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CAPÍTULO 2
CÁLCULO DE PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN EL
PRIMARIO 03C DE LA SUBESTACIÓN 03
BARRIONUEVO
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2.1 DESCRIPCIÓN
El primario 03C de la subestación Barrionuevo da servicio a los barrios de:
Chilibulo, Magdalena Alta, y Hermano Miguel. Dentro de los clientes con mayor
consumo podemos nombrar: Supermaxi, Cuartel Eplicachima y la fábrica de
plásticos Astra, entre los más importantes.
El gráfico No 2.1 muestra el área de cobertura del primario con las principales
vías de transporte y barrios.
Gráfico No 2.1.- Área de cobertura del primario 03C de la subestación Barrionuevo
FUENTE: Base de datos del GIS EEQ S.A.
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Una información detallada de todas las características del primario1 se presenta
en cuadro No 2.1.
Cuadro No 2.1.- Características principales del primario 03C de la S/E 03 Barrionuevo
Descripción Detalle
Subestación de la que se alimenta 03 Barrionuevo
Nivel de voltaje (kV) 6.3
Longitud del primario (m) 1 452
Carga instalada (kVA) 4 168
Máxima demanda registrada (kW) 3 058
Numero de abonados 5 297
Energía de pérdidas en el 2005 (% de la energía total del alimentador) 14.30
Número de transformadores 85
FUENTE: Índice Sectorizado de Pérdidas, EEQ S.A. 2005
El cálculo de pérdidas eléctricas dentro de este primario se realiza
complementando información de diferentes fuentes, la corrida de flujos de
carga con el Programa Feeder All para encontrar la energía de pérdidas
técnicas, y los catálogos de los elementos de transformación y medición.
Dentro de la gama de elementos eléctricos los cálculos realizados en este
proyecto llegan a clasificarse por: número de fases, capacidad de potencia,
calibre de conductor, topología de la red y promedio de consumo mensual.
El cálculo del balance de energía se realiza encontrando consumos y energías
de pérdidas, los términos de esta ecuación se presentan en los numerales
siguientes. El balance de energía se lo va a realizar en el periodo de un año,
esto permitirá eliminar los errores producidos por la toma de lectura a los
abonados en meses incompletos.
2.2 ACTUALIZACIÓN DEL RECORRIDO DEL PRIMARIO
El recorrido del primario 03C en el campo sirvió para validar los datos que tiene
actualmente la base de datos del GIS, además de revisar como se encuentran
las redes de baja tensión con respecto a conexiones directas y contrabandos.
1 Referencia Bibliográfica [4]
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Como referencia se tomaron los datos encontrados en el GIS y fueron impresos
en un plano a escala 1:3000, donde se presenta principalmente toda la
cartografía, la red de media tensión, los transformadores de distribución y los
equipos aéreos de maniobra.
La actualización del recorrido del primario se realizó en 20 días con la ayuda de
un vehículo de la EEQ S.A. La longitud total del primario 03C es de 1452
metros, que verifica la información del GIS, abarcando un área aproximada de
2.2 km2.
A continuación se presentan los principales objetivos que se buscaron con la
verificación del recorrido del primario:
• Inventario de los transformadores de distribución y revisión de sus
instalaciones.
• Revisión de los transformadores que sirven a usuarios exclusivos.
• Estado de conexión de los seccionadores.
• Estado de conexión de los capacitores.
• Revisión y actualización de finales de circuito en media y baja tensión.
• Correcto funcionamiento de los elementos eléctricos.
• Verificación de las instalaciones de los medidores y posibles fraudes.
Luego de haber realizado las verificaciones y actualizaciones se encontraron
varias novedades de las que se destacan a continuación las más importantes:
• No se encuentran en el GIS 25 postes con luminarias de sodio de 250 W en
cada uno y un transformador monofásico de 25 kVA con No 27727 en el
sector del Barrio Jesús del Gran Poder con coordenadas: X=774650,
Y=9974845 y Z=3016 m.
• El transformador con número 26897 de 90 kVA se encuentra desconectado
tanto de la red de media como de la de baja tensión.
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• Se actualizó el 100% los finales de circuito de las redes de baja tensión,
información que posteriormente fue ingresada a la base de datos del GIS.
• Se verificaron las instalaciones de los transformadores que sirven a
usuarios exclusivos, actualizandolas y verificando sus conexiones.
• Se actualizó la interconexión de dos o más transformadores en una misma
red secundaria, esta información aun no está ingresada en el GIS por lo que
fue necesario anotar este particular para los cálculos posteriores.
2.3 DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA
Existen medidores electrónicos instalados en la salida de los primarios de
distribución, estos equipos se conectan a los transformadores de potencial y de
corriente instalados para alimentar a los sistemas de protección de los
primarios. Se tienen siete canales registrando kWh, kVAh, factor de potencia,
V, Ia, Ib e Ic. Se obtiene la curva de demanda y energía entregada para el
periodo de medición2.
Las especificaciones de estos equipos de medición electrónicos son:
• Precisión de los equipos en la S/E clase 0.5, 0.3 y 0.2,
• Se registra la energía en períodos mensuales,
• Transformadores de potencial y de corriente instalados para protección y
medición,
• Variación estacional de la demanda,
La toma de registros por parte de los equipos es cada 15 minutos en todas las
subestaciones y en todos los equipos de medición. Con estos registros se
calcula la energía suministrada en el periodo que se necesita.
Para el primario 03C se tienen los registros de un año en el período de
septiembre de 2004 a agosto de 2005. La energía suministrada en este
2 Referencia Bibliográfica [2]
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periodo fue de 14`013766 kWh/año. El Anexo 2 muestra la curva de carga del
primario de la semana en donde se registró la mayor demanda.
2.4 CÁLCULO DE CONSUMOS REGISTRADOS
El cálculo del consumo registrado y facturado, se lo realizó siguiendo el
siguiente procedimiento:
Se despliega el primario en el GIS, con la aplicación “cuenta abonados por
región” (gráfico No 2.2), se agrupa los clientes del primario, y esta genera en
Excel un reporte de los suministros en la zona escogida, con información de:
número, medidor, tablero, acometida, nombre del propietario, dirección, tipo de
tarifa, transformador del cual se alimenta y consumo facturado del último mes.
El reporte obtenido con algunos suministros se presenta en el anexo 3.
Gráfico No 2.2.- Aplicación del GIS para información de suministros
Ya generado el listado de los suministros que contiene el primario, se procede
ha consultar el historial de consumos facturados en los últimos 24 meses, en la
base de datos del SIDECOM, gráfico No 2.3.
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Gráfico No 2.3.- Historial de consumos de un suministro
FUENTE: Base de datos del Sidecom EEQ S.A.
El paso final consiste en hacer la suma del período anual de consumos,
necesarios para el cálculo en el balance de energía.
La energía registrada en el periodo septiembre 2004 a agosto 2005 es de
8,790,981 kWh/año que representa el 62.73% de la energía suministrada por el
primario.
2.5 CÁLCULO DE CONSUMOS EN ALUMBRADO PÚBLICO
Para el cálculo del consumo de alumbrado, es necesario tener un inventario de
los equipos instalados en el primario, el método es similar al de consumos
facturados. Luego de haber marcado la región del primario en el GIS, se
procede a utilizar la aplicación “avalúo red x región” (gráfico No 2.4), el reporte
generado muestra las características del equipo de iluminación, tales como:
código, descripción, cantidad y potencia.
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Gráfico No 2.4.- Aplicación del GIS para inventario de elementos en una zona
El reporte en Excel que se obtiene con los datos de los equipos de iluminación
se presenta en cuadro No 2.2:
Cuadro No 2.2.-Reporte de elementos de iluminación
REPORTE DE DISTRIBUCIÓN POR ÁREA SELECCIONADA
CÓDIGO DESCRIPCIÓN CANT.
ABLA-HG-125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W ABIERTA 492
ABLA-HG-175 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W ABIERTA 16
ABLA-HG-250 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 250W ABIERTA 8
ABLA-NA-150 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTA 2
ABLA-NA-250 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W ABIERTA 15
ABLA-NA-70 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W ABIERTA 153
ABLC-HG-125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W CERRADA 47
ABLC-HG-175 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W CERRADA 79
ABLC-NA-100 LUMINARIA DE SODIO CERRADO EN BRAZO DE 100 W 41
ABLC-NA-150 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W CERRADA 111
ABLC-NA-250 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W CERRADA 33
ABLC-NA-400 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 400W CERRADA 25
ABLC-NA-70 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W CERRADA 369
AHLC-NA-150 LUMINARIA DE SODIO ORNAMENTAL 150W CERRADA 1
FUENTE: Base de datos del GIS EEQ S.A.
Con estos datos se calcula la energía de alumbrado público en el año,
considerando que se utilizan 12 horas al día, esta energía es de 725,941
kWh/año que representa el 5.18% de la energía suministrada por el primario.
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A continuación en el cuadro No 2.3, se presentan las especificaciones de una
lámpara de 70 W de sodio, utilizada por la EEQ S.A.
Cuadro No 2.3.-Especificaciones técnicas de una lámpara de sodio de 70 W
LUMINARIA PE-PC 70 W SODIO
Descripción Detalle
Norma de fabricación
IEC 598 – IEC 529 – IEC 922 – IEC
923 – ASTM A 153 – NTC 2230 – NTC
811
Potencia nominal de la luminaria (W) 70
Voltaje (V) 90
Corriente (A) 0.98
Grado de protección
Compartimiento eléctrico 43
Compartimiento óptico 65
Accesorios incorporados (marca y tipo)
Bombilla Tubular clara 90V
Balasto Inadisa o ELT / tipo reactor 208/240V
Capacitor Disproel / tipo seco
Arrancador Inadisa o Megalite / superposición
BALASTO REACTOR 70 W SODIO
Voltaje nominal (VN) V 208 240
Variación permanente máxima de VN ± 5 5
Frecuencia nominal Hz 60 60
Capacitor mF 10 10
Factor de potencia con capacitor > 0.9 > 0.9
PÉRDIDAS PROMEDIO W 10 11
FUENTE: Catálogo de luminarias de la empresa Roy Alpha e Inadisa
2.6 CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS
La conducción y transformación de la energía eléctrica, produce las
denominadas pérdidas técnicas. Las herramientas utilizadas para el cálculo son
programas especializados en analizar redes eléctricas y catálogos de los
fabricantes.
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Las pérdidas técnicas se dividen principalmente en pérdidas resistivas y
pérdidas en los núcleos magnéticos. Las resistivas producidas por el efecto
Joule, dependen del elemento o equipo considerado, siendo su valor máximo el
calculado con la ayuda de los datos del fabricante; la energía correspondiente
depende de la forma de la curva de carga. Las pérdidas en los núcleos
magnéticos aparecen en los materiales magnéticos por dos efectos: la
histéresis, y las corrientes parásitas, los elementos afectados por estas
pérdidas son los transformadores y los medidores; se considera que estas
pérdidas no dependen de la carga y son constante durante todo un periodo.
2.6.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN EL ALIMENTADOR
PRIMARIO
En la EEQ S.A. el programa FeederAll de la firma ABB es la herramienta
informática utilizada para el cálculo de las caídas de voltaje y las pérdidas en
media tensión.
El FeederAll utiliza la base de datos del GIS mediante una interfaz que
convierte la información gráfica en información eléctrica para realizar los flujos
de carga.
Luego de migrar la información se escoge la subestación o el primario que se
va a estudiar, el gráfico No 2.5 muestra la pantalla desplegada por el programa
para esta opción.
Gráfico No 2.5.- Interfaz GIS - FeederAll
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Luego de escoger el primario perteneciente a una subestación, se presenta una
opción que indica el número de disyuntores a la salida del o los primarios,
posterior a lo cual iniciará el proceso de migración de datos para finalmente
visualizar la información de puntos migrados y poder generar un reporte ya sea
gráfico (por medio del GIS) o por tablas en Excel, gráfico No 2.6.
Gráfico No 2.6.- Migración del GIS al FeederAll
La pantalla de reporte mostrada en el gráfico No 2.6 muestra que porcentaje
migró del GIS y si existen errores de conexión de conductores o
transformadores, estos errores pueden ser revisados en forma gráfica
(mostrando un círculo en el GIS), o en un reporte en Excel listando los
elementos no migrados con su capacidad.
La forma de trabajo del FeederAll es con casos bases y casos estudio, para un
mejor entendimiento del sistema de análisis del programa, el gráfico No 2.7
muestra la metodología utilizada por el software.
Gráfico No 2.7.- Metodología del FeederAll para analizar casos
FUENTE: Manual de operación del FeederAll
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CREACIÓN DEL CASO BASE
Después de realizar la migración, se puede crear un caso base en el FeederAll,
para esto se activa la opción “Convert Uníx”, del menú “Database” del
FeederAll, en la opción “Base Case”, posterior a lo cual aparece una nueva
opción que permite asignar un nombre y ubicación al caso base a ser creado,
establecer una correspondencia con la base de datos, en la tercera posición se
ubica el caso base donde se va a trabajar, luego se usa “Use Structure and
Conductor Format” ya que con esto se está asignando las estructuras actuales
con los distintos formatos de los conductores y se pulsa el “OK” con el que se
indica que se empieza a crear el caso base, para finalmente aparecer la
pantalla de “Base Case Conversion Completed!!”.
CREACIÓN DEL CASO ESTUDIO
Después de haber creado el caso base, el siguiente paso es crear el caso
estudio, para esto en el menú de datos “Database” está la opción de “Study
Cases” que al escogerla aparece una ventana en el que se despliega un sub-
menú que indica los distintos estudios que se pueden hacer en el Feeder-All,
así por ejemplo: si se elige la opción “New” se está activando la pantalla de
creación del caso estudio en donde se llena: en el primer campo el nombre del
caso de estudio, en el segundo la localización del caso base y en el tercero la
ubicación del caso de estudio; al realizar estos pasos aparece en la parte
inferior las distintas áreas de las subestaciones, como dato práctico se asigna
todas las áreas, para luego pulsar “Ok” y se crea el caso estudio y a la vez se
abre este mismo para trabajar, gráfico No 2.8.
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Gráfico No 2.8.- Migración completa del primario 03C en el FeederAll
REPORTE DE FLUJO DE CARGA BALANCEADO
Se ejecuta la aplicación que está en el menú principal “Utilities” donde está
ubicado “Impedance calculation” la cual permite realizar el cálculo de
impedancias de los componentes del sistema necesarios para establecer los
parámetros producto del flujo de carga en esta opción aparece la ventana
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mostrada en el gráfico No. 2.9, donde se cargan las distintas estructuras que se
tienen en la base de datos: tres, dos y una fase, al dar “OK” se ejecuta y
aparece el mensaje de finalización del cálculo y que si desea sobrescribir este
cálculo.
Gráfico No 2.9.- Cálculo de impedancias en el FeederAll
El siguiente paso es realizar la asignación de cargas, donde la demanda
máxima registrada en los medidores ubicados a la salida de cada primario será
asignada a cada transformador representado en la salida de los primarios.
Los datos ingresados al programa para el flujo de carga, son los del día de
mayor demanda registrada entre septiembre de 2004 y agosto de 2005 en el
primario, este día fue el 17 de enero de 2005.
Después de habilitar la opción de asignación de cargas con la opción “Execute”
se muestra la ventana del gráfico No. 2.10 en que indica varios parámetros
para asignar cargas, uno de los importantes es: “with loss correction” la cual
permite corregir las pérdidas en cada una de las cargas después de lo cual se
genera dos tablas técnicas que son: sobre el informe de las cargas y del
medidor de la subestación ocupadas para emitir el reporte final.
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Gráfico No 2.10.- Asignación de cargas en el FeederAll
Una vez asignadas las cargas, se presenta la ventana mostrada en el gráfico
No. 2.11, en la cual se especifica el tipo de algoritmo (Gauss Seidel y Newton
Rapson) con el cual se desea se realice el análisis del flujo así mismo el
número de iteraciones para este método numérico. Al finalizar el proceso se
generan tres tablas técnicas que son información de flujo de carga en: el
análisis de nodos, líneas, y del transformador.
Gráfico No 2.11.- Cálculo de flujo balanceado en el FeederAll
De igual manera a partir de la opción de análisis, existen algunas opciones
además de la de flujo balanceado “Balanced Load Flow”, como son:
“Unbalanced load flow” (flujo desbalanceado de carga), “short circuit” (corto
circuitos), “Motor Start” (arranque de motores), “capacitor placement” (ubicación
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de capacitares), “protection coordination” (coordinación de protecciones),
“feeder site optimization” (optimización de primarios) ; en los cuales se puede
ejecutar reporte o presentar tablas de resumen, gráfico No 2.12.
Gráfico No 2.12.- Opciones de análisis de carga en el FeederAll
Para poder exportar a Excel, se pulsa el icono del disquete presentado en cada
tabla de reporte generado como se muestra en el gráfico No. 2.13 donde se
debe indicar a donde serán dirigidas las tablas respectivas.
Gráfico No 2.13.- Exportación de datos a Excel de los cálculos realizados por el
FeederAll
Como se mencionaba anteriormente se genera un reporte adicional de
resumen dentro de la aplicación de flujos de carga balanceado que es
“Reports”, esto emite un resumen global del flujo de carga; al habilitar la opción
“Source” se despliega el resumen de todos los datos del flujo de carga. Un
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dato importante es que cuando se ingresa a esta pantalla la información de
pérdidas a demanda máxima se presenta en el hipervínculo “Losses Summary”,
de aquí aparece un global de pérdidas en kW y kVA anuales como está en el
gráfico No. 2.14.
Gráfico No 2.14.- Reporte del sumario de pérdidas obtenido
El dato de pérdida en kW es el utilizado para el cálculo de pérdidas resistivas
en los conductores de media tensión, con los registros de demanda que se
tiene a la salida del primario se aplica la siguiente metodología para calcular la
energía de pérdida en los conductores:
a. De los 35,040 datos tomados por los registradores a la salida de los
primarios en un año se busca el dato de la fecha indicada anteriormente.
b. Al dato encontrado de ese día, corresponde el valor de pérdida en kW
calculado por el programa, grafico No 2.15.
Gráfico No 2.15.- Asignación de potencia de pérdida de la máxima demanda del día de la
corrida en el registro del 17 de enero de 2005.
c. El cálculo de las pérdidas en los demás registros se los realiza aplicando la
siguiente fórmula3:
max
2
cos
maxcos
max−−
= RLiRL D
iDp
DpiD
ϕ
ϕ
3 Referencia Bibliográfica [6]
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d. Luego de haber obtenido la potencia de pérdidas en cada uno de los
registros, estos datos son sumados y se obtiene la energía de pérdidas en
el año.
Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas resistivas en el primario
es de 336,331 kWh/año que representa el 2.4% de la energía suministrada por
el primario.
2.6.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN EL NÚCLEO Y RESISTIVAS EN
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
Mediante la ayuda del Proyecto de Inventarios y Avalúos (PIA) de la EEQ S.A.,
que es la encargada de manejar y actualizar la base de datos del GIS, se
obtuvo la lista de los transformadores conectados al primario 03C de la
subestación Barrionuevo.
En el cuadro No 2.4 se muestra la lista de los transformadores clasificados por
número de fases y potencia nominal en kVA.
Cuadro No 2.4.- Lista de transformadores de distribución del primario 03C
POTENCIA
(kVA) Cantidad
TR
IFÁ
SIC
OS
200 1
150 3
112.5 3
100 1
90 2
75 10
50 1
45 5
30 6
MO
NO
FÁ
SIC
OS
50 7
37.5 22
25 17
15 7
TOTAL 85
FUENTE: Proyecto de Inventarios y Avalúos EEQ S.A.
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Los transformadores de distribución transforman los niveles de voltaje, en este
caso lo transforman de 6,300 V a 208 o 240 V dependiendo si es trifásico o
monofásico respectivamente.
PÉRDIDAS EN EL NÚCLEO
Producidas por los fenómenos de histéresis y de corrientes de Foucault que
son fijas independientes de la carga que suministre. También llamadas
pérdidas de vacío.
Entre las marcas de transformadores que están instalados en el primario
tenemos: Ecuatran S.A., INATRA y Mitsubishi. Las pérdidas en vacío utilizadas
en este estudio se presentan en el cuadro No 2.5:
Cuadro No 2.5.- Datos de potencia de pérdidas en vacío y a plena carga de los
transformadores de distribución instalados
POTENCIA FASES Po PPLENA CARGA Pt
(kVA) (W) (W) (W) (W)
15 1 35 105 140
25 1 125 330 455
37.5 1 165 455 620
50 1 200 575 775
30 3 160 595 755
45 3 215 855 1 070
50 3 219 554 773
75 3 315 1 265 1 580
90 3 305 965 1 270
100 3 332 1 058 1 390
112.5 3 440 1 805 2 245
150 3 540 2 285 2 825
200 3 560 2 020 2 580
FUENTES: Catálogos de fabricantes de transformadores: Ecuatran S.A. e INATRA.
Texto “Electrical Transmission and Distribution Reference Book”
PÉRDIDAS RESISTIVAS
Las pérdidas resistivas en los transformadores de distribución, dependen de la
corriente que circule por los devanados primarios y secundarios, por lo que se
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instaló equipos de medición a la salida de los transformadores y el inicio de los
circuitos secundarios, los cuales permitieron registrar la curva de carga
característica del conjunto de usuarios del transformador, gráfico No 2.16.
Gráfico No 2.16.- Instalación del equipo de medición en un transformador del primario 03C
Entre los equipos de medición que se utilizó están: QNA, Memobox y
Powersight. Para conocer más de uno de estos equipos, a continuación se
presenta las características generales del QNA, gráfico No 2.17.
Gráfico No 2.17.- Equipo de medición marca QNA
El QNA (Power Quality Analyzer) es un analizador de redes y calidad de
servicio, es un equipo espacialmente diseñado para el análisis de la calidad de
suministro de la energía eléctrica. Las principales características son:
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• Análisis de todos los semiciclos de voltaje.
• Sistema de autoescalado que nos da una mayor precisión en cualquier
rango de medida de tensón y corriente.
• Memoria interna (duración mínima 15 días).
• Batería interna que permite registrar eventos aunque su alimentación
quede interrumpida.
• Posibilidad de realizar análisis en redes de 3 o 4 hilos.
• Programable.
El QNA es un analizador mixto, de energía y de calidad de suministro, que
dispone de voltaje y corriente.
Como analizador de energía, registra los principales parámetros eléctricos en
los 4 cuadrantes (potencia generada y consumida). De esta forma el equipo
mide y puede registrar los parámetros mostrados en el cuadro No 2.6.
Cuadro No 2.6.- Datos que registra el QNA
Medios Máximos Mínimos
L1 L2 L3 III L1 L2 L3 III L1 L2 L3 III
Voltaje x x x x x x x x x x x x
Corriente x x x x x x x x x x x x
Frecuencia x x x
Potencia activa x x x x x x x x x x x x
Potencia aparente x x x
Potencia inductiva x x x x x x x x x x x x
Potencia capacitiva x x x x x x x x x x x x
Factor de potencia x x x x x x x x x x x x
Eergia activa x x x
Energía inductiva x x x
Energía capacitiva x x x
FUENTE: Manual de operación del QNA
El análisis de calidad del QNA se realiza individualmente fase a fase
analizando todos los semiciclos de voltaje. Para realizar este análisis se
programan una serie de niveles de voltaje:
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• U alta - U baja: a partir de estos niveles el equipo nos dirá el porcentaje
de ciclos cuyo voltaje se está dentro de estos márgenes.
• Voltaje de depresión: voltaje a partir de la cual de entiende que cualquier
ciclo cuyo valor eficaz sea inferior, es una depresión.
• Voltaje de interrupción: Voltaje a partir de la cual se entiende que
cualquier ciclo cuyo valor eficaz sea inferior, es una interrupción.
El cuadro No 2.7 nos muestra las características técnicas del equipo de
medición QNA utilizado en las mediciones.
Cuadro No 2.7.- Características técnicas del equipo de medición QNA
Circuito de alimentación
Alimentación 110...400 V + 30%
Frecuencia 50...60 Hz
Consumo 8 VA
Batería (2h de funcionamiento continuo) Ni-M-H
Temperatura de trabajo `-10 / +50 C
Medida de voltaje
Circuito de medida 3 / 4 hilos
Rango de medida 0...500V c.a. (fase-neutro)
3 hilos 500 Vpp
4 hilos 500 Vpn - 866 Vpp
Cambio de escala Automático
Frecuencia 45...65 Hz
Clase de precisión (voltaje) 0.5% de la lectura + 1 dígito
FUENTE: Manual de operación del QNA
Estos equipos son propiedad del la EEQ S.A. y fueron utilizados para el
proyecto piloto “Medición en transformadores de Distribución”. Los primeros
transformadores utilizados para este proyecto piloto fueron los conectados en
el primario en estudio, registros utilizados además para el cálculo de pérdidas
en transformadores y circuitos de baja tensión.
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Selección de muestra de redes secundarias y transformador de
distribución asociado
Tal como se muestra en el cuadro No 2.4, existen 85 transformadores
instalados en el primario 03C; de estos, 18 transformadores son para clientes
exclusivos por lo que no tienen red de baja tensión y no se consideran para la
instalación de los equipos de medición. El cuadro No 2.8 presenta los
transformadores seleccionados para la instalación de los registradores y como
se agrupan los demás transformadores representados por aquel de muestra.
Cuadro no 2.8.- Lista de los transformadores de distribución donde se instalaron los
equipos de medición
No fases
POTENCIA kVA
SIN RED BT
CON MED SIN MED Total
1φφφφ
15 3 - 4 7 25 3 2 12 17
37.5 2 3 17 22 50 - 1 6 7
3φφφφ
30 5 - 1 6 45 - - 5 5 50 - - 1 1 75 1 9 - 10 90 1 - 1 2
100 - 1 - 1 112.5 - 1 2 3
150 2 - 1 3 200 1 - - 1
Total 18 17 50 85
TRAFO MEDIDO
TRAFO SIN MEDICIÓN
POTENCIA kVA
POTENCIA kVA
No
25 15 4
25 25 12 30 1
37.5 37.5 5 37.5 37.5 8 37.5 37.5 4
50 50 7 45 5
75 90 1
112.5 112.5 2
150 1
SUMA 50
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La extrapolación de los cálculos realizados para los transformadores que no
tienen medición se realizó considerando:
• La potencia nominal del transformador.
• La demanda asignada al transformador.
• El consumo en kWh/año de todos los clientes asociados a cada
transformador.
• La topología de la red de baja tensión.
La toma de registros de carga se realizó con base en demandas de 15 minutos
por 7 días consecutivos en los transformadores de distribución indicados.
El primer paso es encontrar las pérdidas de potencia a la demanda máxima
registrada, aplicando la siguiente ecuación:
2
argReRe
=
kVA
DmxsistivasPérdidassistivasPérdidas acPlenaDmx
Donde:
Pérdidas Resistivas plena carga: dato del fabricante en kW
Dmx: mayor registro de potencia en el periodo de medición en kVA
kVA: potencia nominal del transformador.
Luego se utiliza la metodología aplicada en el cálculo de pérdidas en el
primario con la curva de carga registrada en los bornes del transformador y se
obtiene la energía de pérdidas en cada uno de los registros, estos datos son
sumados y se obtiene la energía de pérdidas en el periodo de registro, que se
la proyecta a un año. El cuadro No 2.9 muestra el resumen de los resultados
obtenidos en los transformadores que se instalo el equipo de medición:
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Cuadro No 2.9.- Cuadro resumen de los transformadores tipo para la extrapolación a los
otros transformadores del primario 03C
Grupo No
TRAFO POT kVA FASES
ENERG ENTREGADA
kWh/año
PERD RESIST ENERG
kWh/año
PERD ENERG TRAFO VACIO
kWh/año
PERDIDAS EN VACIO
W
PERD PLENA CARGA W
(placa)
FACTOR DE
PERDIDAS
1 33937 25 1 71 085 447 1 095 125 330 0.191 2 14236 25 1 11 223 1 073 1 095 125 330 0.062 3 35781 37.5 1 201 298 2 273 1 445 165 455 0.283 4 35751 37.5 1 237 946 2 772 1 445 165 455 0.246 5 31782 50 1 258 188 2 309 1 752 200 575 0.330 6 60430 75 3 452 075 6 764 2 759 315 1 265 0.262 7 37231 100 3 287 360 1 319 2 908 332 1 058 0.321 8 21090 112.5 3 148 293 696 3 854 440 1 805 0.172
La muestra tomada en la medición de transformadores ayuda para el cálculo de
las pérdidas en los 85 transformadores del primario, siguiendo la metodología
presentada a continuación:
• El flujo de carga realizado por el Feeder All, como se explico anteriormente,
utiliza el valor de demanda máxima del periodo, el programa distribuye esta
demanda a la carga instalada en el primario que en este caso son los
transformadores de distribución valor que depende de su potencia nominal.
• La demanda máxima asignada por el Feeder All sirve para encontrar las
pérdidas resistivas a demanda máxima del transformador, para pasar la
demanda en kW a kVA se utiliza un factor de potencia de 0.98, aplicando la
siguiente ecuación:
2
arg
98.0/ReRe
=
kVA
DmxsistivasPérdidassistivasPérdidas FeederAll
acPlenaDmx
• Se clasifica a los transformadores que no tienen medición en 8 grupos
mostrados en el cuadro No 2.9, de acuerdo a la energía entregada en el
año.
• Luego se encuentra la energía de pérdidas resistivas en el transformador
utilizando el factor de pérdidas del grupo calculado en los transformadores
que tienen medición aplicando la siguiente fórmula:
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8760**Re)( perdDmxresistperd FsitPerdE =
Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas en el núcleo y resistivas
en los transformadores de distribución es de 231,813 kWh/año que representa
el 1.65% de la energía suministrada por el primario.
2.6.3 CALCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN CIRCUITOS
SECUNDARIOS
Las mediciones realizadas en los 17 transformadores son utilizadas en el
cálculo de pérdidas resistivas en los circuitos secundarios, siguiendo los
siguientes pasos:
a. Desplegar en el GIS el primario 03C, con la aplicación “Muestra cartografía
y redes”, con las características eléctricas y geográficas necesarias, gráfico
No 2.18.
Gráfico No 2.18.- Aplicación del GIS para desplegar la información geográfica y eléctrica de un primario
b. Ubicamos el transformador que tiene registros con “Busca elemento”,
gráfico No 2.19.
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Gráfico No 2.19.- Aplicación del GIS para buscar un elemento eléctrico
c. Con la ayuda de las herramientas básicas del Autocad y las aplicaciones
existentes en el GIS, obtenemos las características de los circuitos
secundarios, tales como: calibres de los conductores, distancia entre nodos,
topología de la red, tipo de luminarias por poste, etc. gráfico No 2.20.
Gráfico No 2.20.- Características técnicas de un circuito de baja tensión con su
transformador de distribución
d. Esta información y la recopilada por los equipos de medición, son utilizadas
para construir la red en el DPA, software que calcula las pérdidas resistivas
en el circuito secundario a través de flujos de carga.
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e. Para el análisis en el DPA se crea la base de datos en cada transformador,
gráfico No 2.21.
Gráfico No 2.21.- Base de datos para cada transformador en el DPA
f. Los datos de voltaje y corriente por fase grabados en los registradores
instalados, son utilizados para configurar los diferentes elementos eléctricos
utilizados para el flujo de carga. El dato de demanda máxima y factor de
potencia en cada fase se ingresan en el primario como se muestra en el
gráfico No 2.22.
Gráfico No 2.22.- Ingreso de datos a demanda máxima en el DPA
g. Con la información recopilada, se procede a dibujar la red secundaria
(gráfico No 2.23), para posteriormente ingresar las características de cada
tramo ( las características de cada conductor son calculadas por el
programa) y el consumo de energía mensual en cada poste (que sirve para
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la distribución de carga ingresada al principio del circuito), dato que ayudará
al programa a distribuir la carga ingresada en el circuito, gráfico No 2.24.
Gráfico No 2.23.- Red de baja tensión dibujada en el DPA
Gráfico No 2.24.- Asignación de carga en cada poste en el DPA
h. Finalmente se realiza la corrida de flujo balanceado y por fase, y obtenemos
un archivo de texto que puede ser abierto en Excel y que contiene los datos
de pérdidas en la red a la demanda ingresada. El Anexo 5 nos muestra el
reporte obtenido con la corrida de flujo en el software DPA, para un circuito
secundario.
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i. El procedimiento para encontrar la energía de pérdidas es el mismo
utilizado en el cálculo de pérdidas en el primario.
j. Estos datos de pérdidas encontrados son utilizados en los demás circuitos
de baja tensión tomando como parámetros de comparación: capacidad del
transformador, consumo de energía del circuito, longitud de la red y calibre
de los conductores.
k. Existen transformadores que dan servicio a condominios o a cargas
especiales como talleres, en donde no existe red de baja tensión, por lo que
en estos casos las pérdidas en la red secundaria son cero.
Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas resistivas en los circuitos
secundarios es de 35,021 kWh/año que representa el 0.25% de la energía
suministrada por el primario
2.6.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS Y
MEDIDORES
Para el cálculo de estas pérdidas se realizaron tres mediciones que ayudaron a
obtener la curva de carga semanal de usuarios con diferentes consumos.
El equipo utilizado para estas mediciones es el VIP SYSTEM 3 de origen
italiano, perteneciente a OLADE y asignado a la UCPC de la EEQ S.A. para la
realización de la Campaña de Medición que ayuda a conocer el
comportamiento de la carga dentro del área de concesión de la empresa.
El VIP SYSTEM 3 es un analizador de magnitudes eléctricas, está diseñado
para realizar mediciones de instalaciones trifásicas, con registro por fase, la
conexión de corriente se realiza mediante pinzas amperimétricas. Los
accesorios adicionales adquiridos permiten realizar registros de alimentaciones
que provienen de un transformador conectado en delta y en instalaciones que
tienen transformadores de corriente.
El instrumento mide 81 variables de la carga y puede registrar en una memoria
de estado sólido hasta 2,634 períodos.
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Los registros se los realizaron cada 15 minutos durante 7 días en tres usuarios,
cuyas características del servicio se detallan en el cuadro No 2.10:
Cuadro No 2.10.- Características de los suministros en los que se instalo el equipo de medición
Tipo de abonado Tipo de acometida Tipo de medidor
Medición 1 Residencial 2F 3X8 AWG MONOFÁSICO
Medición 2 Comercial 3F 4X8 AWG TRIFÁSICO
Medición 3 Tablero de 12
medidores residenciales
3F 4X4 AWG DOS FASES
FUENTE: Proyecto de Inventarios y Avalúos EEQ S.A.
CÁLCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS
La información del reporte generado para el cálculo de la energía facturada en
el primario, contiene el tipo de acometida de cada usuario.
En el Anexo 6 se muestra las características de todas las acometidas utilizadas
por la EEQ S.A. para sus instalaciones.
El cálculo de pérdidas en las acometidas sigue el procedimiento que se explica
a continuación:
a. La información necesaria para los cálculos es: calibre del conductor,
longitud, número de fases, consumo mensual de energía que alimenta la
acometida y número de medidores conectados.
b. Con el número de usuarios de cada acometida y el consumo mensual de
energía, se calcula la demanda máxima coincidente en kW en el
nomograma de la REA. Debido a que el nomograma permite analizar datos
a partir de 5 consumidores, se obtiene el factor de coincidencia (Anexo 7), y
se calcula la sumatoria de demandas individuales4, esta se divide para cinco
consumidores y se obtiene la demanda individual, con las ecuaciones que
se presentan a continuación:
4 Referencia Bibliográfica [6]
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usuariosdenúmero
individualDmxindividualDmx
iacoincidencdeFactor
ecoincidentDmxindividualDmx
∑
∑
=
=
c. Esta demanda máxima encontrada sirve para encontrar las pérdidas
resistivas en la acometida, aplicando las siguientes ecuaciones:
1000
)/(*)(*
*)(12.0
)(_
2
kmmLsconductoredenumeroR
fasesdeNumerokV
kWDI
RIPerdidas
ACOmx
Dmx
Ω=
=
=
ρ
Donde:
Dmx_aco : demanda máxima calculada,
L: longitud de la acometida,
ρ: resistividad.
d. Con el dato de pérdida resistiva de la acometida a demanda máxima y los
registros del equipo de medición se aplica la metodología utilizada para el
cálculo de pérdidas en el primario.
e. Existen 2,257 acometidas en el primario, con diferentes características. Las
tres mediciones tomadas ayudan a extrapolar las pérdidas a todas las
acometidas, tomando como parámetro de comparación: el calibre del
conductor, longitud y consumo de energía.
Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas resistivas en las
acometidas es de 253,318 kWh/año que representa el 1.81% de la energía
suministrada por el primario
CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN MEDIDORES
El primario 03C tiene 5,297 suministros, de los que 5,128 tienen medidor de
energía. Entre las marcas de medidores que están instalados tenemos: ABB,
Fuji, Landis, Iskra, General Electric, etc. Debido a que es un sector residencial y
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se encuentra situado en un sector suburbano la mayoría de los medidores es
monofásico.
Un resumen de los medidores instalados en el primario con sus marcas y
número de fases, se presenta en la cuadro No 2.11:
Cuadro No 2.11.- Lista de los medidores que son alimentados por el primario 03C,
clasificados por marca y número de fases
MARCA AB AM AT SIN MED Total
ABB 1 1
AEG 12 10 4 26
CON 179 1 447 34 1 660
COT 5 89 3 97
FUJ 9 58 3 70
GAL 9 5 14
GAN 2 2
GEN 3 3
HEX 304 604 12 920
HOL 485 1 486
ISK 10 36 2 48
KRI 290 972 21 1 283
LAN 115 44 5 164
MIT 3 3
NAN 26 25 51
PAF 22 48 70
PRE 1 1
SCH 1 68 1 70
SIE 5 5
TEC 147 147
TOS 5 5
WES 1 1
ZPA 1 1
#N/A 169 169
Total 984 4 047 97 169 5 297
FUENTE: Proyecto de Inventarios y Avalúos EEQ S.A.
Los medidores se emplean para el registro de la energía activa en redes
alternas de dos o más conductores. Los medidores pueden ser conectados
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directamente o a través de transformadores de medición. El medidor es un
pequeño motor eléctrico que consta de:
• Estator electromagnético:
o Bobina de corriente
o Bobina de voltaje
• Rotor: Disco
• Cojinetes
• Registro
• Dispositivos regulación
• Bornera
• Integrador
• Placa
Elemento motor de corriente formado por núcleo de chapas de hierro en el que
va arrollada la bobina de intensidad, crea un flujo en el circuito magnético
donde la corriente está en fase con el voltaje (baja inductancia).
Elemento motor de voltaje que está formado por un núcleo de chapas de hierro
sobre el que va alojada una bobina. Los flujos creados por las dos bobinas
generan una fuerza que impulsa a girar el medidor y cuyo trabajo solo se ve
limitado por el imán freno5.
Las pérdidas técnicas se dan tanto en la bobina de corriente (dependen de la
carga) como en la bobina de voltaje (constantes y su valor es dado por el
fabricante).
Las características técnicas de un medidor monofásico electromecánico marca
Iskra, se presentan en el cuadro No 2.12:
5 Referencia Bibliográfica [1]
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Cuadro No 2.12.- Características técnicas de un medidor monofásico marca Iskra
Descripción Detalle
Corriente básica 15 A
Corriente de arranque Aprox. 0.45% Ib
Corriente térmica 72 A
Consumo propio en el circuito de
corriente a la Ib aprox.
0.14 W
0.26 VA
Consumo propio del circuito de voltaje
a aprox. Ur-220 V
1 W
3.9 VA
Par motor en carga básica 4.70 * 10-4 Nm
Velocidad específica de rotación 22 r.p.m
Peso del rotor aprox. 25 g
Peso del medidor 1.30 kg
FUENTE: Catálogo del fabricante de medidores Iskra
Para el cálculo de las pérdidas técnicas en el medidor se utilizaron los datos del
cuadro No 2.13, recopilado de los manuales de fabricantes de medidores
electromecánicos.
Cuadro No 2.13.- Datos de pérdidas en voltaje y corriente de los medidores
AM AB AT
PERDIDAS DE VOLTAJE (W) 1.1 1 1
PERDIDAS DE CORRIENTE (W) 0.36 0.42 0.94
FUENTE: Catálogos de fabricantes de medidores: Iskra, Landis y Krizik
Las pérdidas en las bobinas de voltaje son constantes y el cálculo de pérdidas
en energía se lo realiza directamente.
El dato de pérdidas en corriente es a plena carga, utilizando los registros de las
tres mediciones realizadas se aplica la metodología de pérdidas en el primario
lo que permite encontrar la energía de pérdidas resistivas en los medidores.
Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas en los medidores tanto
en voltaje como en corriente es de 49,647 kWh/año que representa el 0.35% de
la energía suministrada por el primario
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2.6.5 CALCULO DE PÉRDIDAS EN ALUMBRADO PÚBLICO
Tal como se muestra en el Cuadro No 2.14, los equipos de iluminación tienen
una potencia de pérdidas que junto a las potencias de los elementos auxiliares
estas representan la energía de pérdidas en alumbrado público.
Cuadro No 2.14.- Potencias auxiliares de las luminarias y potencias de los elementos
auxiliares de iluminación
DESCRIPCION CANT.
POT AUX
(W)
ENERG.
PERD. TEC.
ALUM. PUBL.
(kWh/año)
LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W ABIERTA 492 21 45 254
LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W ABIERTA 16 27 1 892
LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 250W ABIERTA 8 32 1 121
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTA 2 18 158
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W ABIERTA 15 25 1 643
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W ABIERTA 153 11 7 372
LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W CERRADA 47 21 4 323
LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W CERRADA 79 27 9 343
LUMINARIA DE SODIO CERRADO EN BRAZO DE 100 W 41 13 2 245
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W CERRADA 111 18 8 751
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W CERRADA 33 25 3 614
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 400W CERRADA 25 35 3 833
LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W CERRADA 369 11 17 778
LUMINARIA DE SODIO ORNAMENTAL 150W CERRADA 1 18 79
CONTACTOR CON CELULA FOTOELECTRICA 32 A 32 5 701
CELULA FOTOELECTRICA. 21 5 460
RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 1/0 5 4 88
RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 2 20 4 350
RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 2/0 1 4 18
RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 3/0 4 4 70
RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 4/0 2 4 35
RELE CON CELULA FOTOELECTRICA FASE 6 1 4 18
TOTAL ENERGÍA DE PÉRDIDAS (kWh/año) 109 143
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61
Esta energía de pérdidas en alumbrado público representa el 0.78% de la
energía suministrada por el primario.
2.7 CÁLCULO DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
Como resultado de los cálculos realizados se obtiene por diferencia, la energía
de pérdidas no técnicas, siendo la ecuación utilizada la siguiente:
ED = EF + EAP + EPe
siendo, EPe = EPT + EPNT
entonces, ED = EF + EAP + EPT + EPNT
se despeja EPNT = ED – ( EF + EAP + EPT )
donde:
EPNT : energía de pérdidas no técnicas
ED : energía disponible
EF : energía facturada
EAP : energía de alumbrado público
EPT : energía de pérdidas técnicas
De esta manera se establece el 24% de pérdidas comerciales en el primario,
luego de lo cual se estudian opciones para disminuir las pérdidas eléctricas
tanto técnicas como no técnicas, sabiendo que las primeras necesitan análisis
eléctricos y las segundas son de carácter social y requieren menos estudios
eléctricos.
Para un mejor análisis de las pérdidas comerciales estas pueden ser
clasificadas en: hurtos, fraudes y administrativas6. Los hurtos son las
producidas por las conexiones directas conectadas a la red o antes del medidor
de energía, los fraudes son las manipulaciones que se hacen a los equipos e
instalaciones de la empresa para que el consumo medido y facturado no sea el
real, y finalmente las pérdidas comerciales administrativas que son producidas
por toma errónea de la lectura en los medidores, mala digitación de
información, etc.
6 Referencia Bibliográfica [1]
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2.8 RESUMEN
El cuadro No 2.15 muestra un resumen de los datos calculados en este
capítulo en MWh/año en cada etapa del sistema de distribución.
Cuadro No 2.15.- Cuadro resumen de la energía consumida por cada etapa del sistema
de distribución del primario 03C
ENERGÍA MWh/año % DISPONIBLE 14013.8 100.00% FACTURADA 8791.0 62.73% ALUMBRADO PUBLICO 726.0 5.18% PÉRDIDAS COMERCIALES 3481.6 24.84% PERDIDAS TÉCNICAS 1015.2 7.24%
Alimentador primario 336.3 2.40% Transformadores de distribución 231.8 1.65%
Conductores secundarios 35.0 0.25% Acometidas 253.3 1.81% Medidores 49.6 0.35%
Alumbrado público 109.1 0.78%