la energía se disipa en forma de calor (efecto Joule).
30
Dado que el presente trabajo pretende analizar las pérdidas no técnicas, nos reservaremos
en detallar los diferentes tipos de pérdidas técnicas de energía.
2.5. PERDIDAS NO TECNICAS
En realidad, las pérdidas no técnicas de energía que se dan en la empresa distribuidora, no
es una pérdida de energía real, puesto que la energía es aprovechada por alguien para una
determinada actividad, sin embargo, no es facturada, o es facturada solo una parte del
consumo generándose perjuicio en contra de la empresa eléctrica.
De esta manera, la energía que no se factura, más las deudas incobrables, más los gastos
por gestión de morosidad, representarían las pérdidas no técnicas de una empresa eléctrica.
2.5.1. Causas de las Pérdidas no Técnicas
Las causas de las pérdidas no técnicas se describen a continuación:
Suministro de Energía. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por las
conexiones clandestinas y las conexiones directas.
31
Detalle de suministros. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por el
desconocimiento de la empresa eléctrica de los datos administrativos, técnicos y
comerciales de sus usuarios, o por datos erróneos de los mismos, generando
pérdidas no técnicas por error en tarifas o tipos de suministros.
Medición de consumos. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por el error
en la medición de consumos, estimaciones, medidores averiados, medidores
manipulados, etc.
Facturación de energía. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por error en
la facturación de energía ocasionada por la lentitud de sistema, error de digitación,
error de aplicación de pliegos tarifarios, etc.
Cobranza. - En esta etapa las pérdidas no técnicas son debido a la falta de pago por
parte del usuario, es sabido que los indicadores de pérdidas de energía son
mensuales por lo que la falta de pago de un mes de los usuarios ya constituye
perdida para la empresa, las gestiones de reclamos y errores de facturación también
agravan la situación en esta etapa.
2.5.2. Efectos de las Pérdidas no Técnicas
La consecuencia de tener pérdidas de energía no técnicas repercute significativamente en la
economía de la empresa eléctrica, generándose una menor disponibilidad de la capacidad
instalada, menos ingresos por las facturaciones a los usuarios, mayor compra de energía
32
para el abastecimiento de la demanda, costos altos en mantenimiento de las redes
secundarias, etc.
Todo lo mencionado líneas arriba traen como consecuencia que se tenga que pagar montos
mayores por el transporte de energía a la par se afecta la vida útil de los elementos
eléctricos, teniéndose que invertir más en reemplazar la infraestructura eléctrica.
2.5.3. Clasificación de las Pérdidas No Técnicas
Tomando en cuenta la naturaleza y origen de las pérdidas eléctricas, se pueden organizar de la
siguiente manera:
2.5.3.1. Administrativas
a) Pérdidas por administración
Estas pérdidas no técnicas se relacionan directamente con el área de facturación, por
lo que dicha área debería elaborar un plan y ejecutarlo de manera que se reduzcan al
máximo este tipo de pérdidas. Las pérdidas por administración se generan por la
energía que no se registra para la facturación posterior, se deben principalmente a:
33
a) Error de medida
b) Error de registro de consumo como puede ser:
Suministros instalados, pero no descargados en el sistema.
Suministros no dados de alta en el sistema.
Reaperturas de suministro eléctrico no descargados en el sistema, los
mismos que generan la acumulación de consumos.
Error de información de suministros para la facturación.
Errores de lectura.
Acumulación de consumos.
b) El fraude legal
Este tipo de pérdidas se dan por la falta de control y supervisión por parte de la
empresa eléctrica, y que se extiende de manera rápida. Se da cuando existe un
acuerdo entre el usuario y algún trabajador de la empresa de manera que
mensualmente se lectura y/o factura un consumo menor al real.
La supervisión periódica en campo ayudaría a detectar este tipo de pérdidas,
asimismo otros mecanismos como la rotación de lecturadores, cambio de
lecturadores, supervisión de consumos ceros, etc., ayudarían a reducir este tipo de
pérdidas.
34
2.5.3.2. Accidentales
a) Pérdidas por error en el equipo de medición
Las pérdidas por error en el sistema de medición se dan por fallas propias del
medidor, ya sea por cumplir con su vida útil, o por fallas atribuibles al sistema
eléctrico.
Este tipo de pérdidas se detectan por intervenciones a los suministros realizadas por
la empresa eléctrica, por reclamos efectuados por el usuario, por contraste de
medidor por resolución y norma, etc.
2.5.3.3. Por Hurto de energía
El sistema de medición de los suministros está conformado principalmente por el medidor
ya sea electrónico o electromecánico generalmente, se dice generalmente ya que para
usuarios con algunas tarifas se requiere medidores multifunción con capacidad para
registrar demanda y otros parámetros; el objetivo del medidor es el de medir el consumo de
energía de un suministro, sin embargo, el medidor, por diversos factores que veremos, no
registra el verdadero consumo, generando el principal problema de toda empresa eléctrica,
las pérdidas de energía eléctrica no técnicas.
a) Pérdidas por manipulación de medidor
35
La manipulación de la placa del medidor para que éste registre un consumo mucho
menor de la real, es casi el más profesional, ya que para que se logre ello, se
requiere retirar el medidor de la caja porta medidor, llevarlo a un taller electrónico y
ejecutar la manipulación en la placa del medidor, para luego volver a colocarlo en el
suministro. Este tipo de hurto de energía se detecta mediante el balance de cargas
por subestación, o aún más seguro con el pinzado en la bajada de la acometida antes
del medidor y después del medidor, esto con el fin de que, si el pinzado antes del
medidor y después del medidor no son iguales quiere decir que existe algún tipo de
manipulación en el medidor.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor
y del medidor.
b) Borneras puenteadas
Este tipo de hurto de energía, se basa en colocar un puente en la parte inferior de la
bornera del medidor uniendo la entrada de la corriente con la salida para que no
circule corriente alguna por la bobina del medidor, consecuentemente el medidor no
registra el consumo real del suministro, el calibre del conductor de dicho puente
determina que tanta energía deja de ser registrada por el medidor.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor
y del medidor.
36
c) Desconexión de las bobinas internas
Este tipo de hurto de energía, consiste en seccionar la alimentación de las bobinas
de tensión del medidor.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor
y del medidor.
d) Cojinetes apretados
Este tipo de hurto de energía, se da en los medidores electromecánicos manipulando
la base del cojinete presionándolo para que el disco no gire de manera normal, con
esta manipulación, el medidor no registra más del 45% del consumo real del
suministro.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor
y del medidor, también se malogra el equipo de medición.
e) Engranaje integrado dañado
Este tipo de hurto de energía, se da en los medidores electromecánicos, consiste en
manipular el engranaje integrado, limándolo o cortándolo para que por un intervalo
de tiempo no se accione los engranajes y en consecuencia no se accione el contador
y los números del integrado; pasado el fragmento del engranaje limado o cortado,
37
este se accionara normalmente, la energía consumida dejado de registrar depende
del fragmento dañado del engranaje.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor
y del medidor.
f) Otros tipos de hurtos de energía
Existen diversos métodos por los que se puede manipular el sistema de medición,
otros tipos de hurto de energía más elementales se basan por ejemplo en taladrar la
tapa del medidor para instalar alambres finos imposibilitando el normal
funcionamiento del medidor, otro tipo de hurto es el de agregar pegamento en el
contometro del medidor electromecánico para mantener fijo los números del
contometro y no registrar el consumo de energía.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor
y del medidor, también se malogra el equipó de medición.
g) Pérdidas por conexiones directas
Este tipo de hurto de energía, se define como la intromisión intencional en la red de
baja tensión, también están considerados los que se conectan a la acometida de un
suministro antes de la llegada al medidor, se diferencian los siguientes tipos de
hurto de energía:
38
Hurto de energía por conexión clandestina. – Este tipo de hurto de energía se da
por la conexión directa a la red (sin sistema de medición) de usuarios sin contrato de
suministro, en consecuencia, el consumo de energía no es registrada por ningún
sistema de medición generando pérdidas de energía para la empresa distribuidora.
Dentro de este tipo de hurto podemos diferenciar por ejemplo a los usuarios cuyo
suministro de energía fueron retirados por deuda pendiente con la empresa, también
a usuarios con viviendas en proceso de construcción que requieren la energía por un
periodo de tiempo limitado.
Las conexiones clandestinas por lo general no cumplen con norma técnica alguna,
su singularidad se aprecia por conexiones hechas con conductores inapropiados.
Asimismo, es preciso señalar que, cada tipo de hurto de energía, así como la falta de
registro de consumo de energía de un suministro, se pueden recuperar siempre en
cuando la empresa eléctrica se apegue a la normativa vigente (NORMA DGE
“Reintegros y Recuperos de Energía Eléctrica”), la misma que considera diferentes
causales para el recupero de energía eléctrica.
2.6. PERDIDAS DE POTENCIA EN EL TRANSFORMADOR
Es sabido que un transformador real está lejos de comportarse como transformador ideal,
esto debido a que aparecen efectos tanto en el circuito eléctrico como en el magnético que
disminuye la eficiencia del transformador.
39
Las pérdidas en el transformador constituyen un tema crítico, ya que estos problemas han
sido estudiados ya mucho tiempo concluyendo que es imposible eliminar estas pérdidas, sin
embargo, se pretende reducir al máximo las pérdidas en el transformador.
Los transformadores de potencia tienen perdidas de energía por diversos motivos, pero
todas estas pérdidas se presentan en forma de calor cumpliendo con el principio de la
conservación de la energía.
Para evaluar las pérdidas en un transformador es preciso y conveniente analizar al circuito
eléctrico y al circuito magnético por separado, ya que cada uno de estos presenta pérdidas
por diferentes circunstancias.
2.6.1. Circuito Magnético
El circuito magnético está relacionado directamente con el núcleo del transformador, por el
material de su construcción, en ese sentido, las pérdidas en el circuito magnético de un
transformador son constantes, puesto que no dependen de la carga, de la tensión, numero de
espiras, bobinado, etc.
Las pérdidas en el circuito magnético son de tres tipos: ciclo de Histéresis, Corrientes
parasitas, y flujos dispersos.
Ciclo de Histéresis
40
Las pérdidas por el ciclo de histéresis se explica dado que cuando al núcleo del
transformador, que es un material ferromagnético, se aplica un campo magnético creciente,
este material se imanta hasta saturarse obteniéndose una primera curva de imantación,
luego cuando el campo magnético decrece hasta anularlo, el material no se desimanta de
igual modo, quedando una imantación remanente convirtiéndose el material en un imán
permanente; al invertir el campo magnético se consigue anular la imantación por completo.
Para terminar el ciclo se aumenta el campo magnético.
La no reversibilidad de los materiales ferromagnéticos se denomina ciclo de histéresis, el
área encerrada por la curva de histéresis es directamente proporcional a la energía que se
pierde en forma de calor.
Al material con la capacidad de imantarse y desimantarse de manera rápida se le denomina
material “blando”, y por el contrario al material que no tiene esta capacidad se denomina
material “duro”.
Figura 4: Ciclo de Histéresis en los materiales
Fuente: Elaboración propia
41
Con el fin de reducir estas pérdidas de energía es necesaria la utilización de materiales
ferromagnéticos blandos con costos bajos, un material que cumple estos requisitos en el
hierro silicio ideal para la construcción de transformadores, motores, generadores, etc.
Corrientes Parasitas
Cuando al transformador se incita con un campo magnético, en el material aparece una fem
inducida, por la ley de Faraday, dando lugar a corrientes parasitas que circulan por el
material.
Figura 5: Corrientes parasitas en un conductor
Fuente: Pérdidas de Potencia en el transformador – Luis Zhunio, Adrian Moscoso, Kevin Jaramillo
Dado que el material mostrado en la imagen es macizo, la resistencia que presenta es
demasiado baja incrementándose las corrientes, en consecuencia, la fuerza magnetizante se
debilita incrementando la corriente en el primario aumentando significativamente las
pérdidas en el transformador.
42
Con el fin de reducir estas pérdidas es necesario ofrecer la máxima resistencia a estas
corrientes parasitas para lo cual los fabricantes construyen el núcleo del transformador en
láminas enchapadas, de esta manera las corrientes alcanzan menor valor dado que tienen
menor sección.
Figura 6: Núcleo de transformador de tipo laminas enchapadas
Fuente: Pérdidas de Potencia en el transformador – Luis Zhunio, Adrian Moscoso, Kevin Jaramillo
Flujos dispersos
El flujo magnético inducido en el núcleo del transformador circula por todo su interior, el
mismo que se dispersa en pequeñas cantidades dándose una pérdida de potencia, ya que el
flujo no llega en su totalidad al segundo devanado; estas pérdidas se dan principalmente en
los bordes del núcleo.
43
A fin de reducir estas pérdidas, los fabricantes diseñaron tipos de núcleo que evitan que el
flujo inducido se disperse, haciendo que estos flujos no se encuentren con bordes y en otras
ocasiones los dividen, y una vez divididos estos flujos se dispersan en menores cantidades.
Figura 7: Núcleo de transformador tipo columna y acorazado.
Fuente: Pérdidas de Potencia en el transformador – Luis Zhunio, Adrian Moscoso, Kevin Jaramillo
Actualmente el transformador con núcleo acorazado es el más utilizado debido a que el
flujo es dividido en dos, el flujo ya dividido no se dispersa demasiado ya que los bordes no
son rectos si no curvos, de esta manera se evita en gran manera las pérdidas por flujos
dispersos.
2.6.2. Circuito Eléctrico
Estas pérdidas no son constantes ya que el circuito eléctrico está relacionado directamente
con la carga, los voltajes y las corrientes; estas pérdidas se dan en el bobinado del núcleo.
44
Las pérdidas en el bobinado se dan por el efecto Joule (potencia de perdidas es igual al
cuadrado de la corriente por la resistencia), por lo que para disminuir al máximo las
perdidas en el transformador se deberán reducir la resistencia de las bobinas.
Los fabricantes entonces deberán utilizar un material muy buen conductor y de sección
transversal grande, el cobre es la mejor opción por su conductividad, sin embargo, si se
utiliza alambres con grandes secciones serán difíciles de manipular al momento de construir
el transformador, entonces no es conveniente usar alambres de gran sección.
2.6.3. Medición de las pérdidas en los transformadores
Pérdidas en el Hierro
Las pérdidas en el hierro pueden ser medidas mediante la prueba de vacío, se alimenta al
transformador en vacío y la potencia consumida en ese momento corresponderá a las
pérdidas en el hierro.
Pérdidas en el cobre
Estas pérdidas son el total de potencia perdida en el bobinado del transformador
funcionando con carga nominal. Para determinar las pérdidas en el cobre se realiza
mediante la prueba de cortocircuito, se alimenta el primario con una tensión tal que en el
secundario cortocircuitado circule corriente nominal, la potencia consumida en ese
momento corresponderá a las pérdidas en el cobre.
Las pérdidas totales en un transformador será la suma de las pérdidas en el núcleo más las
pérdidas en el cobre.
45
2.7. TRANSFORMADOR MIXTO DE TENSION Y CORRIENTE (TRAFOMIX)
El transformador mixto o más conocido como trafomix es un equipo que contiene integrado
los transformadores de tensión y corriente necesarios para la medición y/o protección en
MT, estos transformadores pueden tener varias relaciones en tensión y corriente como por
ejemplo 22.9-13.2/0.220kV, 25-50-100/5A, estos cambios de relación se hacen en la caja
de baja tensión.
Figura 8: Trafomix trifásico instalado en el suministro AEROPUERTOS ANDINOS DEL PERU en la ciudad
de Huamanga Ayacucho
.
Fuente: Electrocentro S.A.
46
Anteriormente, para realizar la medición en Media Tensión se requería de un banco de
medición formado por lo general de 03 transformadores de tensión y 03 transformadores de
corriente, teniendo que hacer conexiones con cruces de conductores y demandando un gran
espacio, resultando peligrosos. En la imagen se aprecia dicho banco de medición con 6
transformadores en total, conectados en estrella.
Figura 9: Banco de 03 transformadores de tensión y 03 transformadores de corriente
Fuente: Trafomix. - Ing. Abel C. Catay Buitron
El trafomix integra los transformadores de tensión y corriente en un solo equipo haciéndolo
menos peligroso y menos tedioso en su instalación y mantenimiento.
47
Figura 10: Trafomix monofásico instalado en el suministro de América Móvil en la localidad de Socos,
Ayacucho
Fuente: Electrocentro S.A.
Figura 11: Placa de Trafomix monofásico instalado en el suministro de América Móvil en la localidad de
Socos, Ayacucho
Fuente: Electrocentro S.A.
48
Figura 12: Esquema de conexionado de Trafomix monofásico instalado en el suministro de América Móvil en
la localidad de Socos, Ayacucho
Fuente: Electrocentro S.A.
2.7.1. Selección de trafomix
Relación de Tensión
La relación de tensión se considera de acuerdo a la tensión entre líneas del sistema,
usualmente, para el lado de media tensión se tiene los valores de 10, 13.2, 22.9 kV
mientras que en el lado de baja las tensiones comunes son 220, 120, 110 V.
Relación de corriente
Para esta relación se considera la corriente de la carga, normalmente en el lado de baja
se tiene las corrientes de 5 o 1 A.
49
Figura 13: Placa de trafomix trifásico en almacén
Fuente: Electrocentro S.A.
Los niveles de aislamiento de estos transformadores se rigen por las normas IEC. Sin
embargo, se puede elevar este nivel de aislamiento de los trafomix cuando se desea instalar
a más de 1000 msnm o en zonas donde existe alta polución.
Respecto a la clase de precisión de los trafomix, normalmente es 0.2 tanto para las bobinas
de tensión y corriente, sin embargo, para cuestiones de protección se suele tener clase 0.1.
50
2.8. Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario
Final”
ASPECTOS GENERALES
2.8.1. Definiciones:
Usuarios en Media y Baja Tensión
La presente normal establece que los usuarios que estén empalmados a redes con tensión
superior a 1 kV y menores a 30 kV serán usuarios en Media Tensión, mientras que los que
estén conectados a redes con tensión inferior o igual a 1 kV son usuario en Baja Tensión.
Los usuarios en MT que no tienen el sistema de medición adecuada, pueden solicitar
realizar la medición en el lado de Baja Tensión después del transformador de potencia, por
lo que la distribuidora estará autorizada a cobrar un recargo por las pérdidas de
transformación, este recargo es del 2.5%, que se aplica al consumo total en potencia y
energía activa y reactiva, sin embargo, la empresa distribuidora puede proponer un valor
diferente al Osinergmin sustentándolo con el promedio de mediciones a todos los usuarios
en Media Tensión que se estén midiendo en Baja Tensión por el periodo de un año como
mínimo.
51
Para los usuarios conectados en MT la tarifa aplicable se da con el criterio regulado de
precio a nivel de generación y peajes de transmisión hasta los precios en barra, siempre que
no usen instalaciones de distribución.
Usuarios con tensiones superiores a 30 kV
Para estos usuarios las tarifas seguirán criterios regulados de precio a nivel de generación y
peajes de transmisión en el nivel de tensión correspondiente.
Usuarios prepago
Estos clientes son aquellos suministros en BT que realizan el pago del servicio eléctrico
antes de su uso, siempre que cuenten con la medición adecuada.
El usuario deberá acercarse a oficinas de la distribuidora y comprara una cantidad de
energía sin fecha de vencimiento, el mismo que podrá usar con las limitaciones de máxima
potencia, una vez que se agota esta energía adquirida, el suministro suspenderá el servicio
hasta que el usuario obtenga mas energía, esta suspensión de servicio no podrá tomarse
como una interrupción de servicio.
Usuarios temporales
52
Estos usuarios son aquellos que necesitan energía eléctrica por un limitado periodo, como
son por ejemplo eventos, ferias, circos, obras de construcción etc. El costo de conexión lo
cubrirá el usuario y no excederá los costos regulados por el Osinergmin.
Usuarios provisionales
Son usuarios que están ubicados en zonas sin habilitación urbana que están conectados en
BT de manera colectiva.
Horas Punta y Fuera de Punta
Horas de punta (HP) es el intervalo de tiempo comprendido entre las 18:00 a 23:00 horas de
cada día, sin embargo, si el medidor tiene la capacidad, se exceptuará los domingos y los
feriados con antelación, asimismo, las horas fuera de punta (HFP) son las horas diferentes a
las horas de punta indicadas en el punto anterior.
Potencia Instalada, Potencia Conectada y Potencia Contratada
La potencia instalada, se refiere a la suma de potencias activas nominales de todos los
equipos eléctricos que se alimentan de un suministro.
La potencia conectada es la potencia máxima que el usuario solicita a la empresa
concesionaria, la conexión eléctrica debe soportar esta potencia conectada.
53
La potencia contratada es aquella potencia activa máxima que es convenida entre el usuario
y la empresa distribuidora mediante un contrato.
Demanda Máxima Mensual, en Horas Punta y Fuera de Punta
La demanda máxima mensual es el valor mas alto de la potencia activa promedio en
periodos sucesivos de 15 minutos durante un mes; del mismo modo, en horas punta será el
valor mas alto de la potencia promedio en periodos de 15 minutos en las horas
comprendidas de 18:00 a 23:00 horas.
Periodo de Facturación
El periodo de facturación es mensual y no podrá ser inferior a los 28 ni superior a los 33
días calendarios, asimismo no deberá existir mas de 12 facturaciones al año. Cuando sea la
primera facturación de un suministro nuevo, reinstalación de la conexión, o modificación
de conexionado, se podrá aplicar un periodo de facturación no menor de 15 ni mayor de 45
días calendarios.
Los suministros temporales tienen excepción del punto anterior, y la facturación de estos
suministros se expresarán en días o meses según el tiempo de contrato.
2.8.2. Opciones Tarifarias
Las opciones tarifarias para usuarios de BT y MT son las siguientes:
54
Figura 14: Opciones tarifarias en Media Tensión
Fuente: Norma N° 206-2013-OS/CD
55
Figura 15: Opciones tarifarias en Baja Tensión (bt2, bt3, bt4, bt5)
Fuente: Norma N° 206-2013-OS/CD
56
Figura 16: Opciones tarifarias en Baja Tensión (bt5, bt6, bt7, bt8)
Fuente: Norma N° 206-2013-OS/CD
2.8.3. Condiciones Generales de Aplicación
Elección de la Opción Tarifaria
De acuerdo a las opciones descritas antes, el usuario podrá elegir cualquiera teniendo en
cuenta el sistema de medición y el nivel de tensión correspondiente, esta elección debe ser
aceptada por la concesionaria. Así también los suministros temporales podrán acogerse a
las tarifas mencionadas.
En cumplimiento al Código de Protección y Defensa del Consumidor, la distribuidora, y
siempre que el usuario lo solicite, deberá proporcionar de forma gratuita la información
necesaria para la elección de la tarifa por parte del usuario.
57
Vigencia de la Opción Tarifaria
La opción tarifa elegida por el cliente será valida por un año como mínimo, excepto los
suministros temporales, en el cual la opción tarifaria se acordará con la empresa y se
expresará en días o años.
La concesionaria avisara al usuario cuya opción tarifaria permita la medición de potencia y
energía, la culminación de la vigencia de la opción tarifaria elegida, con una anticipación de
60 días calendarios como mínimo.
Si se hubiere vencido el plazo de vigencia de la opción tarifaria, y si no hubiere solicitud
alguna por parte del usuario, la opción tarifaria se renovará por periodos anuales.
Asimismo, para los suministros temporales, la distribuidora deberá comunicar de la
terminación de la vigencia de la opción tarifaria solo para usuarios cuya duración de
contrato sea mayor a 90 días, vencido el plazo, y no habiendo solicitud alguna por parte del
usuario, la concesionaria estará facultada a cortar el servicio eléctrico al suministro
temporal.
Cambio de Opción Tarifaria
Durante la vigencia de la opción tarifaria el usuario podrá cambiar su opción tarifaria solo
una vez, siempre que tenga la medición de consumo de la nueva opción tarifaria elegida.
El usuario asumirá los gastos de adecuación del sistema de medición, de la conexión, de
medición de otros parámetros, de mayor cantidad de cable de acometida, u otros.
Para usuarios temporales, estos no podrán cambiar de opción tarifaria mientras este vigente
el contrato de suministro entre el usuario y la empresa distribuidora.
58
Facturación del Cargo Fijo Mensual
El cargo fijo será incluido en la factura del usuario en cada facturación, este cargo es
independiente del consumo ya que se facturará incluso si el consumo es cero.
Este cargo está asociado a los gastos por lecturación, procesamiento, emisión, reparto y
cobranza de los recibos.
Facturación de Energía Activa
Para facturar la energía activa se multiplica el consumo de energía en kilowatts-hora
(kW.h) por el cargo unitario según pliego tarifaria vigente.
Modalidad de Facturación de Potencia Activa para la Remuneración de la
Potencia Activa de Generación
Para esta facturación se deberá multiplicar los kilowatts de potencia registrada
mensualmente por el precio unitario según cada opción tarifaria y pliego vigente.
Modalidad de Facturación de Potencia Activa para la Remuneración de la
Potencia Activa de uso de las redes de Distribución
Para esta facturación se da mediante la potencia variable, la misma que se determina por el
promedio de las 2 mayores demandas máximas en los últimos 6 meses incluido el mes que
59
se factura; en caso el usuario tenga menos de 6 meses se empleara los meses disponibles o
solo el mes disponible.
Derechos Otorgados por la Potencia Contratada
Cada usuario tiene la potestad de utilizar la potencia contratada sin restricciones durante
este vigente el contrato con la concesionaria.
Facturación de Energía Reactiva
Esta facturación de energía reactiva se incluirá en las tarifas BT2, BT3, BT4, MT2, MT3 y
MT4 según lo mencionado a continuación:
El consumo de energía reactiva inductiva será sin costo alguno hasta el 30% de la energía
activa total mensual; asimismo para el consumo de energía reactiva que exceda el 30% de
la energía activa total se obtendrá multiplicando el exceso por el costo unitario
considerando la tarifa vigente.
Para el caso de la energía reactiva capacitiva, no esta permitido inyectar dicha energía a la
red, por lo que la empresa distribuidora coordinará con el usuario a fin de corregir la
situación, de no corregirse esta situación la concesionaria estará facultada a facturar el total
de la energía reactiva capacitiva por el doble de la tarifa definida para el costo asignado a la
energía reactiva inductiva.
Facturación en un Mes con Dos o Mas pliegos tarifarios
60
En el caso que en un periodo de facturación se presenten dos o mas pliegos tarifarios, se
calcula el monto a facturar proporcional a los días con cada pliego, para ello se definirá un
pliego con los cargos ponderados en función al numero de días de vigencia de cada pliego.
Historial de Consumo del usuario
La empresa distribuidora incluirá en cada recibo el historial de consumo de los 12 ultimos
meses, asimismo incluirá la evolución de las magnitudes eléctricas necesarias para la
facturación mensual.
En caso el medidor disponga de memoria masa, el usuario podrá solicitar esta información
dado que estará disponible por 2 años como mínimo.
2.9. FORMULACIÓN DE LA HIPÓTESIS.
2.9.1. Hipótesis General.
Planteado el problema, la instalación de un transformador mixto de medida de tensión y
corriente en el punto de entrega a usuarios regulados conectados en MT, permitirá la
medición del consumo antes del transformador de potencia propio del usuario,
61
verificándose con los consumos posteriores la variación respecto a las pérdidas en el
transformador de potencia.
2.9.2. Hipótesis Específicos.
Determinando el porcentaje de las pérdidas de energía por medición en Baja Tensión a un
determinado número de usuarios con contrato de entrega de energía en MT, se podrá
verificar si concuerda con lo propuesto en la Norma de “Opciones tarifarias y condición de
aplicación de tarifas a usuarios finales”, así mismo se podrán estimar las pérdidas en todos
los usuarios MT.
2.10. IDENTIFICACION DE VARIABLES
2.10.1. Variable Independiente
Medición del consumo de energía y potencia.
2.10.2. Variable Dependiente
Pérdidas de Energía en el suministro 77773719
62
2.11. OPERACIONALIZACION DE VARIABLES
Tabla 1: Operacionalización de variables
HIPOTESIS
VARIABLES
DIMENSIONES
INDICADORES
UNIDADES
Evaluación de
pérdidas de
energía no
técnicas, es decir
energía no
facturada, por
medición en el
lado de Baja
Tensión a clientes
mayores
regulados con
contrato de
entrega en MT a
través de la
instalación de un
transformador
mixto de medida
de tensión y de
corriente que
permitirá sincerar
las pérdidas y
verificar el
margen de error
1. Variable
Independie
nte
Medición de
consumo de
energía
Condición Inicial
Medición de
consumo de
energía en el lado
de Baja Tensión
Kilowatt
hora
Condición Final
Medición de
consumo en el
lado de MT a
través de
transformador
mixto de medida
de tensión y
corriente
Kilowatt
hora
2. Variable
Dependien
te
Pérdidas de
Energía no
aprovechada
Porcentaje de
corriente no
registrado
respecto a la
carga total
Amperios
Porcentaje de
Potencia no
registrada
Kilowatt
63
respecto al factor
aplicado
conforme a la
Norma
“Opciones
tarifarias y
condiciones de
aplicación de
tarifas a usuario
final”
energía
eléctrica
Porcentaje de
energía no
registrada
respecto al
consumo total
Kilowatt
hora
Fuente: Elaboración Propia
64
CAPÍTULO III
METODOLOGIA DE INVESTIGACION
3.1. TIPO DE INVESTIGACION:
El tipo de investigación desarrollada en la presente tesis es del tipo aplicada, dado que se
centrará en la resolución de problemas en un contexto determinado, busca emplear y/o
aplicar conocimientos con el fin de implementar al área de trabajo para mejorar indicadores
en la empresa.
3.2. NIVEL DE INVESTIGACION:
65
El nivel de investigación explicativo se ajusta mejor al trabajo presentado por ser un estudio
de causa-efecto. En este tipo de investigación el control estadístico el multivariado con la
finalidad de descartar asociaciones casuales, fortuitas o aleatorias entre las variables.
3.3. METODOS DE INVESTIGACION:
El método de investigación, dada las características del trabajo, es del tipo Descriptiva –
Experimental.
3.4. POBLACION Y MUESTRA:
Suministros mayores con contrato de entrega en media tensión de la U.N. Ayacucho
de la empresa distribuidora Electrocentro S.A.
Base de datos del histórico de consumos, facturación y cuenta corriente del
suministro.
Recibos de consumo de energía del suministro
Base de datos del stock de materiales de Electrocentro S.A. U.N. Ayacucho
Balance de energía mensual por Unidad de Negocio de Electrocentro S.A.
3.5. INSTRUMENTOS DE RECOPILACION DE DATOS
66
Tabla 2: Instrumentos de Recopilación de Datos
VARIABLE TECNICA INSTRUMENTO
Clientes mayores en
Media Tensión
Recopilación de Datos Base de datos del
Sistema NGC de
Electrocentro S.A.
Histórico de
consumos,
facturación, cuenta
corriente
Recopilación de Datos Base de datos del
Sistema NGC de
Electrocentro S.A.
Recibos de consumo
de energía
Recopilación de datos Base de datos del
Sistema NGC de
Electrocentro S.A.
Stock de Materiales de
la U.N. Ayacucho de
Electrocentro S.A.
Recopilación de datos Ms Excel
Balance de Energía
por Unidad de
Negocio
Recopilación de datos Ms Excel
Fuente: Elaboración Propia.
3.6. TECNICA DE PROCESAMIENTO Y ANALISIS DE DATOS
Tabla 3: Técnica de Procesamiento y Análisis de Datos
PROCESAMIENTO DE
DATOS
TECNICA INSTRUMENTO
Promedio de facturación
mensual al suministro
Calculo Ms. Excel
67
Facturación real después
del cambio de trafomix
del suministro
Base de datos Sistema NGC de
Electrocentro S.A.
Calculo de porcentaje de
pérdidas en la gestión de
clientes mayores
Calculo Ms. Excel
Calculo de porcentaje de
pérdidas a nivel de
Unidad de Negocio
Calculo Ms. Excel
Fuente: Elaboración Propia.
3.7. INSTALACIÓN DE TRANSFORMADOR MIXTO DE MEDIDA EN EL
SUMINISTRO 77773719
3.7.1 ANTECEDENTES:
En cumplimiento al contrato N° GR-095-2018/ELCTO celebrado entre la empresa
Electrocentro S.A. y Consorcio Mantaro y en referencia a la Resolución Directorial
N° 16-2018-EM/DGE de la Norma de Calidad de los Servicios Eléctricos, la U.N.
Ayacucho programo el trabajo de Instalación de un Transformador Mixto para
Medida en el suministro 77773719.
68
3.7.2 OBJETIVO:
El objetivo de la instalación de un trafomix en la Asociación de los Testigos de
Jehová, titular del suministro 77773719, es el de poder realizar la correcta toma de
lectura mensual, asimismo permitirá sincerar las pérdidas de energía por la medición
en el lado de Baja Tensión.
3.7.3 ALCANCES:
La actividad programada se realizará en el suministro 77773719 perteneciente a la
Asociación de los Testigos de Jehová. Se aperturara el seccionamiento I410868
dejando sin servicio a la subestación E435920 (suministro 77773719 – zona de
trabajo).
3.7.4 DESCRIPCION DEL PROYECTO:
3.7.4.1 Datos del Suministro y Ubicación:
Datos Generales del Suministro:
Suministro: 77773719
69
Titular: Asociación de los Testigos de Jehová
Documento RUC: 20160048043
Dirección: Bq. Canaán Alto N° A1-3 Centro Ayacucho
Ubicación: [050101] Ayacucho / Huamanga / Ayacucho
Empresa: Electrocentro S.A.
Unidad de Negocio: Ayacucho
Datos del Contrato:
Nro. Contrato: 75100092161
Fecha Inicio: 26/04/2016
Potencia Contratada: 39.00
Modalidad: Variable
Tarifa: MT2
Tipo Conexión: Trifásica
Tipo Acometida: Aérea
Tensión Nominal: 22.9/13.2 Kv – MT
Datos Técnicos:
EE Conectado: E401262 – SED E401262
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EE Padre: I400419 – Secc I400419
EE Representativo: A4008
Sistema Eléctrico: (2645) SE 0161 – Ayacucho Rural
Factor de transformación: 1.0000
Sector Típico: ST4 – Sector Típico 4
Medidor Serie: 2815939
Marca/Modelo: ELSTER A1830 RALN s200 (1-10 A) 4h
Año Fabricación: 2015
Ubicación:
Geográficamente el proyecto de instalación de trafomix está ubicado en la zona de
Canaán Alto, Huamanga Ayacucho.
3.7.4.2 Fecha y Hora:
Corte de servicio: Día 04/10/2019 (con corte de servicio en MT de 06:00 a 12:00
horas) aperturando el Secc. I410868 – Alimentador A4008
3.7.4.3 Actividades específicas:
71
Los trabajos que se indican líneas abajo serán ejecutados de manera minuciosa,
siendo estas verificadas en todo momento por personal supervisor de la empresa
Electrocentro S.A.
ANTES:
- El supervisor de Clientes Mayores de la contratista conjuntamente con el
técnico responsable, identificaran el montaje del transformador.
- Se elaborará una ficha de inspección visual.
- La concesionaria procederá a generar la OT por instalación de Trafomix, y
alcanzar los materiales requeridos.
- La concesionaria deberá informar al usuario sobre el corte del suministro de
energía eléctrica.
DURANTE:
- El ingeniero encargado de la contratista tendrá a su cargo iniciar y velar por
las siguientes actividades:
Charla de 5 minutos
Identificación de peligros, evaluación de riesgo y control (IPERC)
Procedimiento Escrito de Trabajo Seguro (PETS)
Permiso de Trabajo de Alto Riesgo (PETAR)
Verificación de EPPs (Check List)
- Se procederá a desenergizar el suministro de energía eléctrica.
72
- Se montará el Transformador Mixto de medida
- Se conectará el medidor multifunción de marca ELSTER modelo
A1830RALN de Serie 2815939 Tipo Electrónico.
- Precintado de caja porta medidor
- Pintado (repintado) y Suministrado de caja porta medidor
DESPUES:
- La contratista deberá actualizar los datos al NGC del Trafomix instalado.
- La contratista entregara el acta de intervención del suministro.
3.7.4.4 Cronograma de Actividades:
Trabajo Programado con Corte de Energía el 04/10/2019, ejecución de las
actividades programadas en el horario indicado líneas arriba.
Tabla 4: Cuadro de Actividades del día 04/10/2019 de la Instalación de Trafomix
ACTIVIDADES CON CORTE PROGRAMADO 04/10/2019
HORARIO DESDE 06:00 HASTA 12:00 HORAS
ALIMENTADOR A4008
1 04/10/19 Charla de seguridad, check list, evaluación de
riesgos y permiso de trabajo
05:30 06:00
2 04/10/19 traslado de los grupos a los puntos de trabajo 06:00 06:15
73
F
u
e
n
t
e
:
Fuente: Elaboración propia
3.7.4.5. Materiales, Herramientas y Equipos:
a) MATERIALES:
Tabla 5: Materiales Requeridos para instalación de Trafomix
ITEM DESCRIPCION UM CANT.
1 Trafomix trifásico 22900/220V, 2.5/5A Und 01
2 Terminales Und 6
Fuente: Elaboración Propia
b) HERRAMIENTAS Y EQUIPOS
3 04/10/19 Apertura de secc. I410868, revelado de tensión
y aterramiento en coordinación con ELCTO 06:15 06:45
4 04/10/19 Instalación del Trafomix 07:00 11:00
5 04/10/19 Conexionado del Medidor Multifunción al
trafomix 10:30 11:00
6 04/10/19 Limpieza del área de trabajo, retiro de
aterramiento 11:00 11:30
7 04/10/19 Cierre de permiso de trabajo y reposición de
Secc. I410868. 11:30 12:00
74
Tabla 6: Herramientas y Equipos Requeridos para instalación de Trafomix
ITEM DESCRIPCION UM CANT.
1 Tirfor 1/2 Ton. Und 01
2 Polea para Cable de Acero Und 02
3 Eslinga ½ Ton. Und 01
4 Soga 1/2 M 25
5 Tierra temporaria Und 1
Fuente: Elaboración Propia
3.7.4.6 Aspectos de Seguridad:
Identificación de Riesgos Potenciales y Medidas de Control
Para dar inicio a las actividades, el supervisor de la contratista debe de proporcionar
de los recursos y herramientas necesarias para la ejecución de las actividades,
siendo necesarias la charla de inducción, inspección a las herramientas, equipos de
protección y movilidad.
Para iniciar el trabajo de actividades designadas, se deberá contar con la Orden de
Trabajo y Plan de trabajo previsto por Electrocentro S.A. luego se procederá a
efectuar los trabajos.
Antes de realizar el trabajo, el personal deberá verificar el estado de las
herramientas y equipos de protección personal.
El personal está en la obligación de realizar la evaluación de riesgos en campo,
como cajas porta medidor energizadas, poste fisurado, redes secundarias cerca de
redes primarias, daños a terceros por caída de objetos y otros.
75
Es obligación del personal colocar los cercos de señalización para evitar el ingreso
de terceros al área de trabajo.
Una vez terminado la actividad el personal dejara el área de trabajo limpio para
luego realizar el reporte de actividades al supervisor encargado del área.
Figura 17: Fotografía del seccionamiento I410868 antes del punto de entrega de energía al
suministro 77773719.
Fuente: Elaboración Propia
Seccionamiento
I410868 a
aperturar para
realizar los
trabajos.
76
3.8. CALCULO DE INVERSION POR INSTALACION DE TRAFOMIX EN EL
SUMINISTRO 77773719
El costo por instalación de un transformador mixto para el suministro 77773719 se
resume en el cuadro siguiente:
Tabla 7: Costo de inversión de instalación de trafomix
Fuente: Elaboración propia
Es preciso señalar que para la elaboración del cuadro anterior se tuvo en cuenta los
costos y detalles del sistema comercial de Electrocentro S.A. Sistema Optimus NGC.
Se debe tener en cuenta lo siguiente:
77
No se considero el costo del Medidor Electrónico Trifásico Multifunción dado
que se instaló el mismo medidor utilizado anteriormente, sin embargo, se
reinicializó para el control mensual.
No se considera el costo por murete, picado de nicho, picado de vereda, etc., y
demás actividades para la ubicación del medidor, dado que es un costo
asumido íntegramente por el usuario.
No se considera gastos de mantenimiento ya que, es responsabilidad del
usuario, mantener en optimas condiciones los sistemas de protección del
trafomix instalado.
3.9. CALCULO DE LA FACTURACION PROMEDIO DEL SUMINISTRO
77773719
Se procederá al cálculo de la facturación promedio para el mes de octubre bajo dos
escenarios, el primero teniendo la medición en baja tensión con medición de
transformadores reductores de corriente de 200/5 A. con un factor de 40 sin tomar en
cuenta el recargo por pérdidas en transformación, y el segundo escenario se simula la
facturación del consumo teniendo en cuenta el factor utilizado anteriormente
(41.6364).
78
El consumo para el mes de octubre para la simulación se obtendrá del promedio de
consumo de los 6 últimos periodos comerciales anteriores a octubre 2019, la misma
que se muestra a continuación:
Figura 18: Histórico de consumos (EAT, EHP y EFP) del suministro 77773719 de 6 meses anteriores a
octubre 2019
Fuente: Electrocentro S.A.
Figura 19: Histórico de consumos (ER, PHP y PFP) del suministro 77773719 de 6 meses anteriores a
octubre 2019
Fuente: Electrocentro S.A.
3.9.1. Simulación de facturación de Octubre 2019 con factor 40:
De los cuadros anteriores, se obtiene el promedio de consumo de 6 meses antes de octubre
2019, mostrados a continuación:
79
Energía Activa Total: 3148.9466 kWh
Energía Activa Hora Punta: 1415.2000 kWh
Energía Activa Hora Fuera de Punta: 1733.7466 kWh
Energía Reactiva: 0 Kvar
Potencia Hora Punta:10.76 kW
Potencia Hora Fuera de Punta: 12.32 kW
La tarifa vigente para el mes de octubre 2019 es la siguiente:
Figura 20: Tarifa vigente a octubre 2019 para la tarifa MT2
Fuente: Pliego Tarifario del Osinergmin vigente del 04/10/2019
Simulando la facturación de octubre 2019 para la condición en que no se hubiera realizado
la instalación del trafomix y sin considerar el factor de pérdidas por transformación:
80
Figura 21: Parámetros necesarios para simulación de facturación con factor 40
Fuente: Elaboración Propia
Figura 22: Simulación de facturación en tarifa MT2 con factor 40.
Fuente: Elaboración Propia
Figura 23: Simulación de la Calificación y otros cargos a facturar con factor 40
Fuente: Elaboración Propia
81
Resultados:
Se tiene entonces una facturación para el mes de octubre 2019 sin aplicación del factor por
pérdidas de transformación, el monto siguiente:
Figura 24: Costo de facturación simulada en la tarifa MT2 con factor 40
Fuente: Elaboración Propia
3.9.2. Simulación de facturación de Octubre 2019 con factor por pérdidas de
transformación (41.6364):
Para esta condición, se obtiene el promedio de consumo de 6 meses antes de octubre 2019,
considerando el factor por pérdidas de transformación, siendo estos los siguientes:
Energía Activa Total: 3277.77 kWh
Energía Activa Hora Punta: 1473.0958 kWh
Energía Activa Hora Fuera de Punta: 1804.6742 kWh
Energía Reactiva: 0 Kvar
Potencia Hora Punta:11.2002 kW
Potencia Hora Fuera de Punta: 12.8240 Kw
La tarifa vigente para el mes de octubre 2019 es la siguiente:
82
Figura 20: Tarifa vigente a octubre 2019 para la tarifa MT2
Fuente: Pliego Tarifario del Osinergmin vigente del 04/10/2019
Simulando la facturación de octubre 2019 para la condición en que no se hubiera realizado
la instalación del trafomix:
Figura 25: Parámetros necesarios para simulación de facturación con factor diferente de 40
Fuente: Elaboración Propia
83
Figura 26: Simulación de facturación en tarifa MT2 con factor diferente de 40.
Fuente: Elaboración Propia
Figura 27: Simulación de la Calificación y otros cargos a facturar con factor diferente de 40
Fuente: Elaboración Propia
Resultados:
Se tiene entonces una facturación para el mes de octubre del 2019 aplicándose el factor por
pérdidas de transformación, cuyo monto es el siguiente:
Figura 28: Costo de facturación simulada en la tarifa MT2 con factor diferente de 40
Fuente: Elaboración Propia
84
CAPÍTULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACION
4.1. PRESENTACION DE DATOS Y RESULTADOS
Teniendo en cuenta que en el Capítulo 3 se vio el proceso de instalación de trafomix en el
suministro 77773719, así como también se analizó las facturaciones anteriores del
suministro en cuestión; dado que el suministro desde su inicio de contrato en el año 2016,
se realizó la medición en el Lado de Media Tensión, y que, en el año 2017, por avería del
trafomix, se pasó a la medición en el Lado de Baja previa instalación de 3 trasformadores
reductores de corriente de relación 200/5. Se procederá a analizar la facturación real
emitida para el mes de octubre 2019 al suministro 77773719 habiendo instalado el trafomix
y con la medición en el lado de Media Tensión a través del medidor multifunción
reubicado.
85
Figura 29: Recibo por consumo de energía del suministro 77773719
Fuente: Electrocentro S.A.
86
De la figura anterior se observa que, para la facturación del mes de octubre 2019, se tiene
un nuevo factor de medición de 52.0455, ya que la relación de tensión del trafomix
instalado es de 22.9/0.22Kv mientras que la relación de corriente es de 2.5/5A:
𝑭𝒂𝒄.𝑴𝒆𝒅𝒊𝒄𝒊𝒐𝒏 =𝟐𝟐. 𝟗
𝟎. 𝟐𝟐𝒙𝟐. 𝟓
𝟓= 𝟓𝟐. 𝟎𝟒𝟓𝟓
A continuación, se muestra cuadro comparativo con la facturación simulada al suministro
77773719 para el periodo de octubre, comparado con la factura real emitida teniendo en
cuenta que la medición se realizó en el lado de Media Tensión:
Tabla 8: Cuadro comparativo de la facturación simulada y real
Fuente: Elaboración propia
Se observa que, la distribuidora facturó un 63.2 % en energía más que el promedio de 6
meses anteriores a octubre 2019, energía que se estaba perdiendo por transformación y las
pérdidas en las líneas desde el punto de entrega de energía hasta el medidor.
El siguiente cuadro muestra la comparación monetaria facturada por medición en MT al
suministro y los costos de inversión por la instalación del transformador mixto:
87
Tabla 9: Cuadro comparativo de la facturación en los meses siguientes
Fuente: Elaboración Propia
Se aprecia que en las facturaciones hasta el séptimo mes se tiene un saldo negativo, el
mismo que se revierte para el octavo mes, por lo que, desde el punto de vista económico, se
recupera lo invertido en 8 (ocho) meses aproximadamente.
Sin embargo, es preciso señalar que la empresa distribuidora, cuenta con los materiales
descritos en la tabla 3.7 para trabajos de mantenimiento de los clientes de la cartera mayor,
respecto a la mano de obra, Electrocentro S.A. tiene contrato vigente con la empresa
Consorcio Mantaro, en la cual se tiene la partida de instalación de Transformadores Mixtos
para medida, en ese sentido, lo analizado respecto al recupero de inversión se torna
innecesario.
Por último, teniendo en cuenta el porcentaje de variación del consumo de energía por
medición en el lado de MT y teniendo el dato de la cantidad de usuarios (41) con contrato
de entrega en Media Tensión que son medidos en BT, podremos deducir una cantidad de
energía que se puede recuperar en caso se realice la medición a estos usuarios en el lado de
MT, este recupero influirá al balance de energía mensual de la empresa Electrocentro S.A.,
por lo que se tiene el cuadro siguiente:
88
Tabla 10: Cuadro de 41 suministros con medición en BT simulando una facturación en MT
Fuente: Elaboración Propia
Del cuadro anterior se desprende que, teniendo la variación de consumo y facturación del
suministro 77773719, para el mes después de la instalación del trafomix, y teniendo que 41
suministro en MT están siendo medidos en BT; se tiene una cantidad de 240,477 kWh
equivalentes a S/. 152,869 de pérdidas de energía que afectan los indicadores de pérdidas
de energía en la U.N. Ayacucho de la empresa Electrocentro S.A.
89
4.2. PROCESO DE PRUEBA DE HIPOTESIS
La Hipótesis general del trabajo estuvo enmarcada en estudiar la variación de consumo y
facturación de un suministro con contrato en Media Tensión medida en el lado de BT,
verificándose las pérdidas de energía para la empresa distribuidora.
En ese sentido, los resultados del proyecto muestran que, al realizar la medición en el lado
de Baja Tensión, la empresa Electrocentro S.A. asume pérdidas en el transformador de
potencia sumada a las pérdidas en las líneas y otros, por lo que la hipótesis planteada de
realizar la medición en el lado de Media Tensión responde al problema general.
4.3. DISCUSION DE RESULTADOS
El objetivo del presente trabajo fue el de ver que tan viable es realizar el plan de trabajo,
coordinación y ejecución de la instalación de un trafomix para medición en el lado de
Media Tensión a clientes mayores, con el fin de no asumir pérdidas de energía después del
punto de entrega de energía.
Asimismo, teniendo un caso evaluado, se generalizó para los 41 suministros MT en la U.N.
Ayacucho que vienen siendo medidos en el lado de Baja Tensión, teniendo un saldo
favorable importante de energía que la empresa Distribuidora facturaría mejorando los
indicadores de pérdidas de energía a nivel de unidad de negocio.
90
CCOONNCCLLUUSSIIOONNEESS
1. El proyecto realizado en el presente trabajo demostró que las pérdidas de energía por
la no medición en el lado de media tensión son totalmente diferentes al factor de
transformación considerada en la Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de
Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”.
2. La energía dejada de facturar por medición en el lado de BT a usuarios MT, es del
63.2%, lo que representa una cantidad importante de energía, si bien es cierto, este
porcentaje no es una regla general, se está seguro que las pérdidas por transformación
y de la línea desde el punto de entrega hasta el medidor es mayor al 2.5% considerada
por Norma, por lo que es conveniente para la empresa Distribuidora, instalar sistemas
de medición a fin de sincerar el consumo de los clientes en Media Tensión.
3. El costo de inversión para instalación de sistemas de medición es justificado con las
facturaciones siguientes, sin embargo, también se aclaró que la empresa Distribuidora
destina parte de su presupuesto anual, los materiales tales como el trafomix y demás
componentes para instalaciones nuevas, instalaciones, reemplazos, etc, por lo que,
resulta más importante mejorar los indicadores de pérdidas en la U.N. Ayacucho.
91
RREECCOOMMEENNDDAACCIIOONNEESS
1. Se recomienda realizar la instalación de los equipos de medición (Trafomix y
medidor multifunción) necesarios a la totalidad de clientes mayores de la empresa
Electrocentro S.A., esto permitirá sincerar las pérdidas de energía en la empresa a
nivel general.
2. A fin de cuantificar de manera más precisa las perdidas por transformación, se
recomienda evaluar también el transformador de distribución del usuario y la
distancia que recorre la línea desde el punto de entrega hasta el medidor en el Lado
de Baja Tensión, de esa manera se cruzaría la información con las facturaciones
posteriores a la instalación del trafomix.
3. Se recomienda que el estudio presentado en esta tesis, se realice a diferentes
usuarios con procesos productivos distintos, ya que ello también influye en las
facturaciones de estos clientes.
92
BBIIBBLLIIOOGGRRAAFFÍÍAA
[1.] Pérdidas de Potencia en los Transformadores. Autores: Luis Zhunio, Adrian
Moscoso, Kevin Jaramillo de la Universidad Politecnica Salesiana.
[2.] https://es.scribd.com/doc/223935719/Trafomix-Clase
[3.] Resolución de Consejo Directivo del Organismo Supervisor de la Inversión en
Energía y Mineria OSINERGMIN N° 206-2013-OS/CD Norma “Opciones
Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”
[4.] Ing. Alberto Tama Franco (MGE, MBA Asesor de la Gerencia General de la
Corporación Eléctrica del Ecuador), REVISTA CRIEEL ed. 33
[5.] Facebook.com/AllAboutEEE, electricosaficionados.blogspot.com