METODOLOGIA DE CALCULO METODOLOGIA DE CALCULO

DE PERDIDAS TECNICAS EN DE PERDIDAS TECNICAS EN

REDES DE DISTRIBUCIONREDES DE DISTRIBUCION

NIVEL DE PERDIDAS TECNICAS. CONCEPTOS NIVEL DE PERDIDAS TECNICAS. CONCEPTOS QUE LAS AFECTANQUE LAS AFECTAN

Arquitectura de la Red de BT y MT

Cantidad de circuitos de BT y MT

Radios de distribución de BT y MT (extensión de circuito)

Sección de conductores empleados

Modulo de transformación MT/BT empleados y nivel de carga

Perfiles de demanda de cada etapa de distribución

Por expresiones matemáticas generales que reflejen la red y su carga mediante circuitos típicos y factores de corrección.

Por aplicaciones de cálculo sobre la documentación de red real informatizada.

METODOLOGIAS DE CALCULO POSIBLESMETODOLOGIAS DE CALCULO POSIBLES

La aproximación de los cálculos de pérdidas depende:

Del grado de fidelidad que guarde el modelo de red utilizado respecto de la red real

De la calidad de datos disponibles sobre el estado de carga y factor de potencia de los distintos elementos de la red

CALCULO POR EXPRESIONES MATEMATICAS CALCULO POR EXPRESIONES MATEMATICAS GENERALESGENERALES

Ventajas

Requiere una menor cantidad de datos de red y de demanda

Permiten asociar las variaciones de pérdidas con la evolución de la red.

Facilita el análisis de evolución de las pérdidas en etapa de planificación.

Facilita el análisis global de resultados.

Desventajas:

El valor obtenido representa una cota global de un conjuntos de instalaciones, no un valor preciso por instalación

Es una metodología que se adapta a la realidad de las redes de distribución

CALCULO MEDIANTE APLICACIONES CALCULO MEDIANTE APLICACIONES INFORMATICASINFORMATICAS

Ventajas

Se efectúan los cálculos sobre la red real.

Desventajas

Necesidad de disponer red totalmente informatizada (en redes de distribución: gran cantidad y variedad de circuitos)

Se debe conocer la demanda de cada instalación (no siempre se dispone).

Se requiere un importante tiempo para el procesamiento, y se pierde la visión global.

Persisten imponderables de cálculo ( asimetrías, asimultaneidades de carga).

Su aplicación es natural en redes de AT por el grado de informatización de la red y disponibilidad de cargas

Su aplicación es natural en redes de AT por el grado de informatización de la red y disponibilidad de cargas

La metodología se basa en la obtención de las pérdidas en circuitos promedio con arquitectura de red típica, aplicandoles factores de corrección para valorar el impacto de la dispersión de cargas, extensiones, y condiciones de explotación.

Los circuitos se modelaron tomando:

Red MT: por Area geográfica, por SE y tipo de alimentador (aéreo, mixto y subterráneo)

Centros MT/BT: por Area geográfica y potencia de transformador

Red BT: por Area geográfica, potencia de transformador y tipo de red (aérea convencional y preensamblada y subterránea)

Los datos de cantidad de instalaciones, potencias, secciones y longitudes fueron extraídos de bases de datos de instalación.

METODOLOGIAS DE CALCULO POR METODOLOGIAS DE CALCULO POR EXPRESIONES MATEMATICAS Y CIRCUITOS EXPRESIONES MATEMATICAS Y CIRCUITOS

TIPICOS TIPICOS

FUENTES DE DATOSFUENTES DE DATOS

Datos de energía comprada, energía vendida y porcentajes de energía de pérdidas.

Registros de carga máxima anual y energía por SSEE AT/MT (de SACME).

Registros de carga de alimentadores (extractados de la Base de Cargas actualizada por el centro de control).

En centros de transformación MT/BT (CT) y salidas de BT mediante la vinculación cliente-red, la energía anual vendida y curvas de demanda típica por segmento tarifario se estima la demanda máxima.

Bases de datos de potencia instalada en centros de transformación y cantidad de circuitos BT, cantidad de circuitos de MT por subestación, extensión de líneas y cables de cada circuito MT y BT por sección de conductor.

Caracterización de la red

Se obtienen circuitos típicos por ET en función de sus características: subterránea, mixta, aérea.

Se definen secciones de conductor características.

Caracterización de la demanda de la carga del alimentador.

Se asigna una demanda máxima promedio por alimentador y luego aplica factor de dispersión, o se evalúa con la propia.

Se considera demanda distribuida uniforme a partir de una dada extensión de salida desde la SE (ubicación típica de primer transformador MT/BT)

PERDIDAS EN RED PERDIDAS EN RED MTMT

RED SUBTERRANEA MT

Arquitectura anillo principal

Sección de conductor homogénea promedio

RED AEREA MT

Radial con ramales

Alimentación Aérea:

Troncal Primer tramo con corriente uniforme parte subterránea y parte troncal aérea

Resto de troncal con corriente decreciente y sección uniforme

Ramales de menor sección, con cantidad típica por km de troncal

Alimentador mixto: Primer tamo y parte del resto de troncal subterránea

PERDIDAS RED MT. EXPRESIONES UTILIZADASPERDIDAS RED MT. EXPRESIONES UTILIZADAS

r1Si: Resistencia promedio del conductor de primer segmento de troncal.

rTi: Resistencia promedio del conductor del resto de troncal.

rri: Resistencia promedio del conductor de ramales.

LSi: longitud del conductor de primer segmento de troncal.

LTi: longitud total de troncal por alimentador típico “i” de la SE.

Lrt: longitud de ramales total por alimentador típico “i” de la SE.

Ial: corriente máxima promedio por alimentador de la SE.

kr: factor de incidencia de carga en ramales respecto de la total de alimentador.

nr: número de ramales por alimentador típico “i”.

Ni: cantidad de alimentadores asignados al circuito típico “i” de la SE.

Teq: tiempo equivalente de pérdidas de la SE.

Kdse: factor de corrección por diferencias entre cargas de las salidas de SE.

RED DE MEDIA TENSIÓNRED DE MEDIA TENSIÓN

Tiempo de utilización y equivalente por SE si no se dispone registro de cargas:

Con la energía anual por subestación, su potencia máxima (MVA), y un factor de potencia estimado calculándose el tiempo de utilización con la siguiente expresión:

.cosS

E

SEmax

SE anualSETu

El tiempo equivalente medio de perdidas resulta menor dada la asimultaneidad de cargas máximas respecto de la SE:

FsTuTu SEal

El tiempo de utilización por alimentador se obtuvo :

Corriente máxima por alimentador

La corriente máxima promedio efectiva por alimentador M.T. puede determinarse con la siguiente expresión:

3 USSE

N FsSEmáx

S k

max alI

Donde:

Smax SE: es la potencia máxima de la SE

NS SE: es la cantidad de salidas de la SE

U: es la tensión nominal

Fs : es el factor de simultaneidad de alimentadores. Si se dispone registro de corrientes máximas de alimentadores de SE se puede determinar mediante la expresión anexa

kdse: es el factor de corrección del promedio cuadrático de corrientes

Donde N es la cantidad de registros de carga por año, y Smáx es la potencia máxima anual registrada en condiciones operativas normales:

Tiempo equivalente y de pérdidas por alimentador:

Si se dispone de los registros horarios de carga por SE del año se pueden calcular los tiempos de utilización y el tiempo equivalente de pérdidas con las siguientes expresiones:

FACTORES QUE INFLUYEN EN LAS PERDIDAS EN CCTT:

Tiempo equivalente de pérdidas.

Nivel de carga promedio, dispersión.

Perdidas totales y relación entre pérdidas en cobre y hierro a potencia nominal (típica Pcu/Pfe=5/1)

PERDIDAS EN CENTROS DE TRANSFORMACIONPERDIDAS EN CENTROS DE TRANSFORMACION

Pérdidas porcentuales a potencia nominal

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

0 200 400 600 800 1000

Potencia nominal (kVA)

Pér

did

as t

ota

les

Potencia(kVA)

Pérdidas en el hierro

(W)

Pérdidas en el cobre(W)

5 30 160

10 45 290

16 88 502

25 122 608

40 180 1050

63 230 1450

100 350 1750

160 475 2400

200 600 3000

315 850 4250

500 1200 6000

800 1600 8000

1000 1900 9500

ESTIMACION DE PERDIDAS EN UN CENTRO DE TRANSFORMACION

87602CT fecu PTeqPE Fc

FACTOR DE CARGA PROMEDIO POR FACTOR DE CARGA PROMEDIO POR MODULO DE TRANSFORMACIONMODULO DE TRANSFORMACION

Los factores de carga promedio para cada módulo de transformación se determinaron con la expresión:

Donde:Pmax i, j: es la demanda máxima en kW de un transformador en particular “j” de módulo S i. Se estimó a partir de la energía facturada por tarifa mediante la expresión:

kaj: factor para ajustar el factor de carga promedio total del área de estudio, evaluado a través del balance de potencias.

FACTOR DE CARGA promedio urbano a

partir de datos globales

EZona: Energía total de la zona.EZonaMT: Energía clientes y usuarios de MT.Tu: Tiempo de utilización de la zona.PDRzona: Potencia máxima demandada clientes ruralesSCTUR: Potencia instalada transformadores urbanos (en gral. >63 kVA).

cos.CTUR

DRzonaMTzonazona

CTc S

PTu

EE

F

FACTOR DE CARGA promedio urbano determinado por las estimaciones de energía

Se debe elegir el factor de ajuste para que ambos sean iguales

TIEMPO EQUIVALENTE DE PERDIDAS POR MODULO DE ULTILIZACION

El tiempo de utilización de un grupo de clientes depende en forma inversa de la simultaneidad

A menor número de clientes el factor de simultaneidad es menor, entonces el tiempo utilización es menor, esto implica que los módulos menores tienen menor tiempo utilización

ESTIMACIÓN DE TIEMPO EQUIVALENTE DE PÉRDIDAS A ESTIMACIÓN DE TIEMPO EQUIVALENTE DE PÉRDIDAS A NIVEL CT NIVEL CT

A efectos que la suma de la energía circulante por los CT y los tiempos de utilización resulten iguales a los del área de estudio, se efectúa un ajuste general de los factores de carga y de los tiempos de utilización aplicados por módulo y tipo de CT.

El tiempo de utilización total del área de estudio se puede evaluar con la expresión siguiente:

Donde: EMT y PMT son la energía y potencia que ingresa a nivel MT.peMT% y ppMT% son las potencia y energía de pérdidas de la red MT.EVMT y PVMT son la potencia y energía vendida en MT.fCO MT es el factor de coincidencia entre las máximas demandas de los

clientes de MT

FACTOR DE CORRECCIÓN POR DISPERSIÓN FACTOR DE CORRECCIÓN POR DISPERSIÓN DE NIVELES DE CARGADE NIVELES DE CARGA

El factor se determinó a partir de la potencia máxima estimada por CT obtenida a partir de la energía vendida a los clientes de CT, mediante la expresión:

Donde FcJ,I es el factor de carga de un transformador “j” en particular, de módulo de potencia “i”, Ni es el número de transformadores de potencia “i”.

FACTOR DE CORRECCIÓN POR FACTOR DE CORRECCIÓN POR ASIMETRIA DE CORRIENTESASIMETRIA DE CORRIENTES

El factor de corrección que representa el aumento de las pérdidas debido a la asimetría y desequilibrio de corrientes de fase puede determinarse con registros de carga por fase de distintos CT, durante un tiempo de al menos 1 semana.

Para cada registro se determina:

La sumatoria de los cuadrados de las corrientes de fase, cifra representativa de las pérdidas reales en el cobre

El cuadrado de la media aritmética de las corrientes, que multiplicada por 3 representa en proporción las pérdidas en el cobre que se tendrían en condiciones simétricas.

Luego el factor de corrección se determina como el cociente de las sumatorias de las cifras antedichas para todos los registros del período, según la expresión:

Principales factores que influyen en su valor:

Cantidad de salidas.

Sección de los conductores de las salidas y del resto de la red.

Extensión de la red.

Ubicación descentrada del C.T.

Desbalances de carga entre salidas.

Asimetría de corrientes de fase (ejemplo: con corrientes entre 125% y 75% las pérdidas pueden incrementarse un 17%).

PERDIDAS EN RED BTPERDIDAS EN RED BT

CARACTERIZACIÓN DE LAS REDES BTCARACTERIZACIÓN DE LAS REDES BT

En cada caso se discriminó por módulo de transformación

•METODOLOGIA EMPLEADA

Se agrupan las redes BT según área típica, tipo de red (subterránea/aérea), módulo de CT, cantidad de salidas por módulo, secciones típicas y rangos de extensión de red.

En función de los factores carga, cantidad de salidas, potencia de CT se determina la corriente por salida y las pérdidas, aplicando factores de corrección determinados con los criterios siguientes:

Factor por diferencias de carga entre salidas

Representa el aumento de pérdidas por la imposibilidad de mantener todas las salidas igualmente cargadas.

DondePsjk es la potencia abastecida por la salida “j” del CT “k”, obtenida mediante una expresión similar a la aplicada para estimar la demanda de los CT.nsCTk es la cantidad de salidas del CT “k”.Finalmente el factor a aplicar para cada circuito típico (módulo y tipo de instalación) se determinó como valor medio de los obtenidos individualmente para ese grupo

EXPRESION EMPLEADA PARA LA ESTIMACION EXPRESION EMPLEADA PARA LA ESTIMACION DE PERDIDAS EN RED BT DE PERDIDAS EN RED BT

Corriente media por salida para el módulo de transformación “i”. Se obtiene mediante la expresión:

Donde:

: Resistencia por unidad de longitud de conductor de salida típica aplicada al módulo de transformación “i” y tipo de red.

sir

: Factor de simultaneidad salidas-CT

: Número de salidas promedio de un CT de módulo “i” tipo plataforma o cámara y red subterránea o aérea.

: Longitud de segmento de salida, adoptada igual a la longitud de media cuadra.

: Factor de resto de red.

: Factor de diferencia de cargas entre salidas.

: Factor de incremento de pérdidas por desequilibrio de corrientes de fases.

: Factor de excentricidad.

: Cantidad de CT de módulo “i” tipo plataforma o cámara y red subterránea o aérea.

: Tiempo equivalente de pérdidas a nivel de BT, determinado a partir de los tiempos de utilización por módulo a nivel CT, afectados por el factor de simultaneidad salidas/CT

ai: factor que depende del tipo de red (poco sensible al módulo de transformación)

Lriz: es la longitud de red BT promedio asociada a cada CT de módulo “i” de cada zona.

Factor por incidencia del resto de la redFactor por incidencia del resto de la red

Representa la relación entre pérdidas en la salida (mayor concentración ) y en el restoEste difiere para red subterránea y red aérea fundamentalmente porque la primera se desarrolla generalmente con sección uniforme y por ambos lados de vereda.

FACTOR DE EXCENTRICIDAD DE UBICACIÓNFACTOR DE EXCENTRICIDAD DE UBICACIÓN

Representa el aumento de pérdidas debido al desplazamiento del CT respecto del baricentro de carga del área que abastece.

Se determinó para cada tipo de red una curva del factor en función de la excentricidad, para distintas magnitudes de área abastecida, y diferentes desplazamientos manteniendo uniforme las cargas por salida.

Indicador de excentricidad:

FACTOR DE DESEQUILIBRIO DE CORRIENTES:FACTOR DE DESEQUILIBRIO DE CORRIENTES:

En un tramo determinado el incremento de pérdidas debido a desequilibrios resulta:

Se evaluó que con la cantidad de clientes el desequilibrio estadísticamente disminuye y se le asoció la longitud de la red:

PERDIDAS TECNICAS EN ACOMETIDA Y MEDICIONPERDIDAS TECNICAS EN ACOMETIDA Y MEDICION

n : Número de conductores con corriente: acometidas monofásicas 2, acometidas trifásicas 3.

rai : Resistencia por km de conductor de fase de acometida de tipo “i”.

Lai: Longitud promedio de acometida tipo “i”, determinada con la extensión total de traza por tipo de cable de acometida, cantidad de acometidas, y extensión adicional por recorrido en canalización y conexionados en pilar. Estos datos se extraen del reporte de sistema de documentación.

Nai: cantidad de acometidas de tipo “i”

TEQ i: Tiempo equivalente de pérdidas de la acometida, función del tiempo de utilización del conjunto de clientes asociados a la acometida.

kdc: factor por distribución no uniforme de cargas .

kd: factor por asimetría y desequilibrio (en acometidas trifásicas).

IMAi: es la corriente máxima promedio de acometida tipo “i”, determinada mediante la expresión:

Donde:

EcTi: energía por cliente de la tarifa correspondiente a la acometida tipo “i”.

ncai: número de clientes típico por acometida tipo “i”.

fs: factor de simultaneidad, función de la cantidad de clientes por acometida.

TuTi: tiempo de utilización individual por cliente asociado.

m: número de fases de la acometida.

Uf: tensión de fase.

La potencia de pérdidas simultánea de la etapa se obtiene mediante:

MEDIDORESMEDIDORES

Debido a la forma de conexión de los medidores, se han considerado las pérdidas en las bobinas voltimétricas, que están permanentemente conectadas.

La energía de perdida para cada tipo de medidor “i” se ha calculado con la expresión:

Donde:

Nºcli = Cantidad de clientes con el tipo de medidor “i”.

Tp = es el tiempo de perdidas igual al total del año (8760 h) por ser la conexión permanente.

PPCV = pérdidas en potencia en el circuito voltimétrico por cada medidor monofásico o trifásico, o en el circuito electrónico, según corresponda.

EJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CENTROS MT/BTEJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CENTROS MT/BTPlataforma

Potencia [kVA]Cantidad de

trafosFc medio

K dispersión de carga

P Fe nominal P Cu nominal P Fe [kW] P Cu [kW] E Fe [kWh] E Cu [kWh]pérdidas potencia

[kW]pérdias energía

[kWh]5 48 0,37 2,11 0,03 0,16 1,44 2,25 12.614 5.195 3,69 17.809

10 186 0,28 2,71 0,04 0,29 8,37 11,32 73.321 26.121 19,69 99.44216 195 0,41 1,99 0,06 0,39 11,70 26,16 102.492 60.345 37,86 162.83725 109 0,42 1,76 0,16 0,60 17,44 20,33 152.774 46.892 37,77 199.66740 137 0,40 1,85 0,20 0,90 27,40 36,29 240.024 83.714 63,69 323.73850 1 0,07 1,00 0,21 1,25 0,21 0,01 1.840 15 0,22 1.85563 249 0,44 1,77 0,27 1,35 67,23 118,05 588.935 272.334 185,28 861.269100 114 0,60 1,53 0,35 1,75 39,90 111,67 349.524 257.619 151,57 607.143150 1 1,57 1,00 0,46 2,32 0,46 5,81 4.062 13.403 6,27 17.465160 189 0,85 1,26 0,50 2,50 94,50 440,77 827.820 1.016.829 535,27 1.844.649200 134 0,76 1,31 0,60 3,00 80,40 311,09 704.304 717.666 391,49 1.421.970250 2 0,70 1,19 0,70 3,50 1,40 4,12 12.264 9.515 5,52 21.779300 5 0,90 1,19 0,80 4,01 4,01 19,85 35.144 45.782 23,86 80.926315 326 0,90 1,19 0,85 4,25 277,10 1.370,72 2.427.396 3.162.131 1.647,82 5.589.527400 1 0,90 1,13 1,00 5,00 1,00 4,66 8.760 10.747 5,66 19.507500 581 0,90 1,13 1,20 6,00 697,20 3.247,88 6.107.472 7.492.588 3.945,08 13.600.060630 3 0,77 1,10 1,25 7,25 3,75 14,51 32.850 33.467 18,26 66.317750 3 0,77 1,10 1,40 8,12 4,20 16,25 36.792 37.483 20,45 74.275800 61 0,77 1,10 1,60 8,00 97,60 325,50 854.976 750.893 423,10 1.605.869

1000 3 0,60 1,17 1,90 9,50 5,70 12,39 49.932 28.587 18,09 78.519Total general 2.348 1 2 1 3 1.441 6.100 12.623.296 14.071.326 7.541 26.694.622

Longitud promedio [km] PPERD EPERD

Tipo de alimentador

Cantidad1° Segmento

cableTroncal Cable

Troncal Aéreo

Ramal IAL [A] [kW] % resp. SE [MWh]% resp. Alim.

% resp. SE

MIXTO 14 1,10 1,77 5,21 1,23 220,38 1.342,17 1,9% 4.694,53 1,494% 1,3%AÉREO 2 0,58 0,00 6,45 0,91 203,15 191,57 0,1% 670,05 1,492% 0,2%

Total 1.533,74 2,0% 5.364,58 1,5%

EJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN LINEAS MTEJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN LINEAS MT

EJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN LA RED BTEJEMPLO DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN LA RED BT

Tipo Potencia Cantidad de CTCantidad de salidas

Total

Cantid sal a red

gral/CTFc Fs sal IMedia sal r salida

L red total

(km)Long/salidas

Kdiferencia de carga k desequilibrio kresto de red k excentricidad P P [kW] T eqE P red BT

[kWh]

100 112 155 1,38 0,60 0,95 62,67 0,56 127,17 0,82 1,10 1,43 2,14 1,26 279 2.307 573.432160 186 283 1,52 0,85 0,95 129,75 0,56 191,50 0,68 1,09 1,19 2,09 1,26 1.760 2.307 3.613.615200 133 262 1,97 0,76 0,95 111,56 0,37 235,39 0,90 1,23 1,26 2,17 1,17 932 2.307 1.913.138250 2 3 1,60 0,70 0,95 157,17 0,29 2,42 0,76 1,20 1,23 1,97 1,24 16 2.307 33.392315 331 830 2,51 0,90 0,95 163,87 0,26 755,36 0,91 1,22 1,15 2,64 1,24 5.174 2.307 10.623.747500 578 1630 2,82 0,90 0,95 230,51 0,26 1.538,90 0,94 1,34 1,10 2,73 1,26 22.131 2.307 45.438.462800 70 253 3,62 0,77 0,95 245,84 0,26 209,00 0,82 1,37 1,11 2,83 1,23 4.111 2.307 8.440.677

34.404 70.636.464

Red BT aérea en

Plataforma

EJEMPLO DE CALCULO DE PERDIDAS EN EJEMPLO DE CALCULO DE PERDIDAS EN ACOMETIDASACOMETIDAS

Longitud por

acometida f DC

Cantidad de clientes f AF fS TU (N) TEQ (N) P PÉRDIDAS E PÉRDIDAS Clientes

Conductor CANTIDADLongitud

total [km] R [Ohm/km] [m] IMAX [A] # Fases

Factor de dispersión

de carga

por acometida

Factor de asimetría de fases

factor de simultanidad

[h] [h]Máximo

simultáneo [kW]

[MWh] alimentados

AcometidaConcentrico

1x(4+4) Cu-XLPE 289.076 3.457 5,93 12,0 12,17 1 1,42 1 1,00 1,00 1.200 475 2.732 6.211 289.0761x(6+6) Cu-XLPE 91 1 3,95 10,8 12,17 1 1,42 1 1,00 1,00 1.200 475 1 1 912x[1X(10+10)] Cu-XLPE 4.068 39 2,31 9,6 8,91 3 1,83 1 1,30 1,00 900 335 16 24 4.068

Convencional2x4 Cu-PVC 4.400 33 5,93 7,6 12,17 1 1,42 1 1,00 1,00 1.200 475 26 60 4.4002x6 Cu-PVC 27.341 219 3,95 8,0 12,17 1 1,42 1,5 1,00 0,86 1.393 573 224 509 41.0124x4 Cu-PVC 299 2 5,93 6,8 8,91 3 1,83 1 1,30 1,00 900 335 2 3 2994x6 Cu-PVC 2.650 19 3,95 7,3 8,91 3 1,83 1 1,30 1,00 900 335 14 20 2.650

Preensamblado2x6 Cu-XLPE 139.615 1.099 3,95 7,9 12,17 1 1,42 1,5 1,00 0,86 1.393 573 1.122 2.550 209.4234x6 Cu-XLPE 12.259 90 3,95 7,4 8,91 3 1,83 1 1,30 1,00 900 335 65 96 12.259

Subterraneo3x16 Cu-I 112 2 1,21 13,7 13,47 1 2,05 10 1,00 0,46 1.971 902 20 30 1.1204x25 Al-API 101 1 1,45 13,3 12,17 3 1,42 20 1,30 0,38 3.144 1.733 9 19 2.0204x25 Al-I 1.078 9 1,45 7,9 12,17 3 1,42 20 1,30 0,38 3.144 1.733 55 124 21.5604x16 Cu-PVC 1.862 22 1,21 11,7 12,17 3 1,42 4 1,30 0,61 1.983 909 7 17 7.4463x35/16 Cu - PVC 3.472 21 0,55 6,0 12,17 3 1,42 34 1,30 0,34 3.541 2.064 133 302 119.090

CruceConvencional

2x10 Cu-PVC 1.187 9 2,31 7,7 12,17 1 1,42 3 1,00 0,67 1.797 797 17 39 3.561Preensamblado

2x10 Cu-XLPE 3.501 28 2,31 8,0 12,17 1 1,42 3 1,00 0,67 1.797 797 52 117 10.5034x10 Cu-XLPE 3.945 30 2,31 7,5 12,17 3 1,42 5 1,30 0,56 2.133 1.004 28 63 19.725

EJEMPLO DE CALCULO DE PERDIDAS EN EJEMPLO DE CALCULO DE PERDIDAS EN MEDIDORESMEDIDORES

Zona TarifaCantidad de

clientes

% de medidores

electrónicos

Potencia de pérdidas individual [W]

Pérdidas de potencia

Pérdidas de Energía

electrónico Electromecánico [kW] [MWh]Morón T1 1φ 746.872 8,89% 0,5 1,0 714 6.252

T1 3φ 62.155 11,52% 1,5 3,0 176 1.539T2 6.014 100% 1,5 - 9,0 79T3 1.486 100% 1,5 3,0 6,7 59

TOTAL 905 7.929% respecto a la misma etapa 0,10% 0,18%% respecto a la ingresada AT 0,08% 0,14%

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

De lo expuesto surge que:

El método mas práctico para el cálculo pérdidas técnicas depende de:

El tipo de análisis que se requiere realizar.

La precisión de los datos de demanda disponibles.

Los datos de instalaciones disponibles, su formato y detalle.

La disponibilidad de herramientas de cálculo automático.

La posibilidad de realizar un análisis global.

Las estimación por expresiones de cálculo implica economía de recursos, y mejor análisis y proyección.

Permiten relacionar pérdidas con las características de las redes de la empresa.

La disponibilidad de bases de datos de instalaciones, vinculación cliente/red, energía vendida pasante por cada instalación, mejora la precisión del método.

Las aplicaciones de cálculo para redes de distribución son de utilidad para situaciones puntuales (por ejemplo, proyectos de inversión).