CD-3353.pdf

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
ANÁLISIS TECNICO DE LAS REDES DE BAJA TENSIÓN
EN EL CENTRO HISTÓRICO DE RIOBAMBA
CARLOS SALOMÓN ORTIZ ORTIZ
[email protected]
DIRECTOR: ING. LUIS TAPIA
[email protected]
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor CARLOS
SALOMÓN ORTIZ ORTIZ, bajo mi supervisión.
__________________________
ING. LUIS TAPIA
DIRECTOR DEL PROYECTO
2
DECLARACIÓN
Yo CARLOS SALOMÓN ORTIZ ORTIZ, declaro bajo juramento el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional y que se ha consultado las referencias
bibliográficas que incluyen en este documento.
A través de esta declaración sedo este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su reglamento y por
la normativa institucional vigente.
__________________________
CARLOS SALOMÓN ORTIZ ORTIZ
3
AGRADECIMIENTO
Mis agradecimientos a todas las personas que contribuyeron directamente a mi
realización profesional, primordialmente a mis padres José Aurelio Ortiz, Leticia
Ortiz a mi hijo José Leonardo Ortiz quiénes por la razón de su existencia y su
apoyo moral han contribuido grandemente a mi superación personal, espiritual y
profesional a mis hermanos y a toda mi familia.
También al personal de la EERSA ingeniero Joe Ruales gerente de la institución,
ingeniero Rodrigo Briones, ingeniero Jaime Ruiz quienes compartieron sus
criterios técnicos y sugerencias acerca de este proyecto finalmente al DOM
(Departamento de Operación y Mantenimiento) y el departamento de Pérdidas de
la EERSA.
Carlos Salomón Ortiz Ortiz.
4
DEDICATORIA
Dedico este proyecto a nuestro padre eterno Dios, pues sin el no hubiese sido
posible mi realización espiritual moral e intelectual; a mis padres, hijo y hermanos
con quienes he compartido mi vida pues han sido el pilar de de mi cimiento
Carlos Salomón Ortiz Ortiz.
5
RESUMEN ........................................................................................................... 14
CAPÍTULO 1 ........................................................................................................ 16
1.1
GENERALIDADES................................................................................. 16
1.2
OBJETIVOS ........................................................................................... 18
1.3
JUSTIFICACIÓN .................................................................................... 20
1.4
ALCANCE DEL ESTUDIO ..................................................................... 21
1.5
CIRCUITOS SECUNDARIOS DE BAJA TENSIÓN DEL SECTOR
HISTÓRICO DE LA CIUDAD DE RIOBAMBA. [9] ............................................ 22
1.5.1
RED AEREA ................................................................................... 22
1.5.1.1
MATERIALES .......................................................................... 22
1.5.1.1.1 TRASFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN .......................... 22
1.5.1.1.2 EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO ......... 23
1.5.1.1.3 EQUIPO DE ALUMBRADO PÚBLICO ................................. 24
1.5.1.1.4 AISLADORES....................................................................... 24
1.5.1.1.5 CONDUCTORES DESNUDOS ............................................ 25
1.5.1.1.6 CONDUCTORES AISLADOS Y ACCESORIOS. ................. 25
1.5.1.1.7 CARACTERÍSTICA DE CONUCTORES .............................. 26
1.5.1.2
RED DE BAJO VOLTAJE SUBTERRÁNEA ............................ 29
CAPITULO 2 ........................................................................................................ 31
2.1
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN [2] ....................................................... 31
2.1.1
2.2
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIO Y SECUNDARIO ...... 31
2. 1.2
TRANSFORMADORES .............................................................. 32
2. 1.3
DEMANDA .................................................................................. 34
CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS. 36
2.2.1
ESTIMACIÓN DE PERDIDAS DE POTENCIA ............................... 37
2.2.2
ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ................................. 38
2.3
2. 2.3
UTILIZANDO FACTOR DE PÉRDIDAS. ..................................... 39
2. 2.4
ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA ............................................ 40
HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS. 41
2.3.1
FLUJO DE CARGA. ........................................................................ 42
2.3.2
ESTIMACIÓN DE ESTADO. ........................................................... 42
2.3.3
CORRELACIÓN CON CIRCUITOS SIMILARES. ........................... 43
6
2.4
INFORMACIÓN NECESARIA PARA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS ..... 43
2.4.1
CARACTERÍSTICAS GENERALES. .............................................. 43
2.4.2
INFORMACIÓN DE LA CARGA. .................................................... 44
2.5
METODOLOGIAS DE ESTIMACIÓN. .................................................... 44
2.5.1
SUBSISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ............................................. 44
2.5.2
ESTIMACIÓN DE DEMANDA ........................................................ 46
2.5.3
ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS EN LOS CIRCUITOS PRIMARIOS. 48
2.5.4
PÉRDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES. ................................ 49
2.5.5
PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS. ............................... 51
2.6
MUESTREO ESTRATIFICADO ALEATORIO (MEA)............................ 52
2.6.1
ASIGNACIÓN DE LAS VARIABLES MUESTRALES...................... 54
2.6.2
TAMAÑO DE LA MUESTRA. .......................................................... 56
2.6.3
2.6.4
NUMERO DE ESTRATOS .......................................................... 57
MARCO MUESTRAL. ..................................................................... 57
CAPITULO 3 ........................................................................................................ 59
3.1
ANALISIS DE INFORMACIÓN .............................................................. 59
3.1.1
ESTUDIO TÉCNICO DE ENERGÍA FACTURADA ......................... 59
3.1.2
CARACTERÍSTICAS DE MEMOBOX (ANALIZADOR) .................. 60
3.1.2.1
3.1.3
3.2
CARACTERÍSTICAS CODAM BÁSICAS / PLUS: ................... 60
CODIGO DE MEDIDORES ............................................................. 61
DEMANDA [4] ........................................................................................ 63
3.2.1
DEMANDA PICO ........................................................................... 64
3.2.2
FACTOR DE CARGA [7] ................................................................ 66
3.2.3
FACTOR DE DEManDA [7] ............................................................ 67
3.2.4
FACTOR DE UTILIZACIÓN [7] ....................................................... 67
3.2.5
FACTOR DE DIVERSIDAD [7] ....................................................... 68
3.2.6
FACTOR DE COINCIDENCIA O DE SIMULTANEIDAD [7] ........... 68
3.3
CÁLCULOS Y ANÁLISIS TÉCNICO ................................................... 69
3.3.1
CALCULO DE DEMANDA PICO ( D̂ ) ............................................ 69
3.3.2
CALCULO DE FACTOR DE CARGA ( FC ) .................................. 70
3.3.3
CÁLCULO DE FACTOR DE UTILIZACIÓN ( Fu ) ......................... 71
3.4
CÁLCULO DEl VALOR DE LAS CARGAS PARA EL
SIMULADOR .. 71
CAPITULO 4 ........................................................................................................ 76
7
4.1
CALCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS DE REDES DE
BAJA TENSIÓN EN EL CeNTRO HISTÓRICO DE LA CIUDAD DE RIOBAMBA
76
4.1.1
CALCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS........................................... 76
4.1.2
INGRESO DE PARÁMETROS ....................................................... 76
4.2
CÁLCULO DE PÉRDIDAS ..................................................................... 83
4.2.1
4.3
CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ....................................... 83
4.2.1.1
CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA ............ 85
4.2.1.2
CÁLCULO DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA ..... 86
ANALISIS DE RESULTADOS ................................................................ 90
4.3.1
REGULACIÓN DE VOLTAJE ......................................................... 90
4.3.2
CARGABILIDAD ............................................................................. 91
4.3.3
PéRDIDAS ...................................................................................... 91
CAPITULO 5 ........................................................................................................ 94
5.1
SOLUCIONES TÉCNICAS .................................................................... 94
5.1.1
BALANCE DE CARGA EN LAS FASES ......................................... 95
5.1.2
CAMBIO DE CALIBRE DEL CONDUCTOR ................................... 95
5.1.3
COLOCAR EL TRANSFORMADOR EN EL CENTRO DE CARGA
DEL CIRCUITO. ............................................................................................ 96
5.1.4
INCREMENTO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR EN LAS FASES
96
5.1.5
REEMPLAZO DE ACOMETIDAS ................................................... 96
5.1.6
REEMPLAZO DE MEDIDORES ..................................................... 97
5.2
IMPLEMENTACIÓN PRÁCTICA DE SOLUCIONES TÉCNICAS PARA
DISMINUIR PÉRDIDAS ELÉCTRICAS. ........................................................... 97
5.2.1
BALANCE DE CARGA EN LAS FASES ......................................... 98
5.2.2
INCREMENTO DE CALIBRE DEL CONDUCTOR ......................... 98
5.2.3
INCREMENTO NÚMERO DE FASES ........................................... 99
5.3
PROYECTO PARA REDUCIR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS ................ 102
5.3.1
SUSTITUCIÓN DE MEDIDORES ................................................ 103
5.3.2
RECUPERACIÓN DE CARTERA VENCIDA [11] ......................... 104
CAPÍTULO 6 ...................................................................................................... 106
6.1
ANÁLISIS ECONÓMICO ..................................................................... 106
8
6.1.1.2
CATEGORÍA RESIDENCIAL- COMERCIAL ......................... 106
6.1.2
CUANTIFICACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ....................... 108
6.1.3
ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UNA FUTURA READECUACIÓN
113
6.1.4
VALOR PRESENTE NETO (vpn) [12] .......................................... 117
6.1.5
VALOR ACTUAL NETO (VAN) [12] .............................................. 118
6.1.6
TAZA INTERNA DE RETORNO (TIR) [12] ................................... 119
6.1.7
TRI O TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN .......... 119
CAPÍTULO 7 ...................................................................................................... 123
7.1
CONCLUSIONES. ............................................................................... 123
7.2
RECOMENDACIONES ........................................................................ 125
Bibliografía ......................................................................................................... 127
ANEXOS ............................................................................................................ 129
ANEXO DEL CAPITULO 3 CLASIFICACIÓN DE INFORMACIÓN POR
CIRCUITOS........................................................................................................ 130
Anexo 3.1.1 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No26 .......... 130
Anexo 3.1.2 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No22 .......... 131
Anexo 3.1.3 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No3 ............ 131
Anexo 3.1.4 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No3 ............ 132
Anexo 3.1.5 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No16 .......... 133
anexo 3.1.6 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 4 ........... 134
Anexo 3.1.7 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 4 ........... 134
Anexo 3.1.8 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 23 ......... 135
Anexo 3.1.9 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 13 ......... 135
Anexo 3.1.10 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 13 ....... 136
Anexo 3.1.11 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 30 ....... 136
Anexo 3.1.12 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 30 ....... 137
Anexo 3.1.13 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 8 ......... 138
Anexo 3.1.14 ...................................................................................................... 139
Anexo 3.1.15 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 29 ....... 140
Anexo 3.1.16 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 28 ....... 141
Anexo 3.2 GRÁFICOS DE DEMANDA TÍPICA DIARIA Y CARGAS HORARIAS
........................................................................................................................... 142
9
Anexo 3.2.1CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No19 .............. 142
Anexo 3.2.2 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 19 ......... 142
Anexo 3.2.3 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 19
........................................................................................................................... 143
Anexo 3.2.4 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 22............ 143
Anexo 3.2.6 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 22
........................................................................................................................... 144
Anexo 3.2.7 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 3.............. 145
Anexo3.2.8 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 3 ............ 145
Anexo 3.2.9 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 3
........................................................................................................................... 146
Anexo 3.2.10 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 16 .......... 146
Anexo 3.2.11 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 16 ....... 147
Anexo 3.2.12 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
16 ....................................................................................................................... 147
Anexo 3.2.13 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 4 ............ 148
Anexo3.2.14 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No4 ........... 148
Anexo 3.2.15 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 4
........................................................................................................................... 149
Anexo 3.2.16 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 23 .......... 149
Anexo 3.2.17 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 23 ....... 150
Anexo 3.2.18 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
23 ....................................................................................................................... 150
Anexo 3.2.19 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 13 .......... 151
Anexo 3.2.20 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 13 ....... 151
Anexo 3.2.21 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
13 ....................................................................................................................... 152
Anexo 3.2.22 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 14 .......... 152
Anexo 3.2.23 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 14 ....... 153
Anexo 3.2.24 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
14 ....................................................................................................................... 153
Anexo 3.2.25 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 8 ............ 154
Anexo 3.2.26 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 8 ......... 154
10
Anexo 3.2.27 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 8
........................................................................................................................... 155
Anexo 3.2.28 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 30 .......... 155
Anexo 3.2.29 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 30 ....... 156
Anexo 3.2.30 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
30 ....................................................................................................................... 156
Anexo 3.2.31 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 29 .......... 157
Anexo 3.2.32 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 29 ....... 157
Anexo 3.2.33 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
29 ....................................................................................................................... 158
Anexo 3.2.34 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 28 .......... 158
Anexo 3.2.35 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 28 ....... 159
Anexo 3.2.36 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
28 ....................................................................................................................... 159
ANEXO 3.3 CUADRO DE VALORES DE DEMANDAS PICO O CARGA PARA EL
SIMULADOR ...................................................................................................... 160
Anexo 3.3.1 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 28
........................................................................................................................... 160
Anexo 3.3.2 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 22
........................................................................................................................... 160
Anexo 3.3.3 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 3 161
Anexo 3.3.4 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 16
........................................................................................................................... 161
Anexo 3.3.5 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 4 162
Anexo 3.3.6 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 23
........................................................................................................................... 162
Anexo 3.3.7 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 14
........................................................................................................................... 163
Anexo 3.3.8 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 8 163
Anexo 3.3.9 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 30
........................................................................................................................... 164
Anexo 3.3.10 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 29
........................................................................................................................... 164
11
Anexo 3.3.11 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 28
........................................................................................................................... 165
Anexo CAPITULO 5 .......................................................................................... 166
Anexo 5.1 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 12 ..................................................................................................... 166
Anexo 5.2 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 26 ..................................................................................................... 166
Anexo 5.3 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 22 ..................................................................................................... 166
Anexo 5.4 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 16 ..................................................................................................... 167
Anexo 5.5 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 4 ....................................................................................................... 167
Anexo 5.6 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 23 ..................................................................................................... 167
Anexo 5.7 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 13 ..................................................................................................... 168
Anexo 5.8 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 14 ..................................................................................................... 168
Anexo 5.9 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 8 ....................................................................................................... 168
Anexo 5.10 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 30 ..................................................................................................... 169
Anexo 5.11 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 29 ..................................................................................................... 169
Anexo 5.1 2 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 28 ..................................................................................................... 169
Anexo 5.13 ......................................................................................................... 170
CARACTERISTICAS TECNICAS MEDIDOR MONOFASICOS ......................... 170
ELECTRÓNICO 2 FASES 120-480 V CLASE 200............................................. 170
Anexo 5.14 ......................................................................................................... 171
CARACTERISTICAS TECNICAS MEDIDOR TRIFÁSICO ................................. 171
ELECTRÓNICO 3 FASES 120-480 V CLASE 20 MEDICION INDIRECTA........ 171
12
Anexo 5.15 ......................................................................................................... 172
CARACTERÍSTICAS DE MEDIDORES TRIFÁSICOS ELECTRÓNICOS CLASE
100 ..................................................................................................................... 172
Anexo 5.16 ......................................................................................................... 173
CARACTERISTICAS TECNICAS MEDIDOR TRIFASICO ................................. 173
ELECTRÓNICO 3 FASES 120-480 V CLASE 200 MEDICION DIRECTA ......... 173
ANEXOS DEL CAPITULO 6 CUAdRO DE EXTRAPOLACIÓN DE PÉRDIDAS de
ENERRGÍA......................................................................................................... 174
Anexo 6.1 EXTRAPOLACIÓN LAS PERDIDAS DE ENERGÍA (KWH/SEMANA)
PARA 40 CIRCUITOS EXISTENTES DE ELÉCTRICA PUBLICA ..................... 174
Anexo 6.2 EXTRAPOLACIÓN DE ENERGÍA REGISTRADA (KWH/SEMANA)
PARA 40 CIRCUITOS EXISTENTES DE ELÉCTRICA PUBLICA. .................... 175
Anexo 6.3 NUVE DE PUNTOS DE TENDENCIA DE ENERGÍA REGISTRADA
PARA 40 CIRCUITOS ........................................................................................ 176
Anexo 6.4 CURVA DE TENDENCIA DE ENERGÍA REGISTRADA Y SU
ECUACIÓN PARA 40 CIRCUITOS EXISTENTES EN CENTRO HISTÓRICO DE
RIOBAMBA ........................................................................................................ 176
Anexo 6.5 TRANSFORMADORES, CAPACIDAD Y NÚMERO DE USUARIOS
DEL CENTRO HISTÓRICO DE LA CIUDAD DE RIOBAMBA............................ 177
Anexo 6.6 TRANSFORMADORES, CAPACIDAD Y NÚMERO DE USUARIOS Y
CONFIGURACIÓN DE CONDUCTORES DE CADA CIRCUITO ....................... 178
Anexo 6.7 DESCRIPCIÓN DE NÚMERO DE ESTRUCTURAS NECESARIAS
PARA READECUACIÓN EN RED DE BAJA TENSIÓN .................................... 179
Anexo 6.8 ESTUDIOS DE MONITOREO DE CONSUMO Y PÉRDIDAS NO
TÉCNICAS SECTOR PULINGUÍS ..................................................................... 180
ESQUEMA............................................................................................................. 183
ANEXO 6.9 CÁLCULO DEL TIR, VAN, VPN, Y TIEMPO DE RECUPERACIÓN 184
ANEXOS GRÁFICOS ......................................................................................... 186
13
ANALISIS TÉCNICO DE LAS REDES DE BAJA TENSIÓN EN EL
CENTRO HISTÓRICO DE RIOBAMBA.
RESUMEN
Este proyecto tiene como propósito sugerir con un análisis técnico una renovación
óptima para disminuir las pérdidas eléctricas en el centro histórico de la ciudad de
Riobamba.
Se recomienda que tome este proyecto como un prototipo para el futuro, se
realice estudios a nivel macro que corresponda a la EERSA siendo conveniente
el beneficioso técnico y económico.
Puesto que en la mayoría de los circuitos secundarios los transformadores se
encuentran fuera del centro de carga causando caídas de voltaje y verificar que
dichos valores se rigen a normas de calidad establecidas.
De acuerdo a la evaluación del estado actual mediante el levantamiento de
información detallada basado en técnicas y métodos de muestreo del sistema a
través de un estudio técnico minucioso.
Se realiza un análisis de la información de energía facturada, registrada y balance
de energía en redes de baja tensión del centro histórico de Riobamba.
Cálculos de pérdidas técnicas y no técnicas de las redes de baja tensión en
estudio, en base a métodos matemáticos adecuados.
Se muestra soluciones adecuadas posibles al sistema de bajo voltaje sugiriendo
futura renovación de la red en estudio.
14
Se realiza un estudio de análisis de costos comparando la red actual con la
renovación a futuro para optimizar la transferencia de energía y disminuir las
pérdidas.
Finalmente
conclusiones y recomendaciones realizando una evaluación del
circuito en estudio mostrando las dificultades presentes para dicho estudio y
solución.
15
CAPÍTULO 1
1.1 GENERALIDADES
La Empresa Eléctrica de Riobamba nace en el 3 de abril de 1963, la cual compra
todos los derechos a la Empresa de Electrificación Chimborazo, está compuesta
de 5 subestaciones las mismas que alimentan de energía eléctrica
a los
diferentes circuitos de la ciudad y sus alrededores.
Puesto que la estética predomina en la mayoría de sectores que muestra la
cultura característica de la ciudad, existen redes subterráneas
en sitios
estratégicos.
Sin embargo también existen las redes aéreas visibles las mismas que muestran
claramente un gran laboratorio, para su estudio se debe elegir cuidadosamente
cada uno de los circuitos que conforman la red de baja tensión.
Por tanto es necesario identificar los circuitos que están conformados por la red
subterránea que resulta un poco difícil su ubicación, por tanto se recurre a los
planos de diseños hechos por técnicos de la empresa para facilitar dicha
ubicación y distribución de cada uno de los circuitos en la red, esta red contiene
pozos los cuales distribuyen la red de baja tensión.
Por consiguiente el levantamiento de información debe conformar a partir de
bushings de baja de los transformadores de distribución situados entre la red de
media y baja tensión incluyendo acometidas de abonados, hacer una análisis de
caídas de voltaje verificando si están ubicados correctamente en el centro de
carga, tratando de maximizar el cumplimiento de las normas de calidad
establecidas. Es necesario tomar en cuenta la disposición de los conductores, su
calibre y la configuración de la red respectivamente si es trifásica o monofásica.
16
En estas redes secundarias de
distribución se tienen
transformadores
monofásicos autoprotegidos, lo que no sucede con los transformadores trifásicos.
Los circuitos concernientes a la red en estudio se energizan por el alimentador 2
de la subestación 1, facilitando de mejor manera el estudio de dicha red por lo
que no va hacer necesario inmiscuir redes de otro alimentador.
De acuerdo al tamaño de la muestra se elige los transformadores que
pertenezcan a los circuitos mas adecuados para realizar los cálculos de muestreo.
El estudio de incremento de demanda no se incluye en el proyecto de titulación
de las redes en cuestión y se sugiere realizar en estudios posteriores.
17
1.2 OBJETIVOS
Los objetivos del presente proyecto de titulación son los siguientes:
•
Disminuir pérdidas eléctricas, optimizar el suministro de energía en redes
de baja tensión en el sector histórico de Riobamba a través de un análisis
técnico ya que en distintos sistemas eléctricos es común el problema de
pérdidas.
•
Discernir de manera adecuada datos obtenidos para análisis de la red en
estudio con el propósito de no cometer errores y obtener resultados con el
menor incertudumbre.
•
Colocar analizadores estratégicamente en red de baja tensión.
•
Realizar recopilación de datos y elaboración de los cálculos correctamente
en el sistema o red
•
en análisis.
Determinar una adecuada metodología de estudio, en base a un tamaño
muestral técnicamente determinado.
•
Elaborar el discernimiento de la información sin dar lugar a equivocaciones
o exceso de información la cual prácticamente podría dar lugar a efectos
redundantes en el análisis.
•
Realizar el estudio técnico que permita determinar las pérdidas eléctricas
del sistema en estudio con el objetivo de dar una solución adecuada con
mejoramiento de la infraestructura o remodelación futura, de acuerdo a las
posibilidades físicas del lugar y económicas de la empresa.
•
Sugerir remodelaciones y readecuaciones futuras en donde esta situada
la red; esto es un factor importante para disminuir pérdidas eléctricas, ya
que tiene redes subterráneas las mismas que por su costo puede
considerarse o no en su mejoramiento.
18
Tomar en cuenta
efectos que causan las pérdidas, ya sean estos físicos o
eléctricos:
•
El uso arbitrario de energía de parte de los mismos usuarios que
correspondería a pérdidas no técnicas.
•
Fugas de energía a tierra.
•
Mal dimensionamiento del conductor o sobrecarga del mismo por efecto de
incremento de carga etc.
•
Transformadores trabajando prácticamente con una carga mínima es decir
sobredimensionados, los mismos que por pérdidas existentes en el hierro
es decir en su núcleo aportan diariamente a una de las causas principales
para que existan gastos de energía en el sistema, por otra parte se
considera los transformadores subdimensionados o sobrecargados por lo
que existe pérdidas de energía en forma de calor disminuyendo su vida útil
y ocasionando también pérdidas al sistema y a la empresa ya que este
transformador trabajará correctamente menos tiempo y habrá que
cambiarlo en menor tiempo de lo usualmente requerido.
Seguir los planes de mejoramiento y remodelaciones del sistema eléctrico en
estudio esto depende del lugar físico en donde está situada la red por tanto se
tendrá limitaciones de carácter irrelevante en dicho aspecto, por otra parte debe
considerarse la situación económica de la empresa, es decir costos de
la
remodelación y adecuación de la red en cuestión.
19
1.3 JUSTIFICACIÓN
Durante los últimos años se ha venido tomando en cuenta y dando
mucha
importancia en todo el mundo a la eficiencia energética es decir optimizando el
uso de recursos energéticos, por lo que la Empresa Eléctrica Riobamba ha hecho
hincapié en dicho tema para poder resolver los problemas existentes en la red de
distribución. La Empresa administra, dirige, cambia y diseña con los criterios
técnicos más apropiados para el mejoramiento de la eficiencia en entrega de la
energía.
Con el fin de disminuir las pérdidas existentes en la red que comprende el centro
histórico de la ciudad de Riobamba se realiza el estudio técnico adecuado en las
redes de baja tensión, considerando una metodología apropiada de acuerdo a las
condiciones particulares que presente la red antes mencionada para lograr un
ahorro económico y energético, eliminar el problema existente de la mejor
manera.
Este estudio básicamente va orientado al control de pérdidas tratando de
disminuir al máximo los efectos que causan pérdidas eléctricas en la red de
distribución.
Adicionalmente al análisis técnico se efectúa el análisis económico, cuya
incidencia es importante en este tipo de proyectos, puesto que la inversión es
representativa en el sector del sistema de distribución.
La metodología empleada en este proyecto puede emplearse para realizar un
estudio global del sistema.
20
1.4 ALCANCE DEL ESTUDIO
Por los problemas presentes concernientes a pérdidas eléctricas en la red de
distribución que administra la Empresa Eléctrica Riobamba, tiene la necesidad
de priorizar un estudio adecuado, escogiendo un sector específico de la ciudad,
como es el centro histórico de Riobamba.
En la mayoría de la red de distribución los transformadores no se encuentran en
el centro de carga por los tanto se sugerirá la readecuación óptima para disminuir
pérdidas y caídas de voltaje.
Se presentará la situación actual de dicha red con datos estadísticos obtenidos de
la misma empresa pues es necesario analizar
intervienen en dichos efectos físicos
los distintos factores
que
que ocasionan pérdidas eléctricas de la
zona de estudio, a través de toma de datos y discernimiento adecuado de la
información obtenida con la metodología técnica apropiada.
Los datos se obtendrán con analizadores eléctricos que proporcionan la
información suficiente para realizar los cálculos y determinación de resultados
correctos, también se debe tomar en cuenta algún tipo de falla de los aparatos.
El área de estudio llega desde los bushings de baja de transformadores de
distribución de la red secundaria y la red de bajo voltaje propiamente dicha.
El proyecto también incluye el levantamiento de información de la red secundaria
con acometidas para cada uno de los abonados.
21
1.5 CIRCUITOS SECUNDARIOS DE BAJA TENSIÓN DEL SECTOR
HISTÓRICO DE LA CIUDAD DE RIOBAMBA. [9]
Prácticamente toda la red es de tipo radial puesto que se sigue el típico modelo
americano.
En el sistema existen transformadores monofásicos los cuales tienen circuitos de
240 voltios entre fase-fase y 120 voltios entre fase y neutro; también existen
transformadores trifásicos, con un neutro común, con voltajes de 220 voltios entre
fase-fase y 127 voltios entre fase y neutro, de acuerdo al tipo de abonados ya
sean estos residenciales o comerciales.
1.5.1
RED AEREA
Las redes normales aéreas que predominan tienen cable desnudo aunque
también existen con cable preensamblado, de acuerdo a las necesidades de la
red. Los tipos de calibres y configuración de conductores utilizados son factor
predominante para este estudio.
1.5.1.1 MATERIALES
1.5.1.1.1 TRASFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
Son del tipo monofásico, clase de distribución sumergido en aceite libre de
PCB’S, auto refrigerado, tipo CSP, apropiado para intemperie a 3000 m.s.n.m,
potencia nominal en régimen continuo: de 15 kVA, con una temperatura ambiente
de 30 ºC y un sobre calentamiento de 65 ºC medido por resistencia
•
Voltaje nominal primario: 13800 Grdy / 7967 V
•
Voltaje nominal secundario: 220/127 en redes trifásicas 240/120 en
monofásicas.
•
Numero de bushings: 1 en AT.
22
•
Derivaciones en el lado primario 2 × 2.5 % de la relación de transformación,
para conmutaciones sin carga, con el conmutador colocado exteriormente.
•
Impedancia a régimen continuo: 4% sobre la base de sus kVA nominales.
•
Frecuencia 60 Hz.
•
Clase de aislamiento lado primario: 15 kV, BIL 95 kV.
•
Clase de aislamiento lado secundario: 1.2 kV, BIL 30 kV.
Satisfacen las disposiciones, que en cuanto a diseño, fabricación y pruebas, se
establecen en la Norma INEN, NTE 2114:2003, para transformadores
monofásicos y NT3 2115:2003 para transformadores trifásicos.
1.5.1.1.2 EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO
•
Descargadores tipo auto válvula, clase de distribución, adecuados para un
voltaje de servicio de 10 kV. Voltaje nominal: 15 kV máximo voltaje de
descarga para una onda de corriente de 8 × 20
microsegundos: 59 kV
para 5 kA y 66 kV para 10 kA, con accesorios de soporte para montaje en
cruceta de madera
y de acuerdo para operación a 3000 m.s.n.m, los
detalles de fabricación cumplen con la con las normas ANSI c-62.1.
•
Seccionador porta fusible unipolar, tipo abierto, adecuado para un voltaje
de 13.8kV.
•
Voltaje máximo de diseño: 15kV.
•
Capacidad nominal 100 A.
•
Capacidad de interrupción simétrica: 5600 A.
•
Capacidad de interrupción asimétrica: 8000 A, BIL:95 kV.
•
Completo con tubos porta fusibles y accesorios de soporte para montaje en
cruceta de hierro o madera.
•
Cumple con las exigencias de las normas ANSI C.41 y C-37.42.
23
1.5.1.1.3 EQUIPO DE ALUMBRADO PÚBLICO
Las luminarias para alumbrado de vías, son de tipo cerrado, disposición
horizontal, pantalla protectora, reflector de aluminio anodizado, con lámpara de
vapor de sodio de 70, 100,150 y 250 W, las últimas de doble potencia; tipo
tubular alta presión, color corregido, casquillo E-27, voltaje nominal 220-240 V,
frecuencias 60 Hz, incluye balasto y capacitor para mejorar el factor de potencia,
hermeticidad IP66.
1.5.1.1.4 AISLADORES.
• Aislador de porcelana procesado en húmedo, tipo suspensión de alta
resistencia y alta rigidez dieléctrica, esmaltado al fuego, con las partes
metálicas de hierro, galvanizadas por el proceso de inmersión en caliente,
para un voltaje nominal de 13.8 kV en cadena de dos aisladores por fase,
clase ANSI, 52-1 y satisface los requerimientos
establecidos
en
las
normas ANSI C.29.2.
• Aislador de porcelana procesado en húmedo, tipo espiga de alta
resistencia mecánica y alta rigidez dieléctrica esmaltado al fuego, provisto
en el cuello de un esmalte semiconductor para reducir el nivel de radiointerferencia, para una tensión nominal de 15 kV, clase ANSI 55-4.
Satisface los requerimientos establecidos en las normas ANSI C.29.6.
• Aislador de porcelana procesado en húmedo, tipo retención, para un voltaje
nominal de 15 kV. Clase ANSI 54-2, que satisface los requerimientos
establecidos en las Normas ANSI C.29.4.
•
Aislador de porcelana procesada en húmedo, tipo rollo, para una tensión
nominal de 0,25 kV., clase ANSI 53-2, de 79 mm de diámetro y 75 mm de
longitud, satisface los requerimientos establecidos en las Normas ANSI
C.29.3.
Para las líneas de distribución que sobrepasen los 3500 m.s.n.m, se usan
aisladores tipo PIN, ANSI NEMA 55-5.
24
1.5.1.1.5 CONDUCTORES DESNUDOS
• Conductor desnudo cableado, cobre recosido suave, 7 hilos, calibre No4
AWG, designación ASTM B3, B8, adecuado para puesta a tierra.
• Conductor desnudo cableado, aleación de aluminio, ASCR, 7 hilos calibre
No 2 y 4 AWG, designación ASTM-B232, INEN-EL.
• Conductor desnudo cableado, aleación de aluminio, ASC, 7 hilos, calibres
No 2 y 4 AWG, designación ASTM-B231, INEN-EL.
1.5.1.1.6 CONDUCTORES AISLADOS Y ACCESORIOS.
• Conductor aislado PVC termoplástico para 600 V, Tipo TW, sólido, cobre
suave, unipolar, calibre No 14 AWG. Designación ASTM B3, UL 83, IPCEA
S-61-402, adecuado para instalación a la intemperie.
• Conductor aislado con PVC termoplástico para 600 V, tipo TW, sólido,
cobre suave unipolar, calibre No 6 AWG. Designación ASTM B3, Ul 83,
IPCEA s-61-402, adecuado para instalación a la intemperie.
• Conductor aislado con PVC termoplástico para 600 V, tipo TW, cableado,
aluminio, unipolar, 7 hilos, calibre No 1/0 AWG. Designación ASTM B3, B8,
UL 83, IPCEA S—61-402, adecuado para la instalación a la intemperie.
25
1.5.1.1.7 CARACTERÍSTICA DE CONUCTORES
TABALA (1.1) Características de cables para red de baja tensión
TABALA (1.2) Características de cables para red de baja tensión
TABALA (1.3) Características de cables para red de media tensión
CABLES DE ALUMINIOM TW -- 600 V - 60 ºC
CALIBRE
SECIÓN
NUMERO
DIAMETRO
PESO
CAPACIDAD
AWG
mm
HILOS
TOTAL mm
kg/km
Amp
1/0
53,3
19
9,45
146,79
100
2/0
67,7
19
10,65
186,45
115
TABALA (1.4) Características de cables para red de bajo voltaje
26
CABLES DE COBRE TIPO TW, 600 V, 60 ºC
CALIBRE
SECCIÓN
NUMERO
DIAMETRO
PESO
CAPACIDAD
AWG
Cu mm
HILOS
TOTAL mm
kg/km
Amp
14
2,08
1
3,15
26,36
20
12
3,31
1
3,57
38,69
25
10
5,26
1
4,11
57,8
30
14
2,08
7
3,4
29,38
21
12
3,31
7
3,88
42,52
26
10
5,26
7
4,49
62,76
31
8
8,37
7
5,98
104,32
41
6
13,3
7
7,59
168,9
57
4
21,12
7
8,92
249,44
70
2
33,54
7
10,45
374,04
95
1/0
53,52
19
13,51
599,3
125
2/0
67,35
19
14,71
736,63
145
4/0
107,41
19
17,46
1127,18
195
TABALA (1.5) Características de cables para red de interiores
CABLES DE COBRE TIPO TTU, 2000 V, 75 ºC
CALIBRE
SECCIÓN
NUMERO
DIAMETRO
PESO
CAPACIDAD
AWG
Cu mm
HILOS
TOTAL mm
kg/km
Amp
8
8,37
7
6,74
105,33
50
6
13,3
7
8,97
176,73
65
4
21,12
7
10,2
257,61
85
2
33,54
7
11,73
382,63
115
1/0
53,52
19
15,03
613,68
150
2/0
67,35
19
16,23
751,48
175
4/0
107,41
19
18,98
1143,12
230
TABALA (1.6) Características de cables para red de bajo voltaje subterránea
27
CABLES DE COBRE múltiplex-9,15 kV,100% NA
CALIBRE
SECCIÓN
NUMERO
DIAMETRO
PESO
CAPACIDAD
AWG
Cu mm
HILOS
TOTAL mm
kg/km
Amp
2
33,54
7
24,57
899,33
195
1/0
53,52
7
26,93
1202,82
260
2/0
67,35
7
28,33
1409,75
300
TABALA (1.7) Características de cables para acometidas múltiplex (duplex,
triples, tetraplex…etc)
TABALA (1.8) Características de cables ASCR incluido su RMG
28
CALIBRE
AWG O
MCM
FORMACION
SECCION
No. de hilos
mm2
por diámetro
mm.
CAPAC.
ESPESOR
DIAMETRO PESO
CORRIENTE
AISLAMIENTO EXTERIOR TOTAL
para 1 cable
mm.
mm.
Kg/Km
al aire libre
TIPO
CABLE
ALTERNAT.
DE
EMBALAJE
Amp.
2x6
13,31
7 x 1,55
1,14
11,58
102,20
70
Duplex
A,Z
2x4
21,15
7 x 1,96
1,14
14,04
152,70
90
Duplex
A,Z
2x2
33,62
7 x 2,47
1,14
17,10
236,20
120
Duplex
A,Z
2 x 1/0
53,49
7 x 3,12
1,52
21,76
378,90
160
Duplex
A,Z
2 x 2/0
67,43
7 x 3,50
1,52
24,04
481,20
185
Duplex
A,Z
3x6
13,31
7 x 1,55
1,14
12,67
167,30
70
Triplex
A,Z
3x4
21,15
7 x 1,96
1,14
15,29
249,60
90
Triplex
A,Z
2x2 + 1x4
33,62
7x2,47+7x1,96
1,14
17,90
345,10
120
Triplex
A,Z
3x2
33,62
7 x 2,47
1,14
18,60
379,60
120
Triplex
A,Z
2x1/0 + 1x2
53,49
7x3,12+7x2,47
1,52
23,10
555,60
160
Triplex
A,Z
3 x 1/0
53,49
7 x 3,12
1,52
23,80
610,30
160
Triplex
A,Z
67,43
7x3,50+7x3,12
1,52
25,90
739,30
185
Triplex
A,Z
3 x 2/0
67,43
7 x 3,50
1,52
26,70
777,80
185
Triplex
A,Z
4x6
13,31
7 x 1,55
1,14
14,56
232,40
60
Cuadruplex
A,Z
4x4
21,15
7 x 1,96
1,14
17,32
345,30
80
Cuadruplex
A,Z
3x2 + 1x4
33,62
7x2,47+7x1,96
1,14
20,40
488,60
105
Cuadruplex
A,Z
2x2/0 +
1x1/0
4x2
33,62
7 x 2,47
1,14
21,10
523,10
105
Cuadruplex
A,Z
3x1/0 + 1x2
53,49
7x3,12+7x2,47
1,52
26,30
786,90
140
Cuadruplex
A,Z
4 x 1/0
53,49
7 x 3,12
1,52
27,12
841,60
140
Cuadruplex
A,Z
67,43
7x3,50+7x3,12
1,52
29,20
1036,10
160
Cuadruplex
A,Z
67,43
7 x 3,50
1,52
30,14
1074,60
160
Cuadruplex
A,Z
3x2/0 +
1x1/0
4 x 2/0
TABALA (1.9) Características de cables ASC múltiplex (duplex, triples, tetraplex)
para acometidas
1.5.1.2 RED DE BAJO VOLTAJE SUBTERRÁNEA
Estos circuitos están bajo las aceras de la ciudad distribuyéndose mediante
ductos o prácticamente en tubería a través de la calzada; hay que recalcar que
los transformadores siguen en los postes es decir en construcción aérea.
29
Las redes de bajo voltaje subterránea, para el servicio de urbanizaciones, de la
ciudad se utilizan mediante los correspondientes pozos de revisión y canalización
en tubería de PVC.
Las derivaciones se realizarán mediante cajas de empalme de resina.
También se permiten configuraciones
directamente enterradas, usando
conductores tipo TTU y derivaciones realizadas mediante suelda estañada y
cintas aislantes únicamente para urbanizaciones.
A más de puesta a tierra del centro de transformación, se instalan por lo menos 2
puestas a tierra adicionales en cada uno de los puntos extremos de cada circuito
secundario.
De acuerdo con el
tipo de conductor utilizado se hace mención a sus
características mostradas a continuación:
Tipo: mono polar.
•
Aislamiento: polietileno reticulado.
•
Chaqueta exterior: PVC de alta resistencia, tipo TTU.
•
Nivel de aislamiento: 2000 voltios
Operación:
•
Nivel de voltaje de operación: 220/127 V.
•
Tipo de instalación: cable directamente enterrado.
•
Temperatura 75 grados centígrados
30
CAPITULO 2
2.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN [2]
En un sistema de distribución está compuesto por:
•
Sistema primario de distribución.
•
Redes secundarias de distribución
•
Transformadores de subestación y de distribución
2.1.1
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIO Y SECUNDARIO
Los sistemas primarios y secundarios están compuestos por líneas aéreas y/o
subterráneas por las cuales circula la corriente necesaria para suplir la demanda
de potencia requerida, asociadas a este proceso se presentan pérdidas debido a
la resistencia de los conductores relacionada con la corriente que circula.
PL = I 2 R
(2.1)
Donde:
PL : Perdidas de potencia
I : Corriente que circula por el conductor
R : Resistencia del conductor ( Ω )
En los sistemas de distribución, donde los voltajes son relativamente bajos, las
pérdidas por efecto corona suelen ser muy pequeñas; por lo cual dicho efecto se
considera despreciable.
31
Los valores de susceptancia a tierra de la línea de distribución son muy pequeños
por lo que también suelen despreciarse.
En los sistemas de distribución los conductores que se utilizan son de diámetro
pequeño por ejemplo No 1/0, 2, 4, 6, 8, 10 estos cables tienen su resistencia por
unidad de longitud grande. En estos sistemas la distancia entre conductores es
pequeña, por lo que el valor de reactancia por unidad de longitud es relativamente
pequeño.
2. 1.2
TRANSFORMADORES
Para el estudio tanto de potencia como de distribución se pueden representar por
el mismo modelo en forma general.
Las pérdidas en un transformador están asociadas por:
•
Pérdidas que varían con la demanda y están directamente asociadas a la
resistencia de los arrollamientos del transformador, conocido como
pérdidas en el cobre.
•
Pérdidas asociadas al valor del voltaje aplicado y están relacionadas con
la corriente de excitación del transformador, conocida como pérdidas en el
hierro o pérdidas en vacío.
Los parámetros del transformador se pueden conseguir de la placa que los
fabricantes proporcionan en cada transformador y se pueden estimar a través de
normas establecidas según la capacidad y valores de voltaje de los
transformadores.
A continuación, en la figura 2.1 y 2.1, se ilustra el modelo de potencia y modelo
eléctrico del transformador.
32
Figura 2.1 Relaciones de Potencia en un transformador
Figura 2.2 Modelo eléctrico de un transformador.
Donde:
Ie: Corriente de entrada en (A).
I: corriente de salida (A).
Ve: voltaje de entrada (V).
Vs: voltaje de salida.
R: Resistencia serie ( Ω ) (asociada con pérdidas del cobre).
Rm: Resistencia en derivación ( Ω ) (asociada con pérdidas en el hierro).
Xm: Reactancia en derivación.
Im: Corriente asociada con la excitación del transformador.
33
Cabe recalcar que el modelo eléctrico es válido para transformadores
monofásicos y trifásicos; o banco de transformadores monofásicos.
2. 1.3
DEMANDA
Las pérdidas de potencia y energía en un sistema de distribución dependen de la
demanda que debe satisfacer.
El conocer adecuadamente el valor de demanda facilitará la precisión en el
estudio de pérdidas.
Para obtener una estimación aproximada de la demanda es necesario colocar
analizadores en diferentes puntos, escogiendo diferentes circuitos de bajo voltaje.
Para obtener una información adecuada de la carga se requiere una gran
cantidad de aparatos de medida para obtener un registro voluminoso, este es un
factor limitante en la Empresa Eléctrica Riobamba, por esta razón la carga se
estima de manera indirecta con la ayuda de una serie de factores como son:
factor de carga, factor de coincidencia, factor de perdidas y capacidad instalada,
energía consumida, número de usuarios.
Al realizar el estudio sobre el comportamiento de la demanda de un sistema se
considera los siguientes aspectos:
•
Variables eléctricas de importancia, por ejemplo demanda (kW) ó energía
consumida.
•
Variación de la demanda.
•
El intervalo de tiempo en el cual se efectúa las mediciones.
•
Para determinar la clase de usuario se analiza la carga, por ejemplo
aparatos, carga agregada.
•
Niveles de confianza y credibilidad en el estudio.
•
La frecuencia en lo cual se adquieren los datos.
34
•
Elegir el tamaño de la muestra para el estudio.
•
Instalación de los equipos, como detectar errores.
•
Como se debe procesar la información.
Demanda máxima individual o demanda promedio (diaria, mensual, anual o por
estación)
•
Clase de consumo.
•
Todo el sistema.
Demanda máxima y promedio por aparatos (diaria, semanal, mensual o por
estación).
•
Usuario.
•
Clase
•
Sistema
Factor de coincidencia o diversidad con relación al estrato, al sistema o al número
de usuarios.
Energía utilizada por día, mes o año dado por aparato, usuario o clase de
sistema.
Demanda promedio para un día laboral, un fin de semana o día festivo, teniendo
en cuenta las características del mes.
35
2.2 CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA ESTIMACIÓN DE
PÉRDIDAS.
Para evaluar las pérdidas de energía durante un período de tiempo se pueden
suministrar las lecturas de energía suministrada y energía que ha sido facturada a
los usuarios.
Por ejemplo:
Pérdidas de Energía Técnicas y no Técnicas = Energía suministrada –
Energía Facturada
(2.2)
Esta metodología tiene asociada dos fuentes de error
•
La diferencia entre la energía suministrada y la energía facturada incluyen
la energía utilizada por los usuarios pero no pagada como puede ser: hurto,
lecturas herradas, aparatos descalibrados, etc. Es decir incluye pérdidas
técnicas como no técnicas.
•
Las lecturas de los aparatos realizados en diferentes puntos del sistema no
se hacen simultáneamente, presentándose entre ellas desfase de tiempo
dependiendo de la periodicidad en que se efectúen.
En caso de que los resultados sean aceptables, es difícil localizar en donde
ocurren las pérdidas para poder tomar medidas correctivas.
Para evitar estos inconvenientes, la estimación de pérdidas se realizan primero
estimando las pérdidas de potencia generalmente a demanda máxima o a varias
condiciones de demanda y con base a los resultados se evalúan las pérdidas de
energía.
36
2.2.1
ESTIMACIÓN DE PERDIDAS DE POTENCIA
La evaluación de pérdidas de potencia, en uno o en varios puntos de operación
del sistema se requiere para estimar pérdidas de energía.
Como es factible, se utiliza la simulación de flujos de carga. Como resultado de
los flujos de carga se obtienen valores de voltaje (magnitud y ángulo) en todos los
puntos del sistema, y con estos datos se estima el valor de la pérdida de potencia.
De acuerdo con las dos metodologías siguientes.
•
Calcular las corrientes que circulan por los diferentes elementos mediante
la ecuación:
I K = (Vi − Vj ) / Z K
(2.3)
Donde:
I K = Corriente que circula por elemento (K).
Z K = Impedancia del elemento K,
Z K = RK + jX K .
•
Conocidas las corrientes por los diferentes elementos I K se calculan las
pérdidas.
PLK = R K I K2
(2.4)
PLK : Pérdidas (W) en elemento K.
•
Las pérdidas totales del sistema se encuentran sumando las pérdidas en
cada elemento con aquellas que son independientes a la demanda
37
(pérdidas en vacío de los elementos, las pérdidas por efecto corona se
desprecian).
N
PL = ∑ PLK + PLv
(2.5)
K =1
Donde:
N: Número de elementos.
PLv : Pérdidas independientes de la demanda (W).
• La otra forma de calcular pérdidas de potencia en el sistema es:
M
PL = Ps + ∑ PDK + PLv
(2.6)
K =1
Donde:
Ps : Potencia activa suministrada por el sistema (W).
PDK : Demanda en el punto K (W).
M: Número puntos de demanda.
2.2.2
ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA
Las pérdidas de energía se pueden calcular a partir de los valores estimados de
pérdidas de potencia.
Si se conoce en cada momento el valor de la demanda en los diferentes puntos
del sistema se puede calcular para cada instante el valor de las pérdidas
utilizando la herramienta de flujo de carga.
Conocidas los valores de pérdidas de potencia en cada momento se calcula las
pérdidas de energía.
38
N
L = ∑ PLK ∆TK
(2.7)
K =1
Donde:
L = pérdidas de energía (WH).
PLK : Pérdidas de potencia promedio del sistema durante el Intervalo K (W).
N: Número de intervalos en que se ha divido el tiempo de estudio.
∆TK : Intervalo de tiempo (H).
La forma anterior de evaluar las pérdidas presenta los siguientes inconvenientes:
•
Se debe disponer de mediciones en todo el punto del sistema.
•
Estas condiciones se debe realizar durante todo el tiempo de estudio.
•
Debe efectuarse las mediciones simultáneamente.
El cumplimiento de los puntos anteriores conlleva a costos muy elevados por la
adquisición de equipos de medición y tiempo requerido en la recolección de
información.
Por esta razón se recurre a una metodología que utiliza modelos estadísticos que
permiten evaluar pérdidas en la demanda máxima; o para diferentes condiciones
de operación del sistema y mediante la utilización de factores se estima el valor
de pérdidas de energía durante el período de estudio.
Dentro de este grupo se puede mencionar los siguientes modelos:
2. 2.3
UTILIZANDO FACTOR DE PÉRDIDAS.
Las pérdidas de energía (L) se estiman a partir del valor de pérdidas de potencia
que se presentan en el momento de la demanda máxima:
L = FL PLp T
(2.8)
39
Donde:
FL : Factor de pérdidas del sistema.
PLp : Pérdidas de potencia que presentan en la condición de demanda máxima.
T : Intervalo de tiempo considerado.
2. 2.4
ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA
Se pueden realizar estudios de flujos carga, a diferentes condiciones de carga del
sistema (máxima, mínima, niveles intermedios), para encontrar el valor de las
pérdidas de potencia.
Con los datos de pérdidas de potencia obtenidos, se procede a
encontrar o
ajustar una función que relacione las pérdidas de la red (PL) con la demanda total
o con variables adicionales, como pueden ser intercambios.
La relación requerida puede ser de la forma:
PL = C1 + C 2 PD + C 3 PD2
(2.9)
Donde:
PD : Demanda del sistema.
C1 , C 2 , C 3 : Coeficientes hallados mediante el uso de un modelo estadístico.
Las pérdidas en vacío del transformador
se pueden determinar en forma
separada y considerarlas constantes durante cada intervalo de tiempo.
Los pasos necesarios para estimar pérdidas de energía son:
•
Para una serie de condiciones de demanda evaluar las pérdidas de
potencia mediante el uso de flujos de carga.
40
•
Utilizando el análisis estadístico, correlacionar los datos obtenidos en el
paso anterior para obtener una ecuación del tipo:
PL = C1 + C 2 PD + C 3 PD2
•
Evaluar las pérdidas de potencia en vacío del sistema P v .
•
Calcular las pérdidas cada intervalo de tiempo ( cada hora)
2
PL = C1 + C 2 PDK + C 3 PDK
+ PD2
(2.10)
(2.11)
K: subíndice que indica el intervalo para el cual se realiza el cálculo.
•
Evaluar las pérdidas de energía (L) mediante:
N
L = ∑ PLK ∆TK
(2.12)
K =1
Donde:
∆TK : Intervalo K de evaluación H.
N: Numero de intervalo en los cuales se ha dividido el período de estudio.
2.3 HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA ESTIMACIÓN DE
PÉRDIDAS.
La exactitud de los resultados de la estimación de pérdidas potencia y de energía
dependen de:
•
La calidad y cantidad de información utilizada.
•
El uso de modelos adecuados de acuerdo con la información disponible.
Una estimación preliminar se puede efectuar por métodos manuales.
41
De acuerdo a la información disponible para obtener la estimación de pérdidas de
potencia se utilizan las siguientes herramientas:
•
Flujo de carga
•
Estimación de estado.
•
Correlación con circuitos o sistemas similares.
2.3.1
FLUJO DE CARGA.
Una herramienta es la versión demo Neplan 5.2, ampliamente utilizada en el
análisis de los sistemas eléctricos. Para su uso se debe disponer de la siguiente
información:
•
Diagrama unifilar.
•
Parámetros eléctricos del sistema.
•
Características en diferentes puntos del circuito (carga).
•
Valor de la demanda (activa y reactiva) en cada punto del sistema.
La calidad de los resultados del flujo de carga (valores de voltaje y pérdidas del
sistema) depende en gran parte de la validez de la información ingresada al
programa del computador.
2.3.2
ESTIMACIÓN DE ESTADO.
El mejor estimativo de las variables de estado (generalmente valores de voltaje)
se encuentra utilizando técnicas estadísticas. A esta función se le denomina
estimador de estado.
El estimador de estado puede informar momento a momento las pérdidas de
potencia que se presentan en el sistema. De forma similar el flujo de carga, para
la solución del estimador de estado se requiere un proceso iterativo.
42
El estimador de estado parte de las lecturas tomadas en los diferentes puntos del
sistema, detecta, identifica y filtra los errores que contengan ya que toda medida
está sujeta a errores ya sea por daño o descalibración del aparato de medida o
bien por el sistema de comunicación de datos.
Normalmente los estimadores de estado hacen parte de los programas de
computador de los centros de control. Sin embargo, su uso con datos tomados
normalmente en el sistema también puede ser útil para calcular las pérdidas con
mayor precisión con un flujo de carga teniendo en cuenta la redundancia
requerida por los datos.
2.3.3
CORRELACIÓN CON CIRCUITOS SIMILARES.
Las pérdidas de un circuito se las puede estimar relacionándolas con las pérdidas
de un circuito que se haya estimado y tenga características similares.
Para efectuar la correlación se debe considerar aspectos como la magnitud de la
demanda alimentada por el circuito, diferentes estados que se componen por
cargas individuales más importantes. De acuerdo con esta información se debe
ejecutar el modelo del circuito a estudiar.
2.4 INFORMACIÓN NECESARIA PARA ESTIMACIÓN DE
PÉRDIDAS
En todo estudio de pérdidas es aconsejable empezar el análisis con conocimiento
adecuado del sistema a estudiar, esto está relacionada con:
2.4.1
CARACTERÍSTICAS GENERALES.
•
Diagrama unifilar.
•
Longitud de conductores.
•
Clase de conductores.
43
•
Características de los conductores.
•
Configuración geométrica de las estructuras.
•
Fases por circuito.
•
Rutas de los circuitos.
•
Ubicación de los transformadores.
•
Características eléctricas de los transformadores.
2.4.2
INFORMACIÓN DE LA CARGA.
•
Factor de carga.
•
Demanda horaria de alimentadores, transformadores de distribución.
•
Factor de potencia.
•
Ventas de energía de acuerdo con el tipo de usuario.
•
Usuarios asociados de acuerdo a cada transformación de distribución.
2.5 METODOLOGIAS DE ESTIMACIÓN.
En esta sección se describen las metodologías que se utilizan frecuentemente en
la estimación de pérdidas técnicas en los diferentes componentes del sistema
eléctrico.
Sólo se considera una parte del subsistema, (por ejemplo varios circuitos
secundarios), para el sistema global se puede aplicar teorías de muestreo.
2.5.1
SUBSISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.
La estimación de pérdidas de potencia y energía se realiza utilizando la
metodología mencionada en los numerales 2.2.1 y 2.2.2 y se debe tener en
cuenta las siguientes consideraciones:
•
Para los subsistemas de distribución se puede evaluar a partir del valor de
las pérdidas en la demanda máxima y del factor de potencia del sistema o
red en estudio, así:
44
L = FL PLp T
(2.13)
El cálculo de factor de pérdidas (FL) depende de cada sistema en particular, en
primera aproximación, su valor se puede estimar a partir del factor de carga (FC).
El factor de pérdidas está entre los valores:
FC2 < FL < Fc
(2.14)
Una relación empírica entre el factor de pérdidas y el factor de carga (desarrollada
por Bullery Woodrow) es:
FL = XFC + (1 + X ) FC2
(2.15)
Donde la variable X ≤ 1 y depende de las características de cada sistema.
•
Por lo general la potencia que suministra la subestación y el valor de su
voltaje se conocen, pero a medida que los puntos considerados se alejan
de ella el valor de voltaje disminuye.
Esto se debe a las caídas de voltaje que ocurren en los elementos
(conductores y transformadores) por efecto de la corriente.
Para calcular la corriente en cada punto de carga, se necesita el valor de
voltaje (el cual no se conoce).
S = P + jQ = V I *
(2.16)
Donde:
S: Potencia aparente.
P: Potencia activa.
Q: Potencia reactiva.
45
V: Tensión (V).
I: Corriente (A).
De aquí que la determinación de las corrientes y voltajes sea un proceso
iterativo, en el cual se estiman ciertos valores de voltaje de acuerdo con
los resultados obtenidos, se corrigen para obtener un mejor estimativo de
ellos hasta cuado se consideren que estén bastante cercanos a la solución,
es decir hay la necesidad de utilizar un flujo de carga.
Una vez que hayan encontrado los valores de voltaje (magnitud y ángulo),
en todos los puntos de la red, se pueden estimar las pérdidas de potencia
como se mencionó en el numeral 2.2.1.
•
Para realizar el estudio de pérdidas en los subsistemas de distribución se
consideran tres niveles.
1.- Pérdidas en los circuitos primarios
2.- Pérdidas en los transformadores de distribución.
3.- Pérdidas en los circuitos secundarios.
La metodología que presenta para evaluar las pérdidas en cada caso, requiere de
la estimación previa de la demanda.
2.5.2
ESTIMACIÓN DE DEMANDA
En caso de no disponer información necesaria de demanda, se puede utilizar una
serie de medidas que se efectúan en los diferentes puntos del sistema y los datos
comunes conocidos como son:
•
Energía consumida.
•
Capacidad nominal instalada.
•
Corrientes máximas.
•
Clase de usuario.
46
Mediante un estudio estadístico, se puede obtener modelos que correlacionen la
potencia demandada en los diferentes puntos del sistema con estos factores.
PDimax = f ( E i , C in , I Imax , U i )
(2.17)
Donde:
PDimax : Potencia demandada máxima en el punto i (W).
Ei
:
Energía consumida en el punto i durante cierto intervalo de tiempo (WH).
Cin :
Capacidad nominal de los elementos instalados en el punto i (VA).
I Imax :
Corriente máxima en el punto i (A).
Ui :
Clase de usuario en el punto i.
Algunas funciones utilizadas en la estimación de la demanda son:
1
Utilizando la energía facturada ( Ei ).
PDimax = A + BE i + CE i2
(2.18)
A, B, C son constante que dependen del número y clase de usuarios.
2
Para cada clase de usuario encontrar la relación entre la energía facturada
y la demanda máxima.
PDimax = KE i
K:
(2.19)
Constante de proporcionalidad que depende de la clase de
usuario.
3 De acuerdo con la cantidad de usuarios asociados (por ejemplo el
transformador) y mediante la utilización del factor de coincidencia se
calcula la demanda máxima del transformador.
47
n
PDimax = FCO ∑ PDjmax
(2.20)
j =1
Donde:
FCO : Factor de coincidencia para el grupo de usuarios (según la clase o estrato)
que alimenta el transformador.
4 En función de la energía consumida por los usuarios considerando tanto su
número y consumo, se determina la potencia máxima suministrada por el
transformador, de acuerdo con las siguientes fórmulas:
PDimax = AB
(2.21)
A = f (Nu )
(2.22)
B = f ( Ea , N u )
(2.23)
N u : Número de usuarios
Ea :
Consumo acumulado de energía (kWh) promedio en el mes para un
grupo de usuarios.
2.5.3
ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS EN LOS CIRCUITOS PRIMARIOS
En esta metodología es necesario conocer o estimar el valor de la demanda
máxima. Las demandas máximas de los diferentes puntos se estiman de acuerdo
con lo mencionado anteriormente.
Debido a que las demandas máximas de los diferentes puntos del sistema no se
presentan simultáneamente entonces su suma más el valor de pérdidas no será
igual
a
la
potencia
máxima,
en
este
caso
se
reparte
modificando
48
proporcionalmente los valores de las demandas máximas de los diferentes puntos
hasta reducir suficientemente el error.
Los siguientes pasos permiten estimar las pérdidas:
1
Realizar un levantamiento de información sobre el sistema que se va a
estudiar.
•
Información sobre las líneas: resistencia y reactancia.
•
Fases del sistema.
•
Condensadores (pérdidas, capacidad, etc.).
2
Obtener las demandas activas y reactivas (kW, kvar) del alimentador.
3
Calcular la demanda de los diferentes puntos del sistema con:
PDimax = f ( E i , C in , I Imax , U i )
(2.24)
Estos puntos generalmente son los transformadores de distribución.
4. Efectuar los flujos de carga para encontrar los voltajes y pérdidas del
sistema.
5. Si la suma de las demandas de los diferentes puntos del sistema mas
pérdidas del sistema es igual a la demanda del alimentador en la
subestación, dentro de cierto margen de error, se continúa con el paso
(6), caso contrario se modifica la demanda de cada punto de la red,
proporcionalmente al error, y se vuelve al paso (3).
6. El valor de las pérdidas de energía está dado por:
L = FL PLp T
2.5.4
(2.25)
PÉRDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES.
Es frecuente asociar el transformador y el sistema primario o secundario e incluir
el valor de las pérdidas del transformador y las pérdidas de la respectiva red.
49
En caso de requerir la estimación de su valor se puede utilizar la energía
facturada a cada consumidor de la siguiente forma:
1 Cada usuario se asocia al transformador que le suministra el servicio.
2 La energía total suministrada por el transformador durante un período de
tiempo se obtiene a partir del consumo de los usuarios.
3 La demanda del transformador (PDi) se calcula de acuerdo con la energía
consumida, el número de usuarios y la clase de usuarios.
PDimax = f ( E i , N ui , U i )
(2.26)
Ei : Energía suministrada por el transformador i (WH).
N ui : Número de usuarios del transformador i.
U i : Clase de usuarios del transformador i.
4 Con el valor de la demanda máxima y el valor de las pérdidas del cobre a
potencia nominal se tiene
PLmax = PLn ( S Dmax / S Dn ) 2
(2.27)
Donde:
PLmax : Pérdidas del transformador (W) en demanda máxima S Dmax en (kVA).
PLn : Pérdidas del transformador (W) en demanda nominal
S Dn en (kVA).
5 Cálculo de pérdidas de energía (L) de acuerdo con el factor de pérdidas del
transformador.
L = FL PLmax T + P u T
(2.28)
Donde:
P u : Pérdidas en vacío del transformador (W)
.
T : Intervalo de tiempo de estudio considerado. (H).
50
2.5.5
PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS.
Se puede utilizar la misma metodología mencionada para el cálculo de las
pérdidas en los subsistemas primarios. Es decir, con base
en los consumos
facturados de energía en los diferentes puntos de la red, estimar la demanda
máxima para cada punto de manera similar como se describe en los circuitos
primarios:
1
Obtener un diagrama unifilar del circuito secundario en el cual se incluya
los parámetros eléctricos (líneas, fases, etc.).
2
Obtener la demanda máxima del transformador de distribución (W, VAR).
3
Estimar la demanda máxima de cada punto del circuito secundario
asociado al transformador de acuerdo con la relación.
PDimax = f ( Ei , Ci , N u ,U i )
(2.29)
PDimax : Demanda máxima del punto i.
Ei : Energía facturada en (WH) en el punto i en un intervalo de tiempo.
U i : Clase de usuario.
N u : Número de usuarios.
Ci : Capacidad instalada (VA)
4
Calcular los voltajes de los diferentes puntos y las pérdidas del circuito
(utilizar flujo de carga ver referencias 11, 22).
5
Comparar la suma de las demandas de los diferentes puntos de las
pérdidas con el valor de la demanda máxima del transformador.
N
PDmax − PL ∑ PDimax
(2.30)
i =1
Si este valor es menor que cierto error ir al paso (6), en caso contrario repetir esta
diferencia proporcionalmente entre las cargas y volver al paso (3).
51
6
Calcular las pérdidas de energía mediante:
L = FL PLmax T
(2.31)
2.6 MUESTREO ESTRATIFICADO ALEATORIO (MEA)
La población que se desea estudiar está compuesta por subgrupos
que se
pueden identificar.
En estos casos las estimaciones de los parámetros para cada subgrupo puede
obtenerse utilizando las técnicas de muestreo aleatorio simple (MAS). Las
estimaciones para los parámetros de la población total se obtienen combinando
las estimaciones para los subgrupos.
Cuando éstos no se intersectan reciben el nombre de estratos.
Las estatificaciones se basan en una o más variables, de interés, sobre las cuales
se posee suficiente información.
Con la estratificación se procura que exista una gran homogeneidad dentro de las
unidades correspondientes de cada estrato y una gran homogeneidad entre
dichos estratos.
La mayor ventaja de muestreo estratificado aleatorio (MEA) reside en la mayor
precisión que se logra para la estimación de los parámetros poblacionales.
Además permite hacer estimaciones para subgrupos con una confiabilidad y
precisión establecidas.
El tamaño menor
de la muestra disminuye necesariamente, la eficiencia del
estimador, sin embargo el costo de estimación resulta relativamente bajo, cuando
se le compara con la mayor precisión alcanzada.
52
A continuación se presentan las diferentes fórmulas utilizadas para la estimación.
Supóngase tiene una población compuesta por L estratos, denótese por h el
estrato y por i la unidad dentro del estrato, entonces para es estrato h.
La media poblacional estimada y la media de muestreo se encuentran de la
siguiente manera:
L
y at =
∑N
h =1
h
yh
N
(2.32)
L
y=
N = N 1 + N 2 + ...N L
n = n1 + n2 + ...n L
∑n
h =1
h
yh
N
Total de la población
Total de la muestra
(2.33)
(2.34)
(2.35)
N h : Número total de unidades del estrato h.
nh :
Tamaño de la muestra del estrato h.
y hi :
Valor de la i-ésima unidad del estrato.
Wh =
Nh
: Ponderación peso del estrato.
N
f h = n h / N h : Fracción de muestreo del estrato.
Nh
Yh = ∑
i =1
y hi
: Valor medio real del estrato h.
Nh
nh
yh = ∑
i =1
y hi
: Valor medio de muestreo del estrato h.
nh
Nh
S h2 = ∑ ( y hi − Yh ) 2 /( N h − 1) : Valor de la varianza del estrato h.
i =1
nh
s h2 = ∑ ( y hi − y h ) 2 /(nh − 1) : Valor de la varianza del muestreo del estrato h.
i =1
53
Estas dos medidas no son iguales, y sus valores coinciden cuando se tiene las
relaciones siguientes:
n
nh N h
n
=
o se tenga que h =
= fh = f
n
N
Nh N
Es decir que la fracción de muestreo es la misma en todos los estratos. Esta clase
de estratificación recibe el nombre de asignación proporcional.
y at es un estimador de la media proporcional Y.
Las varianzas del estimador yat y de y h son:
V ( y at ) =
1
N2
L
∑ N h ( N h − nh )
h =1
V ( yh ) =
2.6.1
L
S h2
S2
= ∑ Wh2 h
n h h=1
nh
S h2 N h − n h
nh
Nh
(2.36)
(2.37)
ASIGNACIÓN DE LAS VARIABLES MUESTRALES.
En la MEA la asignación de una muestra total n asignada a los diferentes estratos
afecta la eficiencia de los estimadores.
Existen varios métodos para asignar una muestra. Este consiste en darle a todas
las unidades de la población una misma probabilidad de formar parte de la
muestra, para que esta condición se cumpla
que el tamaño de la muestra
correspondiente a cada estrato se proporcional al tamaño del estrato:
n h = n Wh
(2.38)
54
Esta relación se conoce como asignación proporcional y su facilidad de cálculo
hace que sea utilizada frecuentemente.
Lo razonable es balancear la variabilidad dentro de los estratos con su tamaño. La
asignación resultante teniendo en cuenta estos aspectos se denomina asignación
óptima y produce la mejor estimación (mejor en el estudio de menor varianza de
los estimadores de la media) del total y de la proporción.
El tamaño de la muestra para estrato h y la varianza de yat se calcula en base a
la siguiente fórmula:
nh = n
Wh S h
(2.39)
L
∑W S
h
h
h
L
Vmin ( y at ) =
L
∑Wh S h2
h =1
n
−
∑W S
h =1
h
2
h
N
(2.40)
Como puede observarse, el tamaño de la muestra correspondiente a cada estrato
es directamente proporcional a ponderación peso delestrato y valor de la varianza
del estrato (se le conoce con el nombre de asignación Neyman).
La función de costo mas utilizada en el muestreo es la siguiente:
L
C = C o + ∑ C h nh
(2.41)
h =1
C : Es el presupuesto disponible para la recolección total de la información
Co : es un costo fijo
(nh): Es número de elementos a seleccionar
Ch : Representa el costo de muestrear un elemento en el estrato h.
55
Los costos de transporte entre los estratos se incluyen en Co y los de transporte
entre unidades de un mismo estrato en Ch . Teniendo en cuenta esta función de
costos, se puede encontrar el tamaño de la muestra:
Wh S h / c h
nh = n
=n
L
∑ (W S
h =1
h
h
/ ch )
NhSh / ch
L
∑ (N
h =1
h
(2.42)
S h / ch )
De la fórmula anterior se deduce que se debe tomar una muestra grande de un
estrato si:
•
El estrato es grande.
•
El estrato tiene variable grande.
•
El costo afecta inversamente el tamaño de la muestra.
2.6.2
TAMAÑO DE LA MUESTRA.
En la fórmula anterior nh está dado en función de n que no se conoce, lo cual
lleva a que la solución, dependa de si se asume un costo dado C , o
se
especifique la varianza de yat .
Si el costo de de selección es diferente en cada estrato debe tenerse en cuenta
el presupuesto, en este caso el tamaño de la muestra viene dado por:
L
n=
(C − c 0 )∑ ( N h S h / c h )
h =1
(2.43)
L
∑ (N
h =1
h
S h ch )
Con esta fórmula se está minimizando la varianza de la media o del total.
56
2.6.3
NUMERO DE ESTRATOS
En general entre mayor sea el número de estratos considerados, menor es la
varianza; sin embargo también es cierto que cuando se estratifica la variable y
con base en x , al aumentar el número de estratos no decrece en forma
proporcional la varianza.
Cuando se llega a un punto en el cual un aumento en el número de estratos no
conlleva a una mejora en la precisión no se justifica dividir en más estratos.
En general los expertos aconsejan un número de estratos entre 6 y 10.
2.6.4
MARCO MUESTRAL.
Este es un conjunto de símbolos (disponible o factible de construirse) que la
población es indispensable para la correcta identificación de los elementos de la
misma.
En este marco muestral se espera que contenga todas las unidades muestrales
(elementos objetos de estudio o investigación).
El marco muestral corresponde a la clasificación de los usuarios establecida como
función de las características socio-económicas y la utilización final que le den a
la energía.
Y se clasifica en:
•
Sector residencial.
•
Sector industrial.
•
Sector comercial.
•
Sector alumbrado público.
De acuerdo a levantamiento de información en la muestra y en base a datos de la
EERSA en el centro histórico de la ciudad de Riobamba existen abonados con
57
tarifa residencial - comercial, por lo tanto no se comete mayor error en realizar el
estudio en conjunto como si tuvieran una sola tarifa pues la mayoría de abonados
utilizan voltajes entre 101V y 150V, valores mostrados en tabla 6.1 página 116;
datos proporcionados por el CONELEC.
Actualmente en el centro histórico de la ciudad de Riobamba existen circuitos de
baja tensión en configuración aérea
es interés de la Empresa el análisis de
dichas redes para optimizar el servicio y mejorarlo.
Seguidamente se realiza el cálculo respectivo de muestreo para el estudio en
cuestión.
58
CAPITULO 3
3.1 ANALISIS DE INFORMACIÓN
3.1.1
ESTUDIO TÉCNICO DE ENERGÍA FACTURADA
En la distribución y comercialización de energía eléctrica, el control de pérdidas
eléctricas, preocupa tanto y se pone énfasis en reducirlas o eliminarlas.
El problema a resolver no es nada fácil. Basta considerar que toda la energía
disponible para la venta se consume entre miles de usuarios dispersos por toda el
área de concesión y es contabilizada con medidores de energía ubicados sobre la
acera, dentro de un edificio, mercado o fábrica; instalados dentro de un gabinete o
expuestos, sobre una columna en altura o en un sótano.
La solución acorde con las características del campo y la dinámica que demanda
el control de las pérdidas no técnicas, pasa por verificar el funcionamiento del
medidor sin tener que desvincularlo de la red, mediante una operatoria sencilla y
rápida, que permita incluso poder trabajar sobre una escalera contra una
columna.
El control del punto de suministro para la reducción de pérdidas no técnicas y
técnicas (PNT), corresponde al método de aplicación sistemática de equipos
verificadores, este tipo de equipamiento permiten obtener información fiable sobre
el estado de los medidores, detectar medidores intervenidos o alterados, en mal
estado, con rango inadecuado (ej: sobrecargados), etc.
Facilitan también la obtención de una muestra estadística suficiente para
confirmar desviaciones en series o modelos de medidores conveniente de
renovación.
59
Adicionalmente se logra alcanzar un grado de presencia significativa como para
inhibir o disuadir la intención de fraude.
El perfil de energía (típicamente a intervalos de 15 minutos), permite conocer la
modalidad del consumo y esta información es muy valiosa para detectar modos
de intervención sobre los medidores. Si bien un Registrador Totalizador (sin
capacidad de perfilado), es suficiente para el balance de energía, tal información
no indica nada acerca de cómo evoluciona el consumo.
3.1.2
CARACTERÍSTICAS DE MEMOBOX (ANALIZADOR)
MEMOBOX es un instrumento de medida de control de la calidad de potencia y
localización de las perturbaciones en baja y media tensión de las redes. Mide
hasta 3 voltajes y corrientes hasta 4.
Los valores medidos se guardan en
intervalos programables, para luego ser
evaluados gráfica o numéricamente.
3.1.2.1 CARACTERÍSTICAS CODAM BÁSICAS / PLUS:
•
Operación de MEMOBOX (inicialización, fijando la fecha y la hora)
•
Programación o la manipulación de la medición del trabajo ONLINE
•
Exposición de los parámetros pertinentes en un diagrama.
•
Carga de programas cubiertos por los valores almacenados para ser
MEMOBOX a un PC
•
Análisis de los valores medidos en 50 segundos
•
Nivel de esquema de canales de todos los tiempos
•
Análisis orientado a aplicación.
•
Acumulado de frecuencias (armónicos)
•
Análisis Estadístico.
•
Cuadros de y diagramas gráficos
•
Valores de exportación de las medidas de un archivo ASCII
60
•
Actualizar el fireware MEMOBOX
•
Más CODAM se puede utilizar para MEMOBOX funcionamiento 800,
MEMOBOX 808, MEMOBOX 300 and MEMOBOX 300 astuto.
En la siguiente tabla se aprecia el número de series y marca de los analizadores
utilizados para las mediciones.
3.1.3
Caja N
SERIES
1
S481383 MEMOBX
2
W821034 FLUKE
3
S481381 MEMOBX
4
U9 10945 FLUKE
5
W8 21029 FLUKE
6
S4818384MEMOBOX
7
U9 10952 FLUKE
8
U913095 FLUKE
9
S481382 MEMOBOX
10
W821031 FLUKE
CODIGO DE MEDIDORES
En los códigos de medidores se tiene la siguiente codificación.
61
1φ
1φ a 3 hilos
2 φ a 3 hilos 3 φ
LTB
electro ZEE hasta
JM
LT
mecánico
100 Amp
DIJ
LP
LE eléctrico
ZBE
ZDE hasta
JI
LR
200 Amp
JF
LQ
ZP
A
ZQ
DIJ
Cuadro 3.1 especificación de medidores
De acuerdo a los circuitos escogidos se realiza la el levantamiento en el sitio para
identificación del código de
medidores correspondiente a cada abonado o
usuario.
Con la ayuda de la base de datos “AS 400”, se recopila datos de consumo de
energía facturada mensual correspondiente a cuatro años desde el 2006 hasta el
2010.
Por lo tanto se tiene la suficiente información para poder realizar con confiabilidad
necesaria el análisis para cumplir el objetivo de este proyecto de titulación que
corresponde al cálculo de pérdidas en bajo voltaje.
Se clasifica la información por circuitos y los medidores correspondientes a cada
uno de los postes como es natural en bajo voltaje.
Por ejemplo:
62
MEDIDOR
CIRCUITO No
MEDIDOR
TIPO NUMERO
CIRCUITO No
12
JM
122719
12
JM
98595
12
JM
37194
12
JM
99296
LP
1304
12
JM
139084
12
POSTE
851
POSTE
TIPO
NUMERO
12
JM
123602
12
JM
98969
12
JM
130102
12
JM
147662
12
JM
992200
12
DIJ
4648
12
JM
99230
12
JM
87093
12
JM
101426
12
JM
12268
12
JM
176027
12
JM
170353
12
JM
9880
12
JE
9406
12
JM
99116
12
JM
130109
12
JM
147369
12
JM
144002
12
JM
146902
12
JM
79996
12
JM
86851
12
JM
40068
12
JM
97215
12
JM
120890
12
JM
91247
12
JM
113083
12
JM
91245
12
JM
103363
12
JM
98607
12
JM
93631
12
JM
32486
12
JM
131900
JM
78849
12
JM
176028
JM
100811
12
JM
179628
12
JM
97601
12
JM
153627
12
JM
176024
12
JM
168855
12
JM
176023
12
JM
114155
12
LT
84291
12
JM
37466
12
JM
93631
12
JM
113588
12
JM
131900
12
JM
176028
12
JM
153627
JM
168835
12
12
12
850
943
858
857
944
Cuadro 3.2 clasificación por circuitos
En el anexo No 3.1 se visualiza los demás cuadros de clasificación de la
información.
3.2 DEMANDA [4]
Es el valor promedio de carga de un período conocido como intervalo de
demanda, ésta a menudo es medida con una base horaria.
63
Para el estudio de pérdidas se utilizan los analizadores calibrados cada 10
minutos, y otros cada 15 minutos.
El valor promedio de potencia durante el intervalo de demanda se encuentra al
dividir kilovatio-hora acumulados durante el intervalo para el tiempo transcurrido
en el intervalo.
Los rangos de usos pico y mínimo pueden llegar a ser bastante diferentes de su
promedio.
3.2.1
DEMANDA PICO
Es el valor a menudo llamado “carga pico”, es decir la demanda máxima
registrada en un período de tiempo facturable.
E (kWh − mes )
Dˆ =
T Fc
(3.1)
En donde:
Fc: factor de carga.
T: periodo en el cual se realiza el registro con el analizador.
D̂ : Demanda pico
E: energía consumida registrada en cada medidor del abonado.
También
de los datos obtenidos en los analizadores
se grafica la curva de
demanda típica diaria en la cual se visualiza y comprueba que el período de
demanda
máxima
se
encuentra
entre
las
18:00
hasta
las
20:40
aproximadamente.
64
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
9:00:00
8:00:00
7:00:00
6:00:00
5:00:00
4:00:00
3:00:00
2:00:00
40
1:00:00
20
23:50:00
23:20:00
22:40:00
22:00:00
21:20:00
20:40:00
20:00:00
19:20:00
18:40:00
18:00:00
17:20:00
16:40:00
16:00:00
15:20:00
14:40:00
14:00:00
13:20:00
12:40:00
12:00:00
11:20:00
10:40:00
10:00:00
09:20:00
08:40:00
08:00:00
07:20:00
06:40:00
06:00:00
05:20:00
04:40:00
04:00:00
03:20:00
02:40:00
02:00:00
01:20:00
00:40:00
00:00:00
DEMANDA (kw)
40
0:00:00
KW
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 12
Promedio de P TOT
35
30
25
20
Total
15
10
5
0
TIEMPO CADA 40MIN
Hora
Figura 3.10 Curva Típica diaria circuito 12.
CIRUITO CIRCUITO 12
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 12 TRAFO MONOFASICO
37,5 kVA
Promedio de KW
35
30
25
fp
0,916556051587302
15
10
5
0
HORAS
HORA
Figura 3.11 Cargas horarias promedio para día típico de circuito No12.
65
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 12
TRANSFORMADOR DE 37.5 kVA
HORA
DEMANDA (kW)
HORA
DEMANDA (kW )
HORA
DEMANDA (kW )
00:00:00 9.56311
08:00:00 16.59192286
16:00:00 23.24829571
01:00:00 8.321165714
09:00:00 18.66696429
17:00:00 25.64817143
02:00:00 7.871715714
10:00:00 22.80024571
18:00:00 28.10826
03:00:00 7.818507143
11:00:00 23.06767571
19:00:00 33.38547
04:00:00 7.60848
12:00:00 23.10828
20:00:00 26.29504714
05:00:00 8.707608571
13:00:00 21.22086143
21:00:00 20.65099571
06:00:00 10.56842429
14:00:00 17.61124143
22:00:00 15.13015143
07:00:00 12.58325857
15:00:00 19.20882571
23:00:00 11.11588857
TOTAL
418.9005671
Cuadro 3.3 Tabla de carga horaria promedio de circuito No 12
Se obtiene el valor de demanda media
D=
418.90005671 kW
24
D = 17.45190 kW
La demanda máxima depende de la carga conectada que varía con el tiempo y
depende de la actividad o estilo de vida de los consumidores.
Los demás gráficos y cálculos en el anexo No 2.
3.2.2
FACTOR DE CARGA [7]
Se define como la razón entre la demanda promedio a la demanda pico o
máxima.
El factor de carga se obtiene al dividir la energía total (kilovatios – hora)
acumulados durante el período para demanda pico y el número de intervalos de
demanda en el período.
Por consiguiente existen las siguientes dos formas de obtener el factor de caga:
Fc =
D
D max
(3.2)
66
Fc =
Energia toal su min istrada (kWh)
Dˆ × m
(3.3)
En donde:
Fc: factor de carga.
D̂ : Demanda pico
m: número total de intervalos de demanda en el período.
3.2.3
FACTOR DE DEMANDA [7]
Se expresa como la razón de la demanda máxima a la carga total instalada o
conectada, normalmente el factor de demanda es menor que 1.0. Siendo 1.0 sólo
cuando en el intervalo considerado, todos los aparatos conectados en el sistema
estuvieren absorbiendo sus potencias nominales, lo cual es muy improbable
Fd =
c arg a máxima
c arg a instalada
Fd =
3.2.4
(3.4)
Dm
≤1
Cr
FACTOR DE UTILIZACIÓN [7]
Es la razón entre la entre la demanda máxima y la capacidad nominal instalada en
el sistema (capacidad instalada).
Fu =
c arg a máxima
capacidad instalada
Fu =
(3.5)
Dm
C MS
67
Es conveniente notar que el factor de demanda da a conocer el porcentaje de
carga instalada que está alimentando el sistema.
El factor de utilización indica la fracción de la capacidad del sistema que se está
utilizando durante el pico de carga en un intervalo considerado.
3.2.5
FACTOR DE DIVERSIDAD [7]
Es la razón entre la sumatoria de las demandas máximas individuales y la
demanda máxima del conjunto o grupo de usuarios.
n
Fdive =
Fdive =
∑ Dmi
i =1
DM grupo
(3.6)
Dm1 + Dm2 + Dm3 + ... + Dmn
≥1
DM grupo
En donde:
Fdive: factor de diversidad
Dmi: demandas máximas individuales
DM : demanda máxima del grupo
Finalmente se procede a realizar una comparación entre la energía registrada y
la energía facturada.
El valor obtenido de la citada diferencia involucra las pérdidas técnicas y no
técnicas.
3.2.6
FACTOR DE COINCIDENCIA O DE SIMULTANEIDAD [7]
Se define como el recíproco o inverso del factor de diversidad
Fco =
1
Fdiver
(3.7)
68
La aplicación correcta del Fco
construye un elemento muy importante en la
planeación del sistema, ya que será la demanda máxima corregida por este factor
por la que se deberá aplicar para seleccionar el equipo (transformadores o cables)
de la red.
3.3 CÁLCULOS Y ANÁLISIS TÉCNICO
3.3.1
CALCULO DE DEMANDA PICO ( D̂ )
En base a los consumos de cada uno de los medidores se determina la demanda
pico, de acuerdo a la relación (3.1) se expresa la siguiente ecuación.
E (kWh − mes )
Dˆ =
T Fc
Por lo tanto se obtiene el promedio de consumo por medidor.
También se considera y clasifica por acometidas con cable múltiplex en: 2x4, 2x6,
2x8, 3x4, 3x6, 4x4, 4x6 y 6x8.
Hay que recalcar que la acometida con cable AWG No 8 es de cobre, pues
corresponde a conexiones antiguas.
El período considerado es de un mes por lo que se transforma en horas durante
treinta días:
T = 30 días ×
24 horas
1 dia
T = 720 horas
Por tanto, si se tiene que para el circuito No 12, en el poste No 850, con
acometida 2x4, número de medidor DIJ 9880, presenta un consumo promedio
mensual de : 41.294 kWh, la demandad pico será:
69
Dˆ =
41.294 kWh
720 horas 0.37347856
Dˆ = 0.15356421 kW
En anexo magnético se indica el proceso de cálculo de factor de pérdidas para
cada circuito.
Se obtiene del analizador la demanda máxima, demanda media.
D MEDIA (kW)
17.4541903
D MAX (kW)
33.38547
Cuadro 3.4 indica demanda media y máxima calculadas
3.3.2
CALCULO DE FACTOR DE CARGA ( FC )
En base a datos de demanda registrada por el analizador se obtiene el factor de
carga con la relación (3.1):
D
D max
17.4541903 kW
Fc =
33.38547 kW
Fc =
Fc = 0.522807985
Obviamente que este análisis se realiza para un solo circuito, posteriormente por
razones repetitivas en los anexos siguientes 3.2 se muestran los valores
correspondientes para demanda máxima, media factor de carga, etc.
CALCULO DE FACTOR DE DEMANDA ( Fd )
De los datos de la curva diaria de demanda típica se obtiene el valor de demanda
máxima de 33.38547 kW y un factor de potencia de 0.9165556052, en base a la
relación (3.4) se realiza el siguiente cálculo.
70
Fd =
c arg a máxima
caga instalada
Fd =
33.38547 kW
46.6082714 × 0.916556052 kW
Fd = 0.78151167
El valor 46.6082714 de carga instalada se obtiene del valor máximo de demanda
en los 4 días registrado por el analizador.
Por tanto se obtiene el valor de 0.7815 que indica el aprovechamiento de
energía.
3.3.3
CÁLCULO DE FACTOR DE UTILIZACIÓN ( Fu )
Fu =
c arg a máxima
capacidad instalada
Fu =
33.38547 kW
37.5 kVA × 0.916556052
Fu = 0.97437212
El valor de capacidad instalada que corresponde al circuito No 12 es de 37.5kVA.
Los valores de los demás circuitos se muestran en el cuadro 3.6
3.4 CÁLCULO DEL
VALOR DE LAS CARGAS PARA EL
SIMULADOR
Por facilidad de adquisición y el mejor manejo de la versión demo gratuita del
programa Replan 5.24, se utiliza como herramienta para simulación de flujos de
carga en bajo voltaje.
Debido a que el programa Neplan versión 5.24 tiene el limitante de número de
elementos, se procede a realizar el artificio para acumular
carga clasificando por
71
tipo de acometidas en cada poste, de esta forma se logra disminuir el número de
elementos en el simulador.
Es necesario que los valores de las demandas pico calculadas del consumo de
medidores, estén acordes a la fecha que se instala el analizador para el ingreso
en el programa simulador de flujos de carga.
Con la ayuda de una tabla dinámica se logra clasificar los datos obtenidos de los
circuitos en estudio, lo cual se muestra, a modo de ejemplo en el siguiente
cuadro, en el que se ordena el consumo ya convertido en demanda pico.
Cuadro 3.3 Demanda pico por usuario y acometida
No 12
El total general es el promedio de valores indicados por medidor en cada poste
pues una función de la taba dinámica de exel y no tiene tanta importancia.
Se realiza una suma de los valores promedio de las demandas pico por medidor
en cada poste por acometidas, por ejemplo.
72
Cuadro 3.4 Demanda o carga pico por acometida acumulada en cada poste
circuito
No 12
Los valores de color verde corresponden a la suma las demandas pico promedio
por acometidas en cada poste que prácticamente son los valores de la cargas las
cuales se consideran en el simulador del programa Neplan versión 5.24 en los
flujos de carga.
% DE CARGABILIDAD
fp
F1
F2
42.66664763
57.33335237
0.916556052
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
CIR 12 2x4
2x6
2X8
3X4
3X6 4X4 4X6
3.05953507
0.43743757
4.76372363
0.01308619
P850
0.86831193
P851
P857
1.41602539
0.57449948
P858
2.19203898
1.49473473
P943
P944
kW
kW
kW
6X8
0.00121942
0.96099045
0.211221049
4.33698979
0.25638743
1.57213592
0.22534173
0.2549289
Cuadro 3.5 Valores de Carga pico por acometida condensada en cada poste
que se introduce al simulador circuito
No 12.
La carga eléctrica en cualquier categoría de uso final depende no solo del número
de consumidores y su demanda agregada para el uso final, sino del tipo de
dispositivos que son utilizados para convertir la electricidad.
A continuación se presenta un cuadro resumen de demanda máxima, media,
factor de carga, factor de demanda, factor de utilización etc.
73
Carga
F
Circuito
instalada
fp
D máx Dmedia Suma al día demanda
No
kW
kW
12
46.608
0.9165 33.385 17.454
19
53.852
0.903
44.57
22
21.93495
0.835
3
kW
Fc
kW
kW
kW
kW
418.901
0.7815
0.890 0.523
17.602
422.458714
0.9161
0.99
0.39
15.51
6.5976
158.34157
0.7069
0.16
0.43
46.331383 0.913
33.32
19.738
473.722527
0.4668
0.73
0.59
16
65.69702
0.904
45.52
26.201
628.828660
0.7662
0.5
0.58
4
34.5196
0.879
26.14
13.57
325.680572
0.8609
0.3
0.52
54.014062 0.886
42.06
24.883
597.184920
0.8786
0.63
0.59
23
kW
Fu
13
19.774
0.886
22.58
6.3806
153.135214
0.7551
0.4
0.48
14
27.56863
0.849
18.93
11.179
268.295074
0.8085
0.3
0.59
8
20.922159 0.942
16.3
10.383
249.190811
0.7789
0.46
0.64
30
9.390795
0.867
17.75
2.8351
68.0414178
0.4767
0.21
0.63
29
28.82515
0.955
23.28
8.8307
211.936984
0.5853
0.47
0.52
28
27.44318
0.904
20.42
11.666
279.983470
0.7442
0.9
0.57
Cuadro 3.6 Resumen de valores de Demanda máxima, Demanda media, factor
de demanda, factor de utilización.
Los valores de carga máxima y carga promedio son los mismos valores de
demanda máxima y media respectivamente.
BALANCE DE ENERGÍA.
Para determinar el balance de energía de necesita instalar equipos de medición
denominados analizadores sobre las
fases de bajo voltaje de salida del
transformador que se monitorea durante 7 días. La energía total registrada se
compara con la energía acumulada en los medidores de los usuarios asistidos por
el transformador, o por la energía proporcional facturada.
En un caso, se procede a la lectura de los medidores de la instalación y retiro del
registrador, mientras que otra posibilidad es el estimado a partir de la facturación.
El método resulta eficaz para detectar o corroborar la pérdida de energía en la
zona y de qué nivel se trata, orientando la búsqueda puntual de la misma.
74
En distribución de energía eléctrica se define generalmente a las pérdidas de
energía como a diferencia entre la energía suministrada y la energía facturada en
el sistema.
Seguidamente se realiza el levantamiento de
códigos de los medidores
correspondientes a los circuitos en análisis, por consiguiente a través de la base
de datos AS-400, con ayuda de el código de cada uno de los medidores de
energía se selecciona los consumo mensuales.
Posteriormente se realiza el cálculo de acuerdo a lo ilustrado en la relación (3.1).
75
CAPITULO 4
4.1 CALCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS DE
REDES DE BAJA TENSIÓN EN EL CENTRO HISTÓRICO DE
LA CIUDAD DE RIOBAMBA
4.1.1
CALCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS
Para realizar el cálculo de las pérdidas técnicas es necesario el análisis de flujos
de carga de los circuitos escogidos con la ayuda de un software apropiado y
confiable.
Se ha escogido
el programa Neplan versión demo 5.24. Para emplear este
programa se procede al armado de cada uno de los circuitos en el simulador,
ingresando correctamente cada uno de sus parámetros, como son tipo de
configuración del conductor, calibre, resistividad etc.
Se analizará el sistema eléctrico del centro histórico de Riobamba energizado por
el alimentador 2 de la subestación1.
4.1.2
INGRESO DE PARÁMETROS
En el siguiente estudio no se consideran las pérdidas en los transformadores, por
cuanto los analizadores se colocan en los terminales de bajo voltaje de cada una
de las fases del transformador para proceder al análisis de las pérdidas en líneas
de bajo voltaje y en acometidas.
Por el inconveniente limitante que presenta programa Neplan 5.24 de un número
limitado de elementos se realiza un proceso de acumulación de carga en los
elementos.
76
Los postes utilizados en medio bajo y voltaje son de 11 y 9 metros de altura, la
altura bajo el suelo se determina mediante:
h=
H
+ 0 .5
10
(3.9)
En donde:
H: altura del poste.
h: profundidad que se empotra el poste en el suelo.
El neutro se ubica a 7 metros de altura y luego las fases en forma vertical hacia
abajo, con una separación entre cables aproximadamente de 30 centímetros.
Se considera esta altura como estándar para editar las librerías de las
configuraciones de las estructuras en el programa. Las estructuras se consideran
como si fueran torres con las coordenadas de los cables
y su respectiva
resistencia, con esta información se obtienen los parámetros de los conductores
acordes a su configuración.
En las siguientes figuras se muestra, a manera de ejemplo, la forma de ingresar
los datos.
Primero se crea un nuevo circuito de trabajo, luego se ingresan los datos para un
circuito trifásico.
77
Grafico No 4.1 Gráfico ilustrativo para el ingreso de coordenadas en el simulador
para circuito trifásico
Seguidamente se obtienen los parámetros del conductor:
Grafico No 4.2 Gráfico ilustrativo con los parámetros del circuito trifásico de
acuerdo a su configuración.
78
De igual manera se procede con el ingreso de redes o circuitos monofásicos, con
la diferencia que se conocen como líneas asimétricas por ejemplo:
Grafico No 4.3 Gráfico ilustrativo para ingreso de coordenadas en el simulador
para circuito monofásico o líneas asimétricas.
Grafico No 4.4 Gráfico ilustrativo con parámetros de circuito monofásico de
acuerdo a su configuración
79
De esta forma se crean las librerías para las diferentes configuraciones que tienen
los conductores dispuestos en las estructuras de cada uno de los circuitos en
estudio.
Para cada circuito se realiza en forma repetitiva la misma operación dependiendo
del tipo de configuración.
De igual manera se procede con los parámetros de las acometidas con el único
inconveniente de que se ingresa únicamente la resistencia y longitud del cable.
Se crean los circuitos en el simulador y se procede a ingresar lo valores de carga
y demás parámetros, tomando en consideración los datos que constan en el
cuadro 3.5 y en el anexo No 3.3
Grafico No 4.5 Gráfico ilustrativo para el circuito No 12
80
Grafico No 4.6 Gráfico ilustrativo del ingreso de valores de cargas y demás
parámetros de circuito No 12 a simularse.
Posteriormente se realiza la simulación de flujo de caga
Grafico No 4.7 Gráfico ilustrativo que muestra el proceso de cálculo para flujo de
carga.
81
Grafico No 4.8 Gráfico ilustrativo que muestra los resultados de cálculo para flujo
de carga
En el siguiente cuadro se muestra los resultados de simulación. Cabe recalcar
que el objetivo de proyecto de titulación es el cálculo de pérdidas eléctricas, por
tanto se escoge la información correcta y concisa del simulador.
Área/Zona
Red
Área 1
Zona 1
P Pérdidas Q Pérdidas P Gen
Q Gen
P Carga
Q Carga
kW
kvar
kW
kvar
kW
kvar
0,5
0,3
33,46
14,71
26,61
11,57
0,5
0,3
33,46
14,71
26,61
11,57
0,5
0,3
33,46
14,71
26,61
11,57
Tabla 4.1 Resumen de resultados de simulación de flujo de carga para el circuito
No12.
La simulación permite observar los límites de voltaje y al mismo tiempo la
información de caída de voltaje, lo cual se muestra en el anexo digital para su
mejor comprensión.
Prácticamente se obtiene valores de pérdidas técnicas a través del circuito en
cuestión.
82
Con los valores de pérdidas técnicas de potencia se procede a realizar el cálculo
de pérdidas no técnicas.
Con la suma de los valores reales que registran los analizadores se obtiene
TOTAL
FASE A
FASE B
FASE C
TOTAL
FINAL
(W)
(W)
(W)
(W)
(kWh)
0
17822474.9
2970.412475
7617188.53 10205286.3
Tabla 4.2 Resumen de potencia y energía registrados en el analizador
Circuito No12
4.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS
4.2.1
CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA
Se pueden calcular considerando el valor de energía registrada en el analizador
durante los 7 días, el valor de energía factura en el conjunto de medidores que
pertenecen al circuito en estudio y el valor de la energía de alumbrado público,
luego se interpola.
LTOTALES energia = Penergía técnicas + P energía no técnicas
LTOTALES energia = E analizador − E facturada − Ealumbrado público
(4.3)
ERROR O PORCENTAJE DE ERROR [10]
El error o porcentaje de error equivale a elegir una probabilidad de aceptar una
hipótesis que sea falsa como si fuera verdadera, o la inversa: rechazar a hipótesis
verdadera por considerarla falsa. Al igual que en el caso de la confianza, si se
quiere eliminar el riesgo del error y considerarlo como 0%, entonces la muestra es
83
del mismo tamaño que la población, por lo que conviene correr un cierto riesgo de
equivocarse.
Comúnmente se aceptan entre el 4% y el 6% como error, tomando en cuenta de
que no son complementarios la confianza y el error.
A continuación se presenta un ejemplo de cálculo para justificación de
interpolación lineal por regla de tres.
Se tiene el registro de un analizador que corresponde al alimentador 2 de la
subestación 1 y su valor es de 875934.613 MWh/mes, y los valores de cada
semana los cuales se muestran en la tabla 4.3
1 mes
MWh/mes
875934.613
Valores medidos
2da
3era
4ta
1era semana
semana
semana
semana
MWh/7días
MWh/7días MWh/7días MWh/7días
223970.648 223899.139 200540.971 227322.91
Valor
obtenido
con la media
(MWh/7días)
218933.417
valor
calculado por
interpolación
(MWh/7días) error %
204384.743
6.0002
Tabla 4.3 ejemplo de validación para interpolación lineal por regla de tres.
Por el porcentaje de error es aceptable y por tanto se valida la interpolación lineal
por regla de tres.
Debe hacerse la interpolación de la energía facturada en un mes de todo el
circuito en estudio, ya que la energía registrada en el analizador es en 7 días, se
puede efectuar la siguiente operación:
30 días se consume → 8836 kWh
7dias se consume →
X =
X
7 días × 8836 kWh
30 días
X = 2061.73 kWh/7 días
84
El valor de 8836 kWh se de la suma total de consumo de usuarios del circuito No
12 y se muestra en anexo magnético llamado pruebas de consumo.
Por tanto la energía consumida en siete días por los usuarios es: 2061.73 kWh.
Seguidamente se procede de acuerdo a la relación (4.3)
LTOTALES energía = 2921.51 kWh - 2061.73 kWh - 186.95 kWh
L TOTALES energía = 673.33 kWh
El valor de energía consumida en alumbrado público se muestra en tabla 4.4.
Como el valor anterior está para 7 días, se extrapolan las pérdidas de energía
para los treinta días del mes y se tiene:
7 días sec onsume → 673.33 kWh
30 dias se consume →
X=
X
30 días × 673.33 kWh
7 días
X = 2885.7 kWh
Se calcula el porcentaje de pérdidas de energía, al dividir las pérdidas de energía
por la energía total registrada en el analizador:
% pérdidas energía =
2885.7 kWh
×100 %
12520.74 kWh
% pérdidas energía = 23.04 %
Este valor corresponde al porcentaje de pérdidas de energía totales. Este valor
obtenido por la interpolación tiene valores similares a valores reales como se
comprueba en tabla (4.3)
Ahora utilizando el factor de pérdidas se calcula las pérdidas técnicas de energía.
4.2.1.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA
En base a la relación (2.8) que utiliza el factor de pérdidas ya calculado que
consta en la tabla (4.4) se tiene:
85
LTccnicas energía = FL PLp T
LTccnicas energía = 0.207 × 0.5 kW × (1019 - 12) × (1/6) horas
LTccnicas energía = 17.34 kWh
El valor de factor de pérdidas se obtiene considerando el método del Ing. Mentor
Poveda de los mismos valores registrados por el analizador.
Que dice la relación entre la demanda de pérdidas resistiva ( DRL max ) a demanda
máxima de la carga ( DP max ) y la demanda de pérdidas resistiva ( DRL −i ) a una
demanda i cualquiera de la carga ( D Pi ) permite calcular la pérdida a la demanda i
mediante la ecuación.
DRL −i = (
DPi cos(φmax ) 2
) DRL max
DP max cos(φi )
(4.4)
La continuación del cálculo se muestra en anexo magnético de registro de
analizador
Según se indicó anteriormente, este valor corresponde al tiempo registrado por el
analizador que es de 7 días, por lo tanto es necesario extrapolar el valor hasta 30
días:
7 días → 17.34 kWh
30 días → X
X =
30 días
× 17.34 kWh
7 días
X = 74.32 kWh
El porcentaje de pérdidas técnicas de energía es el siguiente:
% Ltécnicas de energía =
74.32 kWh
×100
12730.34 kWh
% Ltécnicas de energía = 0.59 %
4.2.1.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
Se define como la diferencia entre pérdidas totales de energía menos pérdidas
técnicas de energía.
86
Lno Técnicas energia = Lenergía − LTecnicas energía
Lno Técnicas energia = 673,33 kWh − 17.34 kWh
Lno Técnicas energia = 655,99 kWh
El resultado anterior es necesario extrapolar a treinta días
7 días → 655,99 kWh
30 días →
X =
X
30 días
× 655,99kWh
7 días
X = 2885,69 kWh
El porcentaje de pérdidas no técnicas de energía es el siguiente:
% Ltécnicas de energía =
2885,69 kWh
×100
12730.34 kWh
% Ltécnicas de energía = 22,45 %
Seguidamente se muestra en un cuadro resumen datos de pérdidas eléctricas
técnicas y no técnicas de cada circuito en estudio
87
CIRCUITO
No
kVA
37,5
50
100
50
100
100
75
37,5
75
37,5
25
37,5
25
12
19
22
3
16
4
23
13
14
8
30
29
28
ENERGÍA
ENERGÍA
ANALIZADOR FACTURADA
(kWh)/7
(kWh)/ 7días
días
2921,51
2937,01
1102,66
3142,45
4395,36
2271,49
4200,77
1070,44
1871,25
1745,48
2312,36
2535,47
1970,18
2061,73
2144,80
864,5
2171,63
2036,30
1898,87
1898,87
908,83
1688,17
1522,50
1805,30
1736,47
1447,56
ALUMBRADO ALUMBRADO
PERDIDAS
ENERGÍA
TOT
PUBLICO
PUBLICO
kW
kWh/7días
F perdidas
kWh/7días
2200,00
2200,00
550,00
1485,00
2035,00
1980,00
1100,00
550,00
800
1815,00
2475,00
2255,00
990,00
186,45
182,88
46,61
125,3
170,77
166,16
92,31
46,06
67,13
152,31
207,69
189,23
83,08
0,207
0,182
0,185
0,548
0,290
0,277
0,269
0,204
0,254
0,307
0,236
0,179
0,321
673,33
609,33
191,55
845,52
2188,29
206,46
2209,59
115,55
115,95
70,66
299,37
609,77
439,54
PERDIDAS PERDIDAS
TECNICAS TECNICAS
(kWh)/7
(kW)
días
0,5
4,72
0,05
0,68
1,17
0,57
10,41
0,34
0,43
0,45
0,73
0,63
1,02
17,34
142,87
1,56
62,86
56,86
26,53
469,71
11,65
18,33
23,16
28,87
18,92
55,04
PERDIDAS
NO
TECNICAS
%PERDIDAS %PERDIDAS
NO
TECNICAS
TECNICAS
kWh/7dias
(kWh)/ 7dias
(kWh)/7 días
655,99
466,46
190,00
782,66
2131,42
179,93
1739,88
103,90
97,62
47,51
270,51
590,85
384,51
0,59
4,86
0,14
2,00
1,29
1,17
11,18
1,09
0,98
1,33
1,25
0,75
2,79
22,45
15,88
17,23
24,91
48,49
7,92
41,42
9,71
5,22
2,72
11,70
23,30
19,52
Tabla 4.4
Resumen de pérdidas técnicas y no técnicas en la semana
88
CIRCUITO
No
kVA
37,5
50
100
50
100
100
75
37,5
75
37,5
25
37,5
25
12
19
22
3
16
4
23
13
14
8
30
29
28
ENERGÍA
ENERGÍA
ANALIZADOR FACTURADA
(kWh)/ mes
(kWh)/mes
12520,74
12587,16
4725,69
13467,64
18837,24
9734,95
18003,31
4587,58
8019,64
7480,61
9910,13
10866,30
8443,65
8835,99
9192,00
3705,00
9306,99
8727,00
8138,01
8138,01
3894,99
7235,00
6525,00
7737,00
7442,00
6203,83
ALUMBRADO ALUMBRADO
PERDIDAS
ENERGÍA
TOT
PERDIDAS PERDIDAS
TECNICAS TECNICAS
PERDIDAS
NO
TECNICAS
%PERDIDAS %PERDIDAS
NO
TECNICAS
TECNICAS
PUBLICO
PUBLICO
kW
kWh/7mes
F perdidas
kWh/mes
(kW)
(kWh)/mes
kWh/mes
(kWh)/ mes
(kWh)/mes
2200,00
2200,00
550,00
1485,00
2035,00
1980,00
1100,00
550,00
800
1815,00
2475,00
2255,00
990,00
799,07
783,77
199,76
537,00
731,87
712,11
395,61
197,40
287,70
652,76
890,10
810,99
356,06
0,207
0,182
0,185
0,548
0,290
0,277
0,269
0,204
0,254
0,307
0,236
0,179
0,321
2885,69
2611,39
820,93
3623,66
9378,37
884,82
9469,68
495,19
496,94
302,85
1283,03
2613,31
1883,76
0,5
4,72
0,05
0,68
1,17
0,57
10,41
0,34
0,43
0,45
0,73
0,63
1,02
74,32
612,28
6,66
269,39
243,70
113,68
2013,06
49,92
78,56
99,25
123,71
81,08
235,87
2811,37
1999,11
814,27
3354,26
9134,67
771,14
7456,62
445,27
418,38
203,60
1159,31
2532,23
1647,89
0,59
4,86
0,14
2,00
1,29
1,17
11,18
1,09
0,98
1,33
1,25
0,75
2,79
22,45
15,88
17,23
24,91
48,49
7,92
41,42
9,71
5,22
2,72
11,70
23,30
19,52
Tabla 4.5
Resumen de pérdidas técnicas y no técnicas en el mes
89
CIRCUITO
TRANSFORMADOR
USUARIOS
No
No
S (kVA)
No
TRIFÁSICO MONOFÁSICO
12
24449
37,5
60
X
19
2443
50
52
X
22
2333
100
18
3
2346
37,5
18
16
2394
100
74
X
4
2402
100
66
X
23
2431
75
31
X
13
9933
37,5
28
14
2329
75
40
8
2407
37,5
61
X
30
2522
25
55
X
29
2514
37,5
75
X
28
2500
25
51
X
X
X
X
X
Tabla 4.6
Descripción de circuitos escogidos para análisis de pérdidas
4.3 ANALISIS DE RESULTADOS
Es necesario realizar un resumen comprensivo de los resultados obtenidos en
este capítulo para mejor ilustración.
4.3.1
REGULACIÓN DE VOLTAJE
Circuito No
12
19
22
3
16
4
23
13
14
8
30
29
28
Caída de voltaje
%
2,2
3,19
2,89
5,54
2,73
1,97
2.28
4,18
4,78
3,2
1,4
2,54
3,98
Regulación de voltaje
%
97,8
96,81
97,11
94,46
97,27
98,03
92,29
94,82
94,22
95,8
98,6
97,46
96,02
Tabla 4.7 Caída y regulación de voltaje de circuitos escogidos como muestra
90
En base a la regulación 004/01 que norma la calidad de energía (caídas
y
regulación de voltaje), dato proporcionado por el CONELC; que dice en el sector
urbano permite del 8% al 10% de caída de voltaje. Por lo tanto en la EERSA se
aplica el criterio del 3% de caídas de voltaje en zona urbana.
Por consiguiente en los circuitos cuyos valores sobrepasan el límite normalizado
es necesario realizar readecuaciones como incremento de calibre del conductor o
división de circuitos en último de los casos.
4.3.2
CARGABILIDAD
A continuación se presenta un cuadro resumen de cargabilidad de circuitos
Cargabilidad %
Circuito No
tramo
12
L850-unión
19
L853-854
22
L717-718
3
L714-715
16
L821-unión
4
L813-union2
23
L862-863
13
L855-856
L721-722
14
L724-725
8
L787-unión
30
L517-unión
29
L981-union1
28
L701-union1
máxima
26,7
68,5
10,2
40,0
24,9
21,7
28,0
55,0
25,8
24,98
31,6
44,5
53,6
Tabla 4.8 Cargabilidad máxima de circuitos escogidos como muestra
Normalmente el porcentaje de cargabilidad ideal en las líneas es del 30 al 60 %
lo cual en la muestra se considera que las líneas no están sobrecargadas. Por lo
tanto se concluye que el porcentaje de cargabilidad es normal y no se realiza
ninguna solución técnica respecto a esto.
4.3.3
PÉRDIDAS
De acuerdo con la muestra se indica en la tabla 4.9 el número de circuitos con
diferente capacidad instalada.
91
Capacidad
instalada
kVA
25
37,5
50
75
100
No de
circuitos
cantidad
2
4
2
2
3
Tabla 4.9 Cantidad de circuitos de la muestra por capacidad instalada
Por consiguiente se obtiene un promedio de pérdidas técnicas por capacidad
instalada.
Se observa que todos los circuitos, en relación a capacidad instalada, tienen el
mismo comportamiento en pérdidas técnicas (tabla 4.10) ya que los cables que
constituyen las líneas son similares.
Pérdidas técnicas
Extrapolación de pérdidas técnicas
No de circuitos totales
Pérdidas
Capacidad(kVA) (kWh)/semana existentes
(kWh/semana)
25
55,04
6
330,22
37,5
17,77
16
284,27
50
102,86
9
925,76
75
244,02
4
976,09
100
41,70
5
208,48
TOT
2724,82
Tabla 4.10 Extrapolación de pérdidas técnicas a la semana de los 40 circuitos del
centro histórico.
Con los valores consignados en la tabla 4.10, y las de los anexos No 6.1y No 6.2
se realiza la extrapolación de pérdidas técnicas de energía, energía registrada y
pérdidas de energía total (tabla 4.11).
92
Energía
registrada 40
circuitos
kWh/semana
82821,91
%
Pérdidas tot Pérdidas técnicas
kWh/semana
kWh/semana
12027,72
2784.22
14,52
3,28
Pérdidas no
técnicas
kWh/semana
9302,91
11,23
Tabla 4.11 Valores de pérdidas técnicas y no técnicas a la semana para los 40
circuitos existentes en el centro histórico (semana)
Energía
registrada
kWh/mes
354951,04
%
Pérdidas tot
kWh/mes
51547,38
14,52
Pérdidas técnicas
kWh/mes
11677,78
3,28
Pérdidas no
técnicas
kWh/mes
39869,60
11,23
Tabla 4.12 Valores de pérdidas técnicas y no técnicas al mes para los 40 circuitos
existentes en el centro histórico (mes)
Debido a que las pérdidas eléctricas sobrepasan el 12%, valor normado por el
CONELEC, se concluye que deben realizarse varias readecuaciones en las redes
de bajo voltaje, del centro histórico de la ciudad de Riobamba, con el fin de
disminuir estos valores.
Para resolver los problemas técnicos de los diversos circuitos, en el siguiente
capítulo, se proponen las respectivas soluciones técnicas.
93
CAPITULO 5
5.1 SOLUCIONES TÉCNICAS
Las pérdidas técnicas son sectorizadas por que las causas que lo producen son
distintas en cada sector.
Las pérdidas técnicas dependen de los elementos asociados al circuito y por ende
de las características o parámetros eléctricos.
En la mayoría de métodos para reducción de pérdidas eléctricas es necesaria una
reconfiguración de circuitos en cuestión.
De acuerdo con los resultados del cuadro resumen de pérdidas se procede a
sugerir las soluciones adecuadas.
Primero se toma en cuenta las pérdidas técnicas y seguidamente las pérdidas no
técnicas.
En la siguiente tabla se presentan los valores determinados de pérdidas de
acuerdo con la regulación No 004-01 del CONELEC.
Pérdidas totales
Subsistemas
Urbano
deseables en %
12
Urbano
marginal
14
Rural
16
Tabla 5.1 Niveles deseables de pérdidas por subsistema.
Las pérdidas técnicas y no técnicas para sector urbano en distribución idealmente
máximo el 12 %.
94
Como primer parámetro hay que analizar los límites de pérdidas técnicas, por
tanto se realiza la siguiente comprobación.
Los pasos a seguir para controlar y disminuir pérdidas eléctricas técnicas son:
•
Balance de carga.
•
Cambio de calibre del conductor.
•
Colocar el transformador en el centro de cargas.
•
Incremento de número de fases.
•
Reemplazo de acometidas.
5.1.1
BALANCE DE CARGA EN LAS FASES
Una de las soluciones técnicas para reducir las pérdidas es el de balance de
carga, para lo cual se procede a equilibrar las cargas en cada fase de los circuitos
en estudio. Se tomará énfasis en los que sobre pasen los valores permitidos de
pérdidas técnicas de acuerdo con las normas establecidas.
Los circuitos que necesitan de balance de carga son aquellos que no suministran
en forma equilibrada la energía por fase.
5.1.2
CAMBIO DE CALIBRE DEL CONDUCTOR
En las pérdidas eléctricas técnicas existe otro parámetro que tiene una notable
importancia, es la resistencia eléctrica del conductor y este parámetro influye
principalmente en las pérdidas eléctricas resistivas.
Al incrementarse el calibre del conductor, de acuerdo a la corriente que circula
por él, se disminuye su resistencia eléctrica y por lo tanto las pérdidas técnicas
eléctricas relacionadas con este fenómeno físico.
95
5.1.3
COLOCAR EL TRANSFORMADOR EN EL CENTRO DE CARGA DEL
CIRCUITO.
Este procedimiento se realiza para disminuir caídas de voltaje y por ende las
pérdidas técnicas eléctricas, sin embargo no solamente esto es necesario.
Vale recalcar que para realizar este tipo de trabajo es necesario incluir costo
mano de obra y los demás valores asociados.
5.1.4
INCREMENTO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR EN LAS FASES
Al igual que métodos anteriores también es necesario el incremento de fase en
los circuitos ya que se disminuye la caída de voltaje al igual que las pérdidas
eléctricas.
Con el incremento de fases se logra distribuir mejor las cargas y balancear
fases del transformador consiguiendo así disminuir pérdidas resistivas.
Se recomienda combinación de opciones presentadas en (5.1.2), (5.1.3), (5.1.4)
para resolver problema de caídas de voltaje en circuitos 3, 8, 13, 14, 28
5.1.5
REEMPLAZO DE ACOMETIDAS
Con esto se busca disminuir pérdidas resistivas en los conductores. Debe
señalarse que aproximadamente existen 2098 acometidas en redes públicas, sin
contar con las particulares en el centro histórico de la ciudad de Riobamba, que
están energizadas por el alimentador No 2 de la subestación No 1.
La longitud del cable está relacionada directamente con las pérdidas resistivas
que se presenta en acometidas.
Uno de los problemas de las acometidas es la alta distancia hacia los usuarios, lo
que influye en las pérdidas eléctricas asociadas.
96
Otra razón es por el mal dimensionamiento del cable de acometida de acuerdo
con el consumo del usuario.
Es necesaria una adecuada inspección técnica de las acometidas para analizar su
estado físico.
5.1.6
REEMPLAZO DE MEDIDORES
Reemplazar medidores electromecánicos por medidores electrónicos, orientado a
disminuir las pérdidas, traería un beneficio para la EERSA, además de mejorar la
estética.
Esta opción va orientada a los sitios en donde todavía existen medidores
anticuados u obsoletos.
Debe indicarse que la existencia de medidores obsoletos es mínima, pero si se
mejoraría de alguna manera la reducción de pérdidas en el Centro Histórico de
Riobamba y no solamente en este sector sino en todo lo que abarca la EERSA, al
cambiarlos por otros adecuados.
Actualmente se ha realizado la implementación de medidores electrónicos con lo
que se ha reducido de buena manera las pérdidas.
5.2 IMPLEMENTACIÓN PRÁCTICA DE SOLUCIONES TÉCNICAS
PARA DISMINUIR PÉRDIDAS ELÉCTRICAS.
En esta sección se sugieren medidas tendientes a disminuir pérdidas eléctricas
técnicas y no técnicas, tomando mayor énfasis en
disminuir las pérdidas no
técnicas ya que son muy significativas y dan lugar a pérdidas económicas para la
EERSA.
97
5.2.1
BALANCE DE CARGA EN LAS FASES
El balance de carga se realiza en la simulación para equilibrar la carga en las
fases del circuito.
5.2.2
INCREMENTO DE CALIBRE DEL CONDUCTOR
Se toma en cuenta los circuitos que sobrepasan el 2% de pérdidas técnicas por
ejemplo el circuito No 23, que es un circuito monofásico con una configuración
3x1/0(1/0)+ 4.
Al mencionar los conductores ASC significa que es un conductor de aluminio sin
alma de acero el cual se utiliza para tendido de red de baja tensión y su vano
normal es de 40 a 50 metros.
De acuerdo con la tabla (4.3) y (4.4) el valor de pérdidas técnicas del circuito No
23 sobrepasa el 2%.
En base a la tabla (4.3) y (4.4) se comprueba que existe un buen balance de
fases por tanto no es necesario el balance de fases.
Paso seguido se procede a incrementar el calibre del conductor con el objetivo de
disminuir la resistencia eléctrica y por ende las pérdidas resistivas.
A continuación con la herramienta computacional NEPLAN
versión 5.24 se
procede a simular reemplazando el conductor de las fases por el calibre ASC No
3/0 y el neutro por el calibre ASC No 2/0, con lo que la configuración será
3x3/0(2/0)+4, sin tomar en cuenta el hilo piloto ya que no influye
mucho en
pérdidas eléctricas resistivas en red de bajo voltaje.
Se realiza la simulación del circuito No 23 con incremento del calibre de las fases
a ACS No 3/0 y se obtienen los siguientes resultados.
98
P
Área/Zona Pérdidas
kW
Red
1,84
Área 1
1,84
Zona 1
1,84
Q
Pérdidas
kvar
0,35
0,35
0,35
P
Gen
kW
40,02
40,02
40,02
Q
P
Q
Gen
Carga Carga
kvar
kW
kvar
22,32
32,67
16,92
22,32
32,67
16,92
22,32
32,67
16,92
Tabla 5.2 Muestra el resultado de flujo de carga del circuito No 23
P Pérdidas
kW
1.84
perd
técnicas
kWh
83.02
analizador
kWh
4200,7
% perd
técnicas
1,98
Tabla 5.3 Muestra resultado de porcentaje de perdidas carga del circuito No 23
El valor de 1.84 kW corresponde al 1.98% de pérdidas técnicas
Como se puede observar el valor de pérdidas técnicas ha disminuido de 10.41
kW a 1.84 kW es decir hablando de porcentajes ha disminuido 11.18 % al 1.98 %
5.2.3
INCREMENTO NÚMERO DE FASES
El circuito que se analiza es el No 19 monofásico, se realiza el incremento número
de fases siendo necesario convertir al circuito de monofásico a trifásico.
Necesariamente se debe considerar el circuito como trifásico entonces
prácticamente las fases quedan mejor balanceadas y con menos carga.
Se cambia el calibre del conductor existente 2x2(4)+ 4 a 3x1/0(1/0)+ 4 en las
fases que corresponde al cable ASC No 1/0 y se incrementa otra fase.
Entonces se procede a simular el circuito trifásico y los resultados son los
siguientes:
P
Q
Área/Zona Pérdidas Pérdidas
kW
kvar
Red
2,03
0,6
Área 1
2,03
0,6
Zona 1
2,03
0,6
P
Gen
kW
36,07
36,07
36,07
Q
P
Q
Gen
Carga Carga
kvar
kW
kvar
17,09
35,48
16,84
17,09
35,48
16,84
17,09
35,48
16,84
Tabla 5.4 Resultado de flujo de carga del circuito No 19
99
P Pérdidas
kW
2.03
perd
tecnicas
kWh
61.44
analizador
kWh
2937,01
% perd
tecnias
2.09
Tabla 5.5 Resultado de porcentaje de pérdidas de flujo de carga del circuito No 19
Como se observa en la tabla (5.5) las pérdidas técnicas se redujeron a 2.03 kW,
es decir en porcentaje llega a 2.09 % de pérdidas técnicas que está por debajo
del valor establecido en las normas.
En este caso la mejor solución es el aumento de fase y el cambio de circuito
monofásico a trifásico.
De manera similar se procede con los circuitos 28 que sobrepasan el valor de
pérdidas técnicas normalizado.
Para el circuito No 28 se procede ha realizar el análisis de incremento en el
calibre de fase de ASC No 2 a ASC No 1/0, obteniéndose los resultados indicados
en la siguiente tabla.
ANÁLISIS PARA CAMBIO DE ACOMETIDAS
ACOMETIDA
Amp
2x4
90
2x6
70
3X4
90
3X6
70
4X4
80
4X6
60
Tabla 5.8 Características de amperaje de cable múltiplex de aluminio.
100
ACOMETIDA
Amp
2X8
50
6X8
50
Tabla 5.9 Características de amperaje de cable múltiplex de Cobre.
Un factor requerido para el análisis de los conductores es su capacidad de
corriente la cual se dimensiona de acuerdo a la carga que alimenta.
A continuación se muestra el método para determinar capacidad de corriente para
comprobar dimensionamiento de acometidas.
I=
P
V
(5.1)
Donde:
I: intensidad de corriente que circula en acometidas.
P: carga que alimenta la acometida
V: voltaje de la red.
De acuerdo a la tabla (5.8) y (5.9) comparando con los valores de tabla (5.10)
A continuación se presenta la tabla de capacidad de corriente que circula a través
de cada acometida del circuito No 3.
2x4
2x6
2X8
3X4
3X6
4X4
4X6
6X8
CIR 3
Amp Amp
Amp Amp Amp Amp Amp Amp
P711
2.83
1.39
0.00
3.21 0.25 0.98 2.28 0.00
P712
0.00
0.00
0.00
0.22 0.00 0.00 0.00 0.00
P714
8.29
3.97 11.97 0.00 2.97 0.00 2.65 1.84
P715
0.00
9.69
0.00
0.00 1.53 3.52 0.00 0.00
P716
0.00
9.61
5.66
0.00 0.00 0.00 2.34 0.00
P717
1.25
0.00
9.51
0.00 0.00 3.14 5.96 0.00
P847
0.00 46.31 7.23
0.77 0.00 0.00 0.00 0.00
P848
1.99
7.37 13.52 0.00 0.00 0.00 6.48 0.00
P849
5.76
1.84 11.43 5.54 0.00 0.00 4.16 0.00
Tabla 5.10 Corriente que circula por cada acometida del circuito 3
101
En anexo del capitulo 5 se muestra las demás tablas de capacidad de corriente
que circula por cada acometida de los circuitos en estudio.
Al observar
los valores de corriente que circula por cada acometida se
comprueba que ninguna está subdimensionada, por lo que no se sugiere cambio
de conductor por concepto de circulación de corriente.
Se sugiere cambiar las acometidas si éstas se encuentran defectuosas o
deterioradas debido a la inclemencia del clima o ajustarlas si están mal
conectadas.
5.3 PROYECTO PARA REDUCIR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
Un primer aspecto para reducir las pérdidas no técnicas es verificar el
funcionamiento de los medidores sin tener que desvincularlos de la red, mediante
una operatoria sencilla y rápida.
Para implementar este tipo de solución se debe realizar un control minucioso de
las instalaciones externas del abonado, como por ejemplo verificar buen estado y
conexión de acometidas, realizar un seguimiento de la calibración e instalación de
cada medidor de los circuitos en los cuales las pérdidas no técnicas sobrepasan
los valores de acuerdo a las normas establecidas.
Este tipo de seguimiento hay que programarlo con una planificación prudencial a
fin de lograr el objetivo orientado a la reducción de pérdidas no técnicas.
Controlar las pérdidas comerciales a través de la aplicación de programas y
acciones auto sustentables y rentables, que permitan la detección, corrección y
seguimiento de clientes con irregularidades que impiden, dificultan, afectan o
adulteran la correcta medición del consumo eléctrico.
Otra solución es cambiar las redes de bajo voltaje de cable desnudo a cable
trenzado o preensamblado lo cual disminuiría notablemente los fraudes de
102
consumo, pues para el usuario es mas difícil realizar alguna conexión clandestina
que perjudique a la empresa.
5.3.1
SUSTITUCIÓN DE MEDIDORES
Realizar un plan para el cambio de medidores o contadores de energía que
sobrepasen su tiempo de vida útil.
Permitir que la empresa admita la modernización de sus equipos de medición con
última tecnología especialmente medidores electrónicos.
Debe haber la garantía de la empresa a sus clientes de la continuidad del servicio
eléctrico, evitando cortes por conexiones indebidas en estos equipos y controlar la
falsa operación de medidores.
A continuación a manera de ejemplo se muestra en la tabla 5.11 las
características de un medidor electrónico monofásico que se está implementado
en la EERSA.
Medidor
Monofásico
tipo
socket de 5 o 4 terminales
multifunción
4 tarifas horarias
precisión
1 o <1
clase de medición
200 medición directa
rango de amperaje
10 a 200 (A)
voltaje de operación
96 - a 480 V
voltaje nominal
120 V(fn)
frecuencia
60 Hz
característica de software
actualisable
reloj
cuarzo independiente de la frecuencia
memoria
RAM no volátil 32 kb
funciones adicionales
batería de lítio para respaldo de funciones adicionales
tiempo de integración de demanda
15 minutos
sistema
acumulativo de integración de demanda
comunicación
a través de puerto óptico
Tabla 5.11 Características de medidor electrónico monofásico moderno
implementado en la EERSA.
103
Las características para los demás medidores electrónicos que se está
implementando en la EERSA se muestran en los anexos 5.13, 5.14, 5.15, 5.16.
5.3.2
RECUPERACIÓN DE CARTERA VENCIDA [11]
Se define como cartera vencida al incumplimiento del usuario
con sus
obligaciones de pago de servicios prestados por la empresa.
Para reducir este inconveniente que también significan pérdidas para la empresa
se sugiere formar equipos negociadores con clientes morosos, dicho equipo debe
aprovechar sus aptitudes para convencer al cliente.
Implementar nueva política de administración para cobro y facturación adecuado
de cartera vencida, puesto que al realizar la implementación de la nueva red se
reducirá las conexiones indebidas que causan pérdidas disminuyendo así el hurto
y obligando directamente a los usuarios quienes
han sido desprovistos del
servicio eléctrico por falta de pago, a cancelar la deuda con la empresa.
Optimizar recursos humanos y material disponible en recaudación a través de un
rediseño del proceso de pago por mora.
Lograr que el inicio del proceso de recuperación no supere los 60 días posteriores
a la determinación de servicio inactivo.
Sincerar los valores por venta de energía a los valores a terceros en la cartera
declarada irrecuperable.
Y por ultimo reducir a valores cercanos a cero la carera vencida considerada por
la empresa.
A continuación se presenta algunos
pasos a seguir para recuperar cartera
vencida.
104
1
Verificar mediante acción de campo, si en el predio donde existe la deuda
impaga, vive el deudor, caso contrario, ubica al propietario del inmueble o su
representante a quien se le informa sobre la deuda y la obligatoriedad de
cancelar.
2. Tomar datos del medidor que está ocupando el deudor o del propietario del
inmueble o de su representante.
3. Proceder a la entrega de la notificación especial de deuda al deudor o al
propietario del inmueble o a su representante.
4. Proceder a la entrega de la notificación de transferencia de obligación impaga
(deuda) al deudor o al propietario del inmueble o a su representante.
5. Proceder a finalizar el trámite en el Sistema Comercial ingresando las acciones
registradas en la notificación especial de deuda según lo constatado en el
período.
6. En caso de no ubicar al deudor o al propietario del inmueble o a su
representante, se buscará la ubicación del deudor por medio de datos de
identificación como: nombre, número de cédula, número del RUC, número del
pasaporte o código de entidad oficial, para reiniciar la gestión de cobro.
105
CAPÍTULO 6
6.1 ANÁLISIS ECONÓMICO
En esta sección se realiza el análisis económico que justifican las soluciones
orientadas a la disminución de pérdidas técnicas a valores establecidos dentro de
los rangos de la normativa vigente.
Se considerará lo estipulado en pliego tarifario vigente de la resolución 007/10 18
de febrero del 2010, con respecto a la regulación de tarifas de cobro de servicio
eléctrico.
6.1.1 COSTO TARIFARIO RESIDENCIAL -COMERCIAL
6.1.1.1
CATEGORÍA RESIDENCIAL:
Corresponde al servicio eléctrico destinado exclusivamente al uso doméstico, es
decir, en la residencia de la unidad familiar independientemente del tamaño de la
carga conectada.
También se incluyen a los Consumidores de escasos recursos económicos y
bajos consumos que tienen integrada a su vivienda una pequeña actividad
comercial o artesanal.
6.1.1.2 CATEGORÍA RESIDENCIAL- COMERCIAL
Se considera al servicio destinado a lugares en los cuales se realizan comercio
es decir tiendas, almacenes, etc.
106
Cargos tarifarios para consumos a partir de abril del
2004
Categoría
Residencial (BTCR)
Nivel de voltaje
Bajo y Medio Voltaje
0-50
0.081
1.414
51-100
0.083
1.414
101-150
0.085
1.414
151-200
0.087
1.414
201-250
0.089
1.414
251-300
0.091
1.414
301-350
0.093
1.414
351-400
0.095
1.414
Superior
0.095
1.414
Residencial temporal (BTCRT)
0.100
1.414
Categoría
General
Nivel voltaje
Bajo voltaje sin demanda (BTCGSD)
G1 Comercial Entidades Oficiales
0-300
0.072
1.414
Superior
0.083
1.414
Tabla 6.1 tabla de pliego tarifario kWh referencia www.eersa.com.ec
Los valores consignados en la tabla (6.1) se toman como referencia tarifaria para
cuantificar el consumo de energía. Estos datos son suministrados por el
CONELEC a las empresas distribuidoras.
Se toma en cuenta el valor 0.085 USD para voltajes entre 101 V a 150V, más el
recargo por comercialización es de 1.414 USD/mes, más un rubro de alumbrado
público (AP) y bomberos para abonados residenciales con la única diferencia
que a los abonados comerciales se cobra un rubro adicional de aproximadamente
el 25% en rubro de bomberos.
Por tanto se justifica el cálculo solamente por consumo en kWh/mes y su tarifa de
0.085 USD/kWh.
107
En la situación actual los circuitos No 22, 16, 14, 4, y 23 son trifásicos, mientras
que los circuitos 12, 19, 13, 8, 30, 29, 28 son monofásicos, de acuerdo con tabla
(4.5).
Realmente no se puede distinguir
pérdidas ya sean para usuarios que poseen
medidores que tengan un voltaje entre 101V a 150V
o aquellos que tengan
voltajes entre 201V a 300V, por tanto se realiza un análisis general tomando en
cuenta el valor tarifa de 0.085 USD impuesto para valores de voltaje entre 101V a
150V.
En la situación actual se tiene:
PÉRDIDAS
CIRCUITO
TOT
No
ENERGÍA
TRANSFORMADOR
USUSARIOS
No
S (kVA)
No
(kWh)/mes
12
2885.69
2449
37,5
60
19
2611.39
2443
50
52
22
820.93
2333
100
18
3
3623.66
2346
37,5
18
16
9378.37
2394
100
74
4
884.82
2402
100
66
23
9469.68
2431
75
31
13
495.19
9933
37,5
28
14
496.94
2329
75
75
8
302.85
2407
37,5
61
30
1283.03
2522
25
55
29
2613.31
2514
37,5
75
28
1883.76
2500
25
51
Tabla 6.2 Pérdidas en (kW/h)/mes de circuitos en estudio.
6.1.2
CUANTIFICACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA
En base a tablas (6.1) y (6.2) se realiza el cálculo de la cuantificación de pérdidas
de energía.
108
Seguidamente se realiza el cálculo de la siguiente manera:
USD deperdida = Perdidasde energía x tarifa residencial + comercialización
(6.1)
Como ejemplo se escoge el circuito No 12 el cual tiene 2885.69kWh/mes de
pérdidas de energía.
USD de pérdida / mes = 2885.69 kWh / mes x 0.085 USD / kWh + 1.414 USD
USD de pérdida / mes = 246.42 USD/mes
Las pérdidas por año serán.
USD de pérdida / año = USD de pérdida /mes x 12 meses
(6.2)
USD de pérdida / año = 246.42 USD/mes x 12 meses
USD de pérdida / año = 2957.09 USD / año
En la siguiente tabla constan los valores de pérdidas en dinero de cada circuito.
CIRCUITO
TRAFO
USUARIOS
PERDIDAS
TOT
No
S (kVA)
No
ENERGÍA
TARIFA
RECIDENCIALCOMERCIAL
(kWh)/mes
USD/kWh
12
19
22
3
16
4
23
13
14
8
30
29
28
37,5
50
100
37,5
100
100
75
37,5
75
37,5
25
37,5
25
60
52
18
18
74
66
31
28
75
61
55
75
51
2885.69
2611.39
820.93
3623.66
9378.37
884.82
9469.68
495.19
496.94
302.85
1283.03
2613.31
1883.76
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
0.085
Tabla 6.2 Muestra las perdidas en USD/ año de circuitos en estudio.
En la siguiente tabla, en base a los resultados de pérdidas de los circuitos en
estudio, se presenta la tendencia de las pérdidas para el resto de los circuitos del
centro histórico de la ciudad de Riobamba.
109
CIRCUITO
No
kVA
37.5
50
100
50
100
100
75
37.5
75
37.5
25
37.5
25
12
19
22
3
16
4
23
13
14
8
30
29
28
PERDIDAS
TOT
%PERDIDAS
%PERDIDAS
ENERGÍA
TECNICAS
NO TECNICAS
kWh/7dias
(kWh)/ 7dias
(kWh)/7 días
673.33
609.33
191.55
845.52
2188.29
206.46
2209.59
115.55
115.95
70.66
299.37
609.77
239.54
0.59
4.86
0.14
2.00
1.29
1.17
11.18
1.09
0.98
1.33
1.25
0.75
2.79
22.45
15.88
17.23
24.91
48.49
7.92
41.42
9.71
5.22
2.72
11.70
23.30
19.52
Tabla 6.3 Muestra las pérdidas de energía (kWh/semana) y porcentaje de
circuitos en estudio.
Con los valores de pérdidas de energía se realiza un gráfico de nube de puntos.
Nube de puntos de valores de perdidas totales en
kWh/7dias
2500,00
kWh
2000,00
1500,00
Serie1
1000,00
500,00
0,00
0
5
10
15
Número de dato
Gráfico 6.1 Muestra nube de puntos de valor de pérdidas totales en
(kWh)/7días de circuitos en estudio.
En base a esta información se buscará el mejor ajuste de tendencia para realizar
la proyección.
110
Tomando en cuenta solamente los valores acordes se grafica nuevamente para
encontrar una curva de tendencia para encontrar los valores más aproximados
de pérdidas de energía para todos los circuitos
que corresponden al centro
histórico de Riobamba.
La tabla correspondiente a dichos valores se muestra en anexo 6.1
Para una mejor comprensión se muestra la curva de tendencia de pérdidas de
energía en el gráfico (6.2), ordenando los resultados en forma ascendente.
Actualmente existen 40 circuitos que poseen red pública, por tanto la estimación
o tendencia se realiza para este número de circuitos.
Valores de tendecia de perdidas totales de
energía
1000,00
kWh
800,00
600,00
Serie1
400,00
200,00
0,00
0
5
10
15
Número de dato
Gráfico 6.1 Curva normal que tienden las pérdidas de energía totales.
En base al gráfico (6.1) se realiza la estimación o extrapolación de 11 circuitos
muestreados; a los 40 circuitos de red pública de bajo voltaje, luego se escoge
una curva de tendencia, cuya su ecuación ayuda a obtener resultados más
acordes y confiables para los circuitos restantes
111
kW h
Curva de tendencia de pérdias totales de energía
1000
800
600
400
200
0
y = 7,2847x2 + 8,9193x + 44,23
R2 = 0,9539
Serie1
Polinómica (Serie1)
0
2
4
6
8
10
12
Número de dato
Gráfico 6.2 Curva de tendencia de pérdidas totales de energía y su
ecuación
De acuerdo a la tabla anexo (6.1) para los 40 circuitos de red eléctrica pública y
considerando la ecuación de la curva se obtiene un valor de
12027,72
kWh/semana. Este valor permite calcular el valor económico de las pérdidas al
año.
30días
USD
× 0.085
+ 1.414USD
7 días
kWh
USD pérdida / mes = 4382,94 USD/mes
USD pérdida / mes = 12027.72 kWh ×
4382,94 USD 12 mes
×
mes
año
USD pérdida / año = 52595,29 USD/año
USD pérdida / año =
Esto implica que el valor económico de las pérdidas totales por año, en los 40
circuitos existentes, es: 52595,29 USD.
En el capítulo 4 se realizó el cálculo de extrapolación de pérdidas técnicas de
energía por tanto no se muestra.
La extrapolación de energía registrada se muestra en anexo 6.2 y 6.3
En el cálculo económico de de pérdidas de energía se hace mención únicamente
al valor tarifarlo del kWh más rubro de comercialización sin tomar en cuenta si es
comercial o residencial.
112
6.1.3
ANÁLISIS ECONÓMICO PARA UNA FUTURA READECUACIÓN
Para realizar el cálculo de readecuación posible de la red de bajo voltaje es
necesario saber su longitud total en el centro histórico de la ciudad de Riobamba.
En base a las hojas de estancamiento, que contienen la información de los
circuitos de bajo voltaje, se realiza el cálculo de la longitud total de conductor de
acuerdo con la configuración de cada uno de los circuitos.
Hay que mencionar que la futura readecuación recomendada pone énfasis en la
reducción de pérdidas eléctricas.
Por esta razón se realiza el cálculo de readecuación de la red secundaria con
cable preensamblado que presenta más dificultad para conexiones clandestinas,
las cuales dan lugar a mayores pérdidas para la empresa.
En la siguiente tabla constan los precios de los distintos tipos cables de acuerdo a
su configuración.
ITEM
DESCRIPCION
UNIDAD P UNID.
1
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 3x1/0+1x2/0+1x4
m
3,594
2
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 1x2+1x1/0 AWG
m
1,292
3
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x1/0+1x2/0 AWG
m
2,68
4
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x2+1x1/0 AWG
m
1,748
5
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x2+1x1/0+1x4
m
2,063
Tabla 6.3 Precios de cable preensamblado para red secundaria.
La configuración correspondiente a cada circuito en el centro histórico de
Riobamba se ilustra en la tabla (6.4) y sus valores se utilizan como referencia
para realizar el cálculo para una futura readecuación de la red secundaria.
113
CABLE
LONGITUD
CONFIGURACIÓN
(m)
1x4(4)(4)
210,21
2x2(4)(4)
2087,91
2x4(4)(4)
521,46
2x1/0(2)(4)
3613,95
2x1/0(2)(6)
500,85
2x2/0(2)(4)
586,25
2x2/0(1/0)(4)
2489,17
3x2(4)(4)
85,96
3x1/0(2)(4)
915,19
3x1/0(1/0)(4)
385,4
3x1/0(1/0)(6)
168,72
3x2/0(1/0)(4)
1928,1
3x2/0(1/0)(6)
61
3X3/0+2/0+2
277,89
TOT
13832,06
Tabla 6.4 Longitud y configuración de circuitos existentes en el centro histórico de
Riobamba.
Como se aprecia en la tabla (6.4) en el centro histórico de Riobamba existe una
longitud de 13832.06 metros de red de baja tensión. En esta red, los conductores
de calibres ASC No 4, No 2, No 1/0, No 2/0 y 3/0 se cambian por cable trenzado
preensamblado (tabla 6.3), procurando disminuir pérdidas eléctricas técnicas y
no técnicas.
Los cambios propuestos son:
•
1x4(4)(4), 2x2(4)(4), 2x4(4)(4) cable desnudo, por cable aislado trenzado
ASC configuración 2x2+1x1/0 AWG,
•
2x1/0(2)(4, 2x1/0(2)(6), 3x2(4)(4) cable desnudo por cable aislado trenzado
ASC configuración 2x1/0+1x2/0 AWG,
•
2x2/0(2)(4),
3x2/0(1/0)(6)
3x1/0(2)(4),
por
cable
3x1/0(1/0)(6),
aislado
3x2/0(1/0)(4),
trenzado
ASC
3x2/0(1/0)(4),
configuración
3x1/0+1x2/0+1x4.
114
El costo requerido para este cambio se indica en la siguiente tabla.
V
LONG
UNIT
V TOT
(m)
(USD)
(USD)
2819,58
2,063
5816,79
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x1/0+1x2/0+1x4
4114,8
2,68
11027,66
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 3x1/0+1x2/0+1x4
6897,68
3,594
24790,26
TOT
41634,72
DESCRIPCIÓN
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x2+1x1/0+1x4
Tabla 6.5 Valor de cable preensamblado de red de baja tensión.
Para el montaje de las nuevas estructuras en bajo voltaje se
necesitan los
materiales señalados en la siguiente tabla y que corresponden a 227 estructuras
de suspensión en secundario (ESSA) y 223 estructuras de retención para
secundario (ESTA).
V
ESSA
CANTIDAD UNIT(USD) TOT (USD)
PINZA DE SUSPENCION PARA CABLE 2/0-1/0
234
1,0059
235.381
MENSULA DE SUSPENSION DE ALUMINIO
234
2,6530
620.802
CORREA DE SUJECION DE 38CM (15PULGADAS)
936
0,1232
115.315
TOT
971.498
Tabla 6.6 Costo de materiales de una estructura de suspensión en red secundaria
para readecuación.
115
V UNIT
ESTA
CANTIDAD
(USD)
TOT (USD)
CORREA DE SUJECION DE 38CM (15PULGADAS)
924
0,1232
113.84
MENSULA DE RETENCION DE ALUMINIO
231
3,1024
716.65
PINZA DE RETENCION PARA CABLE 2/0-1/0
231
5,5934
1,292.08
2,122.57
TOT
Tabla 6.7 Costo de materiales de estructuras de retención en red secundaria
para readecuación
MANO DE OBRA DE DESMANTELADO DE ESTRUCTURA
DETALLE
ESTRUC
CANTIDAD
V UVNITARIO
TOT (USD)
DESMANTELADO
ES5
116
6,31
731,96
DESMANTELADO
ES4
314
3,97
1246,58
DESMANTELADO
ES3
6
3,89
23,34
TOT
2001,88
Tabla 6.8 Costo de mano de obra para desmantelar estructuras en red
secundaria.
Para calcular el costo de empotrado de estructuras de retención y suspensión en
red secundaria se toma en cuenta el valor de mano de obra de desmantelado de
la estructura ES5, con lo que se obtiene el valor de armado de estructura indicado
en la siguiente tabla.
MANO DE OBRA DE ARMADO DE ESTRUCTURA EN SECUNDARIA
DETALLE
ESTRUC
CANTIDAD
V UVNITARIO
TOT (USD)
ARMADO
ESSA
234
6,31
1476.54
ARMADO
ESTA
231
6,31
1457.61
TOT
2934.15
Tabla 6.9 Costo de mano de obra para armado de estructuras en red
secundaria.
116
V
TRANSPORTE, TENDIDO Y REGULACIÓN Y
LONG
UNIT
V TOT
FIJACIÓN
(m)
(USD)
(USD)
2819,58
1,12
3157,93
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x1/0+1x2/0+1x4
4114,8
1,87
7694,68
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 3x1/0+1x2/0+1x4
6897,68
2,05
14140,24
Cable Aislado Trenzado ASC configuración 2x2+1x1/0+1x4
TOT
24992,85
Tabla 6.10 Costo de mano de obra, transporte, tendido, regulación y fijación de
cable ASC trenzado para armado de estructuras en red secundaria.
Se realiza la suma de costos que se invierte en la readecuación de las redes de
bajo voltaje en el centro histórico de Riobamba.
DESCRIPCIÓN
MATERIALES
MANO DE OBRA DESMANTELADO
MANO DE OBRA, ARMADO Y TRANSPORTE
TOT
TOT (USD)
44728.79
2001.88
27927
74657.668
Tabla 6.11 Tabla resumen de costos para readecuación de red de baja en centro
histórico de Riobamba.
Considerando el rubro calculado por pérdidas eléctricas de 52595.29 USD y el
valor total de inversión de una futura readecuación igual a 74657,668 USD, la
inversión prácticamente se recupera en cuatro años aproximadamente.
6.1.4
VALOR PRESENTE NETO (VPN) [12]
Sirve para tomar decisiones respecto al beneficio a la implementación de un
proyecto y se compara con el costo de oportunidad del dinero invertido.
El valor presente neto del proyecto se calcula utilizando la siguiente formula:
VPN =
( BK − C K )
(1 + i ) K
(6.3)
117
Donde:
B = Beneficio
C = Inversión
k = años que dura el proyecto
i = tasa de interés
A continuación se indica cálculo de
valor presente en base a los valores
mostrados en anexo 6.9
VPN =
( BK − C K )
(1 + i ) K
VPN 0 =
(0 − 37328.83)
= − 37328.83
(1 + 0.12) 0
VPN1 =
(21969.3 − 37328.83)
= − 13713.83
(1 + 0.12)1
VPN 2 =
(43938.7 − 0)
= 35027.64
(1 + 0.12) 2
VPN15 =
(43938.7 − 0)
= 8027.43
(1 + 0.12)15
6.1.5
VALOR ACTUAL NETO (VAN) [12]
El VAN es un indicador financiero que mide los flujos de los futuros ingresos que
tendrá un proyecto, para determinar si luego de descontar la inversión inicial
queda alguna ganancia.
El VAN es el resultado de la suma de los VPN.
Si el resultado del VAN es mayor que cero el proyecto es viable o ejecutable.
K
VAN = ∑
(B j − C j )
j =0
VAN =
(1 + i ) j
(−37328.83) (−15359.49) (43938.68) (43938.68)
(43938.68)
+
+
+
+ ... +
0
1
2
3
(1 + 0.12)
(1 + 0.12)
(1 + 0.12)
(1 + 0.12)
(1 + 0.12)15
VAN = 208986.74
El valor del VAN es mayor que cero por tanto el proyecto es viable
En donde
B = Beneficio
118
C = Inversión
k = años que dura el proyecto
i = tasa de interés
j = contador individual
6.1.6
TAZA INTERNA DE RETORNO (TIR) [12]
TIR es la suma de los flujos de los flujos netos descontados de cada período,
desde el origen considerándose desde el año cero o período 0 (inicial), hasta el
período n (último período).
Se iguala a cero el VAN considerando los valores correspondientes ingresos
menos gastos (B-C), valores indicados en la tabla 6.13 y se despeja el interés i.
VPN =
( B0 − C 0 ) ( B1 − C1 ) ( B2 − C 2 )
(B − CK )
+
+
+ ............... + K
=0
0
1
2
(1 + i )
(1 + i )
(1 + i )
(1 + i ) K
(−37328.83) (−15359.49) (43938.68) (43938.68)
(43938.68)
+
+
+
+ ... +
=0
0
1
2
3
(1 + i )
(1 + i )
(1 + i )
(1 + i )
(1 + i )15
TIR = i = 0.59
TIR = 59%
6.1.7
TRI O TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
Con el TRI se tiene como objeto determinar el número de años en que se
recupera la inversión mediante la resta sucesiva de los flujos netos anuales
descontados del monto de inversión hasta el punto en que se iguala o sobrepasa
dicha inversión.
Este procedimiento se ilustra los valores en tabla 6.14
En base a los valores de tabla 4.11 al la semana y al mes y considerando la
disminución del 60% para pérdidas técnicas y 90% de disminución para pérdidas
no técnicas se arma la siguiente tabla.
119
Pérdidas
kWh/semana
kwh/mes
%
Disminución
kwh/mes
Costo
Mensual
Año
Tecnicas
No
Tecnicas
2784,92
11935,37
60
7161,22
0,085
610,12
7321,42
9302,91
39869,60
90
35882,64
0,085
3051,44
36617,26
TOTAL
43938,68
Tabla 6.12 Valores de ingresos anuales al recuperar pérdidas
El flujo de fondos del proyecto se considera para 15 años, que corresponde al
tiempo de vida útil del cable preensamblado es decir años de duración del
proyecto.
En base a estudios reales realizados anteriormente, los cuales se muestran en
anexo 6.8, se demuestra que las pérdidas eléctricas no técnicas se reducen a un
valor de porcentaje de hasta el 1% por lo que demuestra un buen índice para
mejorar el ingreso de la EEERSA.
Por tanto en este estudio se considera una reducción de hasta el 90% de pérdidas
eléctricas no técnicas (tabla 6.12). El tiempo de ejecución del proyecto se
considera en 2 años por tanto la inmersión del costo de la obra.
Ingresos
año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Gastos
Mano
Obra
Materiales
tot
gastos
VPN
Ing Gastos
12%
-37.328,83 37.328,83
21969,34 14.964,44 22.364,39 37.328,83 -15.359,49 13.713,83
43938,68
43.938,68 35.027,64
43938,68
43.938,68 31.274,68
43938,68
43.938,68 27.923,82
43938,68
43.938,68 24.931,98
43938,68
43.938,68 22.260,70
43938,68
43.938,68 19.875,63
43938,68
43.938,68 17.746,09
43938,68
43.938,68 15.844,73
43938,68
43.938,68 14.147,08
43938,68
43.938,68 12.631,32
43938,68
43.938,68 11.277,96
43938,68
43.938,68 10.069,61
43938,68
43.938,68 8.990,72
43938,68
43.938,68 8.027,43
Tabla 6.13 valores de gastos ingresos y VPN calculado al 12%
0 14.964,44 22.364,39 37.328,83
120
Las pérdidas técnicas de acuerdo a cálculos y flujos de carga
realizados se
demuestra que se reduce a valores menores del 2% (tabla 5.7).
Se considera una disminución del 60% en pérdidas técnicas según se indica en la
tabla 6.12.
Respecto a tabla anexo 6.19 se indica cifras de valor presente y se realiza restas
sucesivas de la inversión a partir del segundo año ya que a partir de dicho año se
obtiene ingresos.
Por ejemplo:
TRI = Inversión – VPNi
TRI = 37328.8 + 37328.8 − 35027.64
TRI = 39630.0
Se sigue con la resta sucesiva
TRI = 39630.0 − 31274.68
TRI = 8355.3
Y así sucesivamente
VPN
año
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
inversion tiempo
0,12
-37.328,83 37.328,8 37328,832
-13.713,83 37.328,8 37328,832
35.027,64
39.630,0
31.274,68
8.355,3
27.923,82
-19.568,5
24.931,98
22.260,70
19.875,63
17.746,09
15.844,73
14.147,08
12.631,32
11.277,96
10.069,61
8.990,72
8.027,43
Tabla 6.14 Calculo de tiempo de recuperación de la inversión
121
En el cuarto año el resultado del TRI es negativo eso quiere decir que los ingreso
en valor presente han superado el valor de la inversión, por tanto en el cuarto año
se recupera la inversión.
Existe otro método simplemente se suma los valores presentes y se divide para la
inversión y este valor debe aproximarse a uno método con el que se calcula el
tiempo en tabla 6.15.
A continuación se muestran los valores calculados para el valor actual neto
(VAN), tiempo de recuperación y tasa interna de retorno (TIR).
TASA %
VAN
TIEMPO
TIR
12
Años
$ 208.986,74
MAYOR 0
Recuperación
$ 1,47
1
MAYOR
TASA
4
59%
Tabla 6.15 Resumen de valores del TIR, VAN y tiempo de recuperación de la
inversión.
Se toma como referencia la tasa del 12% ya que los bancos pagan ese interés, si
el TIR fuera menor que esta tasa mejor se consideraría poner el dinero
de
inversión en el banco.
Con los resultados mostrados en la tabla 6.15 se demuestra que el proyecto tiene
buena rentabilidad ya que la TIR es mayor que la taza de interés que pagan los
bancos y el VAN es mayor que cero indicando la viabilidad del proyecto y el
tiempo de recuperación es en 4 años que representa el 26% de vida útil del
proyecto a ejecutarse.
122
CAPÍTULO 7
7.1 CONCLUSIONES.
• De acuerdo con el estudio realizado se ha logrado determinar y
cuantificar las pérdidas eléctricas en el centro histórico de la ciudad de
Riobamba, cabe recalcar que las pérdidas no técnicas son
más
representativas.
•
Con respecto a las redes secundarias en estudio es necesario realizar
una renovación o readecuación total de las mismas con el objetivo de
disminuir pérdidas eléctricas técnicas y no técnicas.
•
El estudio de pérdidas eléctricas en redes secundarias tiene una gran
importancia, pues las mencionadas pérdidas afectan negativamente en
la cuestión económica y empresarial a nivel de las empresas eléctricas
distribuidoras.
• Se observan datos de lectura erróneos de consumo de medidores, así
por ejemplo en el circuito No14 la energía registrada por el analizador
es menor a la energía consumida, lo cual da lugar a concluir que la
lectura de los medidores no se está haciendo correctamente.
• En este estudio se comprueba que, para las redes de bajo voltaje en el
centro histórico de Riobamba, las pérdidas no técnicas sobrepasan los
valores estipulados en las normas.
•
La mayoría de edificios se encuentran a distancias cortas por lo que las
pérdidas en las acometidas son mínimas, en este caso se debe dar más
control en su conexión correcta para evitar desperfectos en el servicio
123
eléctrico. Este tipo de control debe hacerse a aquellas acometidas que
tienen un tiempo prolongado de utilización.
• Este estudio se puede tomar como referencia para realizar
el
mejoramiento de otros sectores, se puede decir que no solamente el
lugar en estudio tiene pérdidas eléctricas, en consecuencia existe
pérdidas eléctricas otras redes de bajo voltaje que abarca la ERRSA
(Empresa Eléctrica Riobamba)
•
Se determinó que la inversión requerida para la readecuación de la red
secundaria desnuda a cable preensamblado, se logra recuperar en el
transcurso de 4 años.
•
Los valores del factor de pérdidas oscila entre 0.179 y 0.548, para las
redes secundarias analizadas en el estudio.
•
El factor de carga en las redes secundarias estudiadas esta entre los
valores 0.39 y 0.64.
•
Los beneficios que se obtienen con este estudio son mejorar la calida
de servicio al usuario y disminuir pérdidas eléctricas y económicas para
la Empresa.
124
7.2 RECOMENDACIONES
•
Se debe hacer hincapié y tomar mucho cuidado para la instalación de
medidores monofásicos a 3 hilos en relación a los medidores trifásicos.
Por su configuración las bobinas de los monofásicos esperan corrientes
desfasadas
180o, mientras que en los medidores trifásicos se espera un
desfase de 120o , por tanto una mala instalación confundiendo o ubicando
un medidor monofásico en una red trifásica la medición es inexacta por
tanto puede existir lecturas erróneas y perdidas de información dando por
resultado pérdidas de energía y dinero para la EERSA.
•
Con el fin de disminuir las pérdidas no técnicas se recomienda que en los
circuitos que sobrepasan los valores estipulados en las normas
establecidas se realice el cambio de redes desnudas de baja tensión a
redes preensambladas, ya que en poco tiempo se recuperará la inversión
que corresponde a la EERSA y reducen los hurtos de energía.
•
Poner más énfasis en el control de lecturas de medidores, para evitar la
situación que se encontraron en el caso que muestra la mala recopilación
de información que da lugar ha errores que influyen en el cobro de energía
facturada para algunos usuarios.
•
Se sugiere cambiar algunos medidores electromecánicos por medidores
electrónicos los cuales presentan mayor sensibilidad y confiabilidad en
lectura de consumo.
125
•
Realizar el empotrado de medidores en sitios visibles y de fácil acceso
facilitar la toma de lectura de
consumo de energía, esto evita datos
erróneos que se ingresan al sistema AS 400 (base de datos de
facturación).
•
Controlar la manipulación de medidores por parte de personal ajeno a la
EERSA, para evitar la existencia de pérdidas eléctricas no técnicas.
•
La EERSA con respecto a los resultados del
presente trabajo debe
continuar fortaleciendo este tipo de estudios y la evaluación de pérdidas
eléctricas constantemente.
126
BIBLIOGRAFÍA
1 POVEDA, MENTOR, A New Method to Calculate Power Distribution
Losses in an Environment of High Unregistred Loads, presentado
en IEEE/PES Transmission and Distribution Conference, en New
Orleans, USDA 1999.
2 OLADE – BID, Manual Latinoamericano y del Caribe para el control
de Pérdidas Eléctricas, Volumen 1.
3 Empresa Eléctrica Riobamba S.A. Archivos de departamento de
pérdidas técnicas.
4 Westinghouse Electric Corporation, Distribution System, Electric
Utility Engineering Reference book, Pensylvania 1965
5 SALAZAR, Oscar, TISALEMA, Wilson, Caracterización de la carga,
Tesis, Quito Ecuador, EPN tesis.
6 Electric Utility Engineering Reference Book, Distribution Systems,
East Pensilvania, Volumen3.
7 RAMIREZ, Castaño, Samuel
Redes de Subtransmición y
Distribución de Energía, Universidad Nacional de Colombia Sede
Manzanales.
8 G. CHORCHAN, Wiliam, Técnicas de Muestreo.
9 Normas de Distribución para Media y Baja Tensión, Empresa
Eléctrica Riobamba, Sección B, Guía de Diseño y ensamblajes,
Anexos 1-6 tablas técnicas.
10 http://www.mitecnologico.com/Main/ComoEstablecerLosNivelesDeC
onfianzaYElPorcentajeDeErrorAdmisibleMuestreoDeTrabajo
127
11 http://sg.cier.org.uy/cdi/cierzeus.nsf/5d482b8005681b6203256f5100
0315dc/7ACE40C46346BA68832576C70048495A/$FILE/III%20CO
NCIER%20EC-04-C.pdf
12 http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto
128
ANEXOS
129
ANEXO DEL CAPITULO 3 CLASIFICACIÓN DE
INFORMACIÓN POR CIRCUITOS
ANEXO 3.1.1 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO
NO26
MEDIDOR
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
26
841
JM
131425
26
853
LQ
3126
26
841
JM
148183
26
853
JM
97399
26
841
JM
96046
26
853
JM
117961
26
841
LT
148227
26
853
JM
24743
26
851
JM
15272
26
853
JM
97312
26
851
JM
152674
26
853
JM
97219
26
851
JM
152675
26
853
JM
176032
26
851
JM
152678
26
853
DIJ
1667
26
851
JM
97178
26
853
JM
160195
26
851
JM
39902
26
853
JM
101090
26
851
JM
99219
26
853
DIJ
1623
26
851
LT
107379
26
853
JM
120355
26
851
JM
154869
26
853
JM
120340
26
851
JM
154874
26
853
JM
160193
26
851
JM
154871
26
854
JM
117202
26
852
JF
11379
26
854
JM
97594
26
852
JM
34271
26
854
JM
24697
26
852
JM
90102
26
854
JM
97438
26
852
JM
72910
26
854
JM
143367
26
852
JM
83306
26
854
JM
135444
26
852
JM
97519
26
854
JM
105756
26
853
JM
97574
26
854
IP
218
26
853
JM
97542
26
854
JM
6728
26
853
JM
12557
26
854
JM
8894
26
853
JM
97529
26
854
LT
88451
26
853
JM
97534
26
854
JM
101430
TABLA ANEXO 3.1.1 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No26
130
ANEXO 3.1.2 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO
NO22
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
MEDIDOR
TIPO
NUMERO
22
718
LT
135927
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
22
718
JM
171522
22
717
JM
95609
22
718
JM
171509
22
717
JM
97262
22
718
JM
144582
22
717
JM
176314
22
718
JM
144243
22
717
JM
176310
22
718
JM
87951
22
717
JM
176315
22
718
JM
94080
22
717
JM
153648
22
718
JM
69334
22
717
JM
138630
22
718
JM
67574
22
717
ZE
161160
TABLA ANEXO 3.1.2 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No22
ANEXO 3.1.3 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO
NO3
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
3
717
LR
3
717
JI
3
717
JM
3
717
JM
3
717
JM
3
717
JM
3
717
3
3
NUMERO
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
21628
3
716
DIJ
4607
21644
3
716
JM
97218
2174
3
714
JM
165439
41977
3
714
JM
97535
41205
3
714
JM
97381
41975
3
714
JM
176313
JM
41973
3
714
JM
176306
717
JM
41974
3
714
JM
176309
717
JM
41979
3
714
JM
148486
3
717
JM
41206
3
714
JM
71152
3
717
JM
41978
3
714
JM
71128
3
717
JM
169966
3
714
JM
71127
3
717
JM
41976
3
714
ZE
161160
3
715
JM
101816
3
714
JM
93841
3
715
DIJ
4913
3
714
JM
6733
3
715
DIJ
4912
3
714
JM
102703
3
715
JM
6219
3
714
JM
102704
3
716
JM
118049
3
714
JM
37842
3
716
DIJ
2946
3
714
LQ
5178
TABLA ANEXO 3.1.3 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No3
131
ANEXO 3.1.4 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO
NO3
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
3
3
714
JM
712
DIJ
3
711
3
3
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
133701
3
848
JM
135871
4654
3
848
#
270445
JE
7564
3
848
JI
21464
711
JM
103389
3
848
JM
139071
711
JM
82247
3
848
JM
91171
3
711
JM
103366
3
848
JM
87043
3
711
JM
7479
3
848
JM
69348
3
711
JM
146528
3
848
JM
138239
3
711
JM
146525
3
849
JM
139147
3
711
JM
146526
3
849
JM
139121
3
847
JM
163567
3
849
JM
139146
3
847
JM
162635
3
849
JM
128122
3
847
LT
160441
3
849
LT
84061
3
847
JM
136347
3
849
JM
55516
3
847
JM
555624
3
849
JM
55657
3
848
JM
157109
3
849
JM
106961
3
848
JI
21349
3
849
LT
107521
3
848
JF
9965
3
849
JM
74995
3
848
JM
97520
3
849
JM
90536
TABLA ANEXO 3.1.4 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No3
132
ANEXO 3.1.5 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO
NO16
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
16
820
JM
16
820
JM
16
820
16
820
16
16
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
125119
16
817
JM
158108
53533
16
817
JM
15898
JIL
3596
16
817
JM
158254
JM
39009
16
819
INECEL
1665A
820
JM
128286
16
819
#
732069M
820
JM
35083
16
819
JM
143711
16
820
JM
137006
16
819
JM
110330
16
820
JM
5999
16
819
JM
5910
16
820
JM
97972
16
819
JM
129937
16
820
JM
98023
16
819
JM
97247
16
822
LTB
108225
16
819
JM
100951
16
822
JM
145541
16
819
JM
47881
16
822
JM
83363
16
819
JM
96544
16
822
JM
136725
16
815
JM
79081
16
822
JM
101778
16
815
LT
28136
16
822
JM
147080
16
815
LT
56699
16
822
LTB
108419
16
815
LT
28048
16
816
LTB
108391
16
815
LT
107138
16
816
LTB
108388
16
815
LT
102182
16
816
LTB
108264
16
815
LT
56579
16
817
JM
146754
16
814
JM
27344
16
817
JM
130522
16
814
JM
90024
16
817
JM
130437
16
814
JM
135831
16
817
JM
137965
16
814
JM
97733
TABLA ANEXO 3.1.5 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No16
133
ANEXO 3.1.6 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO NO 4
MEDIDOR
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
4
810
JM
111662
4
834
JM
51933
4
810
JM
78327
4
834
JM
51943
4
810
JM
160171
4
834
JM
8602
4
810
JM
129103
4
835
JM
95672
4
8112
JM
50681
4
835
JM
139100
4
8112
JM
141393
4
844
JM
145151
4
8112
JM
47585
4
844
JM
153232
4
8112
JM
98351
4
844
JM
176026
4
813
JM
55629
4
845
JM
874215
4
813
JM
79328
4
845
JM
137912
4
813
JM
108444
4
845
LTB
10837
4
813
JM
110743
TABLA ANEXO 3.1.6 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 4
ANEXO 3.1.7 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO NO 4
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
4
801 JM
97558
4
813 JM
120901
4
801 JM
173981
4
813 JM
19781
4
801 JM
9687
4
813 JM
120851
4
801 JM
97667
4
813 JM
84460
4
801 JM
136999
4
813 JM
100960
4
802 JM
178020
4
813 JM
148545
4
802 JM
178021
4
813 JM
148516
4
802 JM
826267
4
813 JM
148517
4
802 JM
117890
4
813 JM
148547
4
802 JM
118080
4
813 JM
99853
4
802 JM
118020
4
813 JM
78746
4
802 JM
7685
4
813 JM
78756
4
802 JM
74663
4
813 JM
78762
4
803 JM
96963
4
814
JM
4
803 JM
111626
4
814
JM
69222
4
803 JM
65988
4
834 JM
96944
4
803 JM
81838
4
834 JM
96737
4
803 JM
82035
4
834 JM
96960
4
804 JM
175998
4
834 JM
96970
4
804 JM
154717
4
834 JM
96725
4
804 JM
152684
4
834 JM
97139
4
804 JM
175997
4
834 JM
97128
4
804 JM
1759961
4
834 JM
97140
41209
TABLA ANEXO 3.1.7 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 4
134
ANEXO 3.1.8 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO NO 23
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
MEDIDOR
NUMERO
23
864 LBT
23
863 JM
23
863 MOD-DD
23
23
23
23
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
84432
23
863 JF
10427
1107337
23
863 JM
98450
862
23
863 JM
120758
863 DIJ
1566
23
863 JM
87085
863 D
2235
23
863 JM
72305
863 56-D-
39095
23
862 JM
75462
863 JM
69484
23
862 ZMU
88693
23
863 JM
35143
23
862 JM
66906
23
863 JM
99018
23
862 JM
92330
23
863 JM
119731
23
862 JM
116537
23
863 JM
98581
23
862 JM
92331
23
863 JM
38943
23
862 JM
116290
23
863 K
14253
23
862 JM
148670
23
863 DIJ
13927
23
862 JM
148675
23
863 JF
10412
23
862 JM
98055
23
863 JF
75824
TABLA ANEXO 3.1.8 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 23
ANEXO 3.1.9 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO NO 13
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
13 o 27
855 JM
66031
27
856 JM
98980
13 o 27
855 JM
66026
27
856 JM
130457
13 o 27
855 JM
7750
27
856 JM
130790
13 o 27
855 JM
31496
27
856 JM
130755
13 o 27
855 JM
152807
27
856 JM
130743
13 o 27
855 JM
65549
27
856 JM
146294
13 o 27
855 JM
20991
27
856 JM
107887
13 o 27
856 JM
51111
27
856 JM
130739
13 o 27
856 IJB
1269
27
856 JM
130744
13 o 27
856 JM
99130
27
856 JM
52015
13 o 27
856 ADI
1852
27
856 JM
106105
13 o 27
856 JM
36461
27
856 JM
95028
13 o 27
856 JM
103474
27
856 JM
74231
13 o 27
856 JM
139718
27
856 ADI
2463
TABLA ANEXO 3.1.9 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 13
135
ANEXO 3.1.10 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO NO 13
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
14
721 JM
76358
14
727 JM
176308
14
721 JM
137791
14
727 JM
148515
14
721 JM
76343
14
728 JM
97683
14
721 JM
119893
14
728 JM
97488
14
721 ZEE
135757
14
728 JM
55590
14
721 JM
76586
14
729 JM
128096
14
722 LBT
108309
14
729 LT
34944
14
722 JM
96159
14
800 LTB
108313
14
722 JM
487734
14
800 JM
97630
14
722 LR
15620
14
800 JM
86023
14
722 JM
120538
14
725 JM
176312
14
722 JM
111537
14
725 JM
169819
14
722 AD
18015
14
725 JM
104992
14
722 AD
18024
14
725 JM
80145
14
722 AD
17988
14
725 JM
167790
14
722 JF
11829
14
725 JM
7390
14
722 JF
11853
14
725 JM
76355
14
724 JM
154792
14
725 JM
74696
14
724 JM
164036
14
725 JM
30791
14
727 JM
147852
14
725 JM
93975
TABLA ANEXO 3.1.10 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 14
ANEXO 3.1.11 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO NO 30
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
30
517 JM
110934
30
987 JM
93898
30
517 JM
7735
30
987 JM
102794
30
517 JM
179370
30
987 LT
89182
30
517 JM
121339
30
987 JM
178569
30
517 JM
12321
30
523 JM
159185
30
517 JM
130941
30
523 JM
159184
30
517 JM
131064
30
523 JM
159183
30
517 JM
40354
30
523 JM
156403
30
517 JM
109944
30
523 JM
99232
30
517 JM
31527
30
523 JM
33209
30
517 JM
40022
30
523 JE
99590
30
987 JM
178568
30
523 JM
87887
TABLA ANEXO 3.1.11 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 30
136
ANEXO 3.1.12 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO
NO 30
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
30
523 JM
30
524 JM
30
524 LR
30
30
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
30
520 JM
138245
157006
30
978 JM
34718
14723
30
978 JM
135012
524 JM
164873
30
978 JM
103999
524 JM
138915
30
978 JM
165509
30
524 JM
11734
30
978 JM
165515
30
519 JM
40342
30
522 JM
106438
30
519 JM
145289
30
522 JM
83364
30
519 JM
133156
30
522 JM
8532
30
519 JM
135928
30
522 JM
98621
30
520 JM
110316
30
522 JM
95586
30
520 JM
143353
30
522 JM
161756
30
520 DIJ
9047
30
522 JM
85406
30
520 JM
5839
30
967 JM
98786
30
520 JM
67939
30
967 JM
134143
30
520 JM
99288
30
967 JM
98644
TABLA ANEXO 3.1.12 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 30
137
ANEXO 3.1.13 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL
CIRCUITO NO 8
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
º
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
8
787 JM
124979
8
789 JI
21994
8
787 JM
143221
8
789 JM
8
787 JM
138550
8
789 JM
97426
8
787 JM
76484
8
789 JM
142334
8
787 JM
136310
8
789 JM
82549
8
787 JM
97135
8
789 JM
8
787 JM
148938
8
895 JM
121750
8
787 JM
42412
8
895 JM
128459
8
787 JM
23991
8
895 JM
8
787 JM
149633
8 PS/N2
JM
71756
8
787 JM
23977
8 PS/N2
JM
76727
8
787 JM
8616
8 PS/N2
JM
7960
8
787 JM
2378
8 PS/N2
JM
8
787 JM
165742
8 PS/N2
LT
107520
8
787 JM
97666
8 P N/1
JM
152694
8
787 JM
173402
8 P N/1
JM
76728
8
786 JM
148111
8 P N/1
JM
119671
8
788 JM
51716
8 P N/1
JM
76662
8
788 JM
76703
8 P N/1
JM
76661
8
788 JM
6765
8 P N/1
JM
127964
8
788 JM
146112
8 P N/1
JM
127960
8
788 JM
96003
8 P N/1
JM
39708
8
788 JM
95115
8 P N/1
JM
76719
8
788 JM
137823
8 P N/1
JM
127328
8
788 JM
76672
8 P N/1
JM
268129
8
788 JM
76470
8 P N/1
JM
34356
8
788 JM
8 P N/1
JM
112107
8
789 JM
128575
8 P N/1
JM
112116
8
789 JM
76415
8 P N/1
JM
76938
8
789 JM
156432
8 P N/1
JM
82359
8
789 JM
76676
8 P N/1
JM
83583
8
789 LT
107579
8 P N/1
JM
8
789 JI
21976
8 P N/1
IJB
70980
735229M
TABLA ANEXO 3.1.13 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 8
138
ANEXO 3.1.14
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
29
981 LT
29
29
29
981 DI
29
981 JM
29
981 JM
29
29
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
109623
29
1019 JM
148336
981 JM
99244
29
1019 JM
142823
981 JM
180781
29
1019 JM
146195
2481
29
1020 JM
183324
176885
29
1020 JM
168251
176864
29
1020 JM
121834
981 JM
176616
29
1020 JM
99260
981 JM
176863
29
980 JM
143365
29
981 JM
160330
29
980 JM
134069
29
981 JM
151178
29
980 JM
85654
29
981 JM
151530
29
980 JM
51743
29
981 JM
151167
29
980 JM
24763
29
981 JM
151166
29
980 JM
29
981 JM
141065
29
100 JM
157608
29
981 JM
141063
29
100 LQ
6085
29
981 JM
124142
29
100 JM
29
982 JM
110670
29
100 JF
11838
29
982 JM
138984
29
100 JF
11830
29
982 JE
8334
29
100 JF
11847
29
1019 JM
99085
29
100 JM
24940
TABLA ANEXO 3.1.14 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 29
139
ANEXO 3.1.15 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL
CIRCUITO NO 29
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
MEDIDOR
NUMERO
CIRCUITO No
POSTE
TIPO
NUMERO
29
100 JM
25018
29
976 JM
141523
29
100 JM
28230
29
976 JM
141515
29
979 JM
76811
29
976 JM
6259
29
979 JM
127146
29
976 JM
2657
29
979 JM
127141
29
977 JM
150178
29
979 JM
127148
29
977 JM
5749
29
979 JI
21458
29
977 JM
8110
29
979 JM
122627
29
977 JM
157051
29
979 IJB
5340
29
977 JM
112809
29
979 JM
55625
29
977 JM
157064
29
979 JM
129260
29
977 JM
157063
29
979 JM
72538
29
977 JM
24521
29
979 JM
72537
29
977 JM
157058
29
979 JM
29
978 JM
157016
29
971 JM
15245
29
978 JM
99221
29
975 JM
144007
29
978 JM
39996
29
975 JM
106953
29
978 JM
103950
29
975 JM
157045
29
978 JM
99286
29
975 JM
4922
29
978 JM
140451
29
976 JM
33157
TABLA ANEXO 3.1.14 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 29
140
ANEXO 3.1.16 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL
CIRCUITO NO 28
MEDIDOR
CIRCUITO No
POSTE TIPO
MEDIDOR
NUMERO CIRCUITO No
POSTE TIPO
NUMERO
28
701 JM
176029
28
699 JM
83356
28
701 JM
99861
28
699 JM
167716
28
701 JM
176030
28
699 JM
131861
28
701 JM
99104
28
699 JM
137787
28
701 JM
144506
28
618 JM
97199
28
701 JM
144539
28
947 JM
120925
28
701 JM
143700
28
947 JM
13770
28
701 JM
146619
28
947 JM
6911
28
701 JM
97208
28
947 JM
98972
28
701 JM
176016
28
947 JM
68062
28
701 JM
144343
28
947 JM
72313
28 XX
JM
169269
28
947 DIJ
4802
28 XX
JM
176017
28
947 JM
178330
28 XX
JM
146601
28
947 JM
178326
28 XX
JM
151250
28
947 JM
153628
28 XX
JM
112962
28
947 JM
16190
28 XX
JM
144212
28
947 JM
51707
28 XX
JM
144211
28
947 JM
5175
28 XX
JM
92452
28
948 JM
116376
28 XX
JM
96362
28
948 JM
176134
28
699 JM
145181
28
948 JM
176133
28
699 JM
102690
28
948 JM
176177
28
699 JM
157786
28
948 JM
151872
28
699 JM
157905
28
948 JM
176183
28
699 JM
143309
28
948 JM
176184
28
699 JM
101051
TABLA ANEXO 3.1.16 CLSIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DEL CIRCUITO No 28
141
ANEXO 3.2 GRÁFICOS DE DEMANDA TÍPICA DIARIA Y
CARGAS HORARIAS
ANEXO 3.2.1CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO NO19
CICUITO 19-26
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 19 TRANSFORMADOR MONOFASICI DE 50 kVA
50
Promedio de KW
45
40
35
kW
30
fp
25
0.903403903903904
20
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
Hora
Gráfico anexo No 3.2.1curva típica diaria de demanda circuito No19
ANEXO 3.2.2 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO NO 19
CICUITO 19-26
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 19 TRAFO MONOFASICO 50 kVA
50
Promedio de KW
45
40
35
fp
25
0.903403903903904
20
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
0
00:00:00
kW
30
HORAS
Hora
Gráfico anexo No 3.2.2 cargas horarias para día típico circuito No19
142
ANEXO 3.2.3 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO NO
19
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 19
TRANSFORMADOR DE 50 KVA
DEMANDA
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
(kW)
00:00:00
7.12571429 08:00:00
6.25985714 16:00:00
28.2592857
01:00:00
5.60571429 09:00:00
18.0261429 17:00:00
32.8332857
02:00:00
5.46385714 10:00:00
29.0895 18:00:00
35.3527143
03:00:00
4.925 11:00:00
30.0098333 19:00:00
44.5674286
04:00:00
4.935 12:00:00
29.4736667 20:00:00
28.8635714
05:00:00
4.96914286 13:00:00
28.5772857 21:00:00
14.3001429
06:00:00
5.95828571 14:00:00
15.744 22:00:00
10.6357143
07:00:00
6.36242857 15:00:00
16.7771429 23:00:00
8.344
TOTAL
422.458714
Tabla anexo No 3.2.3 Valores de carga horaria promedio de circuito No19
ANEXO 3.2.4 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO NO 22
CIRUITO CIRCUITO 22
CURVA TÍPICA DE DEMANDA CIRCUITO 22 TRAFO TRIFASICO 100 kVA
18
Promedio de KW
16
14
12
10
kW
fp
0.83482242063492
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.4 curva típica diaria de demanda circuito No22
143
Anexo 3.2.5 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO NO22
CIRUITO CIRCUITO 22
CARGA HOARAIA TIPICA CIRCUITO 22
18
Promedio de KW
16
14
12
10
kW
fp
0.83482242063492
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.5 cargas horarias para día típico circuito No22
ANEXO 3.2.6 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO NO
22
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 22
TRANSFOAMDOR TRIFASICO DE 100 KVA
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
00:00:00
2.73871857 08:00:00
3.4612 16:00:00
9.81233857
01:00:00
2.46428571 09:00:00
6.51915857 17:00:00
9.73673143
02:00:00
2.47828857 10:00:00
9.52110286 18:00:00
13.1475243
03:00:00
2.27666571 11:00:00
8.37297 19:00:00
15.5054
04:00:00
2.24026 12:00:00
8.72021 20:00:00
13.9484186
05:00:00
2.37187857 13:00:00
9.98035714 21:00:00
6.26152429
06:00:00
3.24557714 14:00:00
6.33433429 22:00:00
4.42451143
07:00:00
4.08287286 15:00:00
7.16323 23:00:00
3.53401143
TOTAL
158.34157
Tabla anexo No 3.2.6 Valores de carga horaria promedio de circuito No 22
144
ANEXO 3.2.7 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 3
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMNAD CIRCUITO 3 TRAFO MONOFASICO 50 KVA
35
Promedio de Kw
30
25
20
Total
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
04:40:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
Hora
Gráfico anexo No 3.2.7 curva típica diaria de demanda circuito No3
ANEXO3.2.8 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 3
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PRA EL DÍA TIPICO PARA CIRCUITO 3
35
Promedio de Kw
30
25
kW
20
Total
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
04:40:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
Hora
Gráfico anexo No 3.2.8 cargas horarias para día típico circuito No 3
145
ANEXO 3.2.9 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
3
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No3
TRANSFOAMDOR MONOFÁSICO DE 50 KVA
DEMANDA
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
(kW)
00:00:00
12.0960029 08:00:00
13.7159886 16:00:00
28.3896914
01:00:00
9.75353286 09:00:00
19.39645 17:00:00
29.2479914
02:00:00
9.51410286 10:00:00
24.6232586 18:00:00
33.2342529
03:00:00
8.69781 11:00:00
26.5820814 19:00:00
33.3210629
04:00:00
8.46818286 12:00:00
27.1225429 20:00:00
28.87275
04:40:00
9.51830286 13:00:00
25.96181 21:00:00
25.4899543
06:00:00
9.49589857 14:00:00
22.0133529 22:00:00
20.0181214
07:00:00
11.04868 15:00:00
22.5762171 23:00:00
14.5644886
473.722527
TOTAL
Tabla anexo No 3.2.9 Valores de carga horaria promedio de circuito No 3
ANEXO 3.2.10 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 16
CIRUITO CIRCUITO 16
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 16 TRANSFORMADOR TRIFASICI DE 100
kVA
50
Promedio de KW
45
40
35
fp
25
0.904414103426307
20
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
0
00:00:00
kW
30
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.10 curva típica diaria de demanda circuito No16
146
ANEXO 3.2.11 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 16
CIRUITO CIRCUITO 16
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 16 TRAFO TRIFASICO 100
kVA
50
Promedio de KW
45
40
35
KW
30
fp
25
0.904414103426307
20
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.11 cargas horarias para día típico circuito No 16
ANEXO 3.2.12 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
16
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No16
TRANSFOAMDOR TRIFÁSICO DE 100 KVA
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
0:00:00
12,17161
8:00:00
19,7324886 16:00:00
42,2722986
1:00:00
11,5667414
9:00:00
30,7069571 17:00:00
41,0527629
2:00:00
10,7714471 10:00:00
42,4221214 18:00:00
40,4940943
3:00:00
10,9030657 11:00:00
45,5238288 19:00:00
40,6411114
4:00:00
10,4284086 12:00:00
44,16672 20:00:00
31,73748
5:00:00
10,5922271 13:00:00
37,0440943 21:00:00
20,0349229
6:00:00
10,8106557 14:00:00
34,6036114 22:00:00
16,5233157
7:00:00
11,6703543 15:00:00
39,2143514 23:00:00
13,7439914
TOTAL
628,82866
Tabla anexo No 3.2.11 Tabla de carga horaria promedio de circuito No 16
147
ANEXO 3.2.13 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 4
CIRUITO CIRCUITO 4
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 4 TRANSFORMADOR TRIFASICI DE 100 kVA
30
Promedio de KW
25
kW
20
fp
15
0.879428007889547
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.13 curva típica diaria de demanda circuito No 4
ANEXO3.2.14 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO NO4
CIRUITO CIRCUITO 4
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 4 TRAFO TRIFASICO 100
kVA
30
Promedio de KW
25
fp
15
0.879428007889547
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
0
00:00:00
KW
20
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.14 cargas horarias para día típico circuito No 4
148
ANEXO 3.2.15 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
4
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No4
TRANSFOAMDOR TRIFÁSICO DE 100 KVA
DEMANDA
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
(kW)
00:00:00
8.51859 08:00:00
8.42617714 16:00:00
17.3564157
01:00:00
8.03973143 09:00:00
14.3012586 17:00:00
17.2247986
02:00:00
7.61688429 10:00:00
17.2864043 18:00:00
20.4003657
03:00:00
7.49646571 11:00:00
16.3202943 19:00:00
26.1354314
04:00:00
7.18003 12:00:00
16.57792 20:00:00
19.2830357
05:00:00
7.26684429 13:00:00
16.1130686 21:00:00
18.1377043
06:00:00
8.63900429 14:00:00
13.3519486 22:00:00
15.4157886
07:00:00
6.56116143 15:00:00
15.5362 23:00:00
12.49505
325.680573
TOTAL
Tabla anexo No 3.2.15 Valores de carga horaria promedio de circuito No 4
ANEXO 3.2.16 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 23
CIRUITO CIRCUITO 23
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 23 TRANSFORMADOR TRIFASICI DE 75
kVA
45
Promedio de KW
40
35
30
25
kW
fp
0.886363756613756
20
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.1.16 curva típica diaria de demanda circuito No 23
149
ANEXO 3.2.17 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 23
CIRUITO CIRCUITO 23
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 23 TRAFO TRIFASICO 75
kVA
45
Promedio de KW
40
35
KW
30
25
fp
0.886363756613756
20
15
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.17 cargas horarias para día típico circuito No 23
ANEXO 3.2.18 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
23
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No23
TRANSFOAMDOR TRIFÁSICO DE 75 KVA
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
00:00:00
14.4614363 08:00:00
18.957918 16:00:00
36.1807547
01:00:00
14.0567903 09:00:00
24.8187179 17:00:00
39.0043223
02:00:00
12.5782184 10:00:00
36.0337379 18:00:00
39.9329099
03:00:00
13.003308 11:00:00
36.891477 19:00:00
42.0622766
04:00:00
11.3847203 12:00:00
36.6750124 20:00:00
29.3076379
05:00:00
12.1133649 13:00:00
34.4344724 21:00:00
23.0867167
06:00:00
13.4872036 14:00:00
27.1975934 22:00:00
21.3365141
07:00:00
15.4535919 15:00:00
28.7551341 23:00:00
15.9710919
TOTAL
597.184921
Tabla anexo No 3.2.18 Valores de carga horaria promedio de circuito No 23
150
ANEXO 3.2.19 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 13
CIRCUITO (Todas)
0.840362146050671
14
Promedio de KW
12
10
8
fp
0.840362146050671
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORA
Gráfico anexo No 3.2.19 curva típica diaria de demanda circuito No 13
ANEXO 3.2.20 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 13
CIRCUITO CIRCUITO 13-27
CARGAS HORARIAS HORATIAS PROMEDIO PARA EL DÍ TIPICO DE CIRCUITO 13-27
14
Promedio de KW
12
10
8
kW
fp
0.840362146050671
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.20 cargas horarias para día típico circuito No 13
151
ANEXO 3.2.21 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
13
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No13 O 27
TRANSFOAMDOR MONOFÁSICO DE 37.5 KVA
DEMANDA
DEMANDA
DEMANDA
HORA
(kW)
HORA
(kW)
HORA
(kW)
00:00:00
1.826
08:00:00
1.68085714
16:00:00
10.3132857
01:00:00
1.50685714
09:00:00
6.04485714
17:00:00
10.413
02:00:00
1.32814286
10:00:00
11.0915
18:00:00
10.9092857
03:00:00
1.34042857
11:00:00
12.9952857
19:00:00
12.435
04:00:00
1.32342857
12:00:00
13.0051429
20:00:00
11.7375714
05:00:00
1.37257143
13:00:00
13.24
21:00:00
4.46542857
06:00:00
1.66014286
14:00:00
9.72142857
22:00:00
2.26642857
07:00:00
1.466
15:00:00
8.988
23:00:00
2.00914286
TOTAL
153.135214
Tabla anexo No 3.2.21 Valores de carga horaria promedio de circuito No 13
ANEXO 3.2.22 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 14
CIRUITO CIRCUITO 14
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 14 TRANSFORMADOR TRIFASICI DE 75
kVA
20
Promedio de KW
18
16
14
fp
10
0.849124999999999
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
0
00:00:00
kW
12
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.22 curva típica diaria de demanda circuito No 14
152
ANEXO 3.2.23 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 14
CIRUITO CIRCUITO 14
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 14 TRAFO TRIFASICO 75
kVA
20
Promedio de KW
18
16
14
KW
12
fp
10
0.849124999999999
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.23 cargas horarias para día típico circuito No 14
ANEXO 3.2.24 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
14
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No14
TRANSFOAMDOR TRIFÁSICO DE 75 KVA
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
00:00:00
5.96991714 08:00:00
9.00883286 16:00:00
15.6153557
01:00:00
5.77651 09:00:00
11.0728586 17:00:00
15.55599
02:00:00
5.68130286 10:00:00
15.2199529 18:00:00
18.6609886
03:00:00
5.48677143 11:00:00
16.1350986 19:00:00
21,36
04:00:00
5.40462429 12:00:00
15.8700014 20:00:00
15.3327114
05:00:00
5.59505143 13:00:00
15.1038314 21:00:00
13.36203
06:00:00
5.73880143 14:00:00
12.2400917 22:00:00
9.17536
07:00:00
7.80618571 15:00:00
12.67203 23:00:00
6.88469
TOTAL
268.295075
Tabla anexo No 3.2.24 Valores de carga horaria promedio de circuito No 14
153
ANEXO 3.2.25 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 8
CIRUITO CIRCUITO 8
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 8 TRANSFORMADOR MONOFASICI DE 37.5
kVA
18
Promedio de KW
16
14
12
10
kW
fp
0.849124999999999
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.25 curva típica diaria de demanda circuito No 8
ANEXO 3.2.26 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 8
CIRUITO CIRCUITO 8
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 8 TRAFO MONOFASICO
37.5 kVA
18
Promedio de KW
16
14
10
fp
0.849124999999999
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
0
00:00:00
KW
12
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.18 cargas horarias para día típico circuito No 8
154
ANEXO 3.2.27 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
8
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No8
TRANSFOAMDOR MONOFÁSICO DE 37.5 KVA
DEMANDA
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
(kW)
00:00:00
7.70014629 08:00:00
10.3147159 16:00:00
11.7723783
01:00:00
7.09807629 09:00:00
11.5631004 17:00:00
10.4832956
02:00:00
6.46781657 10:00:00
11.5858767 18:00:00
10.9302273
03:00:00
6.664959 11:00:00
12.2951054 19:00:00
15.0069399
04:00:00
7.41675314 12:00:00
11.6129461 20:00:00
16.2960229
05:00:00
6.599245 13:00:00
11.0065827 21:00:00
15.1079384
06:00:00
7.52316586 14:00:00
11.403109 22:00:00
11.4305517
07:00:00
7.72310871 15:00:00
11.8127027 23:00:00
9.37604714
249.190811
TOTAL
Tabla anexo No 3.2.27 Valores de carga horaria promedio de circuito No 8
ANEXO 3.2.28 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 30
CIRCUITO CIRUITO 30
CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 30 TRANSFORMADOR MONFASICO DE 30
kVA
20
Máx de kW
18
16
14
10
Total
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:40:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
9:00:00
8:00:00
7:00:00
6:00:00
5:00:00
4:00:00
3:00:00
2:00:00
1:00:00
0
0:00:00
kW
12
HORAS
HORAS
155
Gráfico anexo No 3.2.27 curva típica diaria de demanda circuito No 30
ANEXO 3.2.29 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 30
CIRCUITO CIRUITO 30
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA DÍA TÍPICO CIRCUITO 30 TRAFO MONOFASICO DE
25 kVA
20
Máx de kW
18
16
14
kW
12
10
Total
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:40:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
9:00:00
10:00:00
8:00:00
7:00:00
6:00:00
5:00:00
4:00:00
3:00:00
2:00:00
1:00:00
0:00:00
0
HORAS
HORAS
Gráfico anexo No 3.2.29 cargas horarias para día típico circuito No 30
ANEXO 3.2.30 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
30
HORA
0:00:00
1:00:00
2:00:00
3:00:00
4:00:00
5:00:00
6:00:00
7:00:00
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 30
TRANSFOAMDOR MONOFÁSICO DE 25 KVA
DEMANDA (kW) HORA
DEMANDA (kW) HORA
DEMANDA (kW)
5,852258 8:00:00
10,719503 16:00:00
11,366378
5,209304 9:00:00
12,398438 17:00:00
12,578779
5,037784 10:00:00
10,159858 18:00:00
11,661392
4,894688 11:00:00
10,330398 19:00:00
17,757699
3,465681 12:00:00
10,068707 20:00:00
13,501066
5,024062 13:00:00
8,834745 21:00:00
10,893963
8,925895 14:00:00
10,795952 22:00:00
8,352528
7,966364 15:00:00
7,483167 23:00:00
7,062699
220,341308
total
Tabla anexo No 3.2.30 Valores de carga horaria promedio de circuito No 30
156
ANEXO 3.2.31 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 29
CIRUITO CIRCUITO 29
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 29 TRANSFORMADOR MONOFASICI DE
37.5 kVA
18
Promedio de KW
16
14
12
10
kW
fp
0.954911
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.31 curva típica diaria de demanda circuito No 29
ANEXO 3.2.32 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 29
CIRUITO CIRCUITO 29
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 29 TRAFO MONOFASICO
37.5 kVA
18
Promedio de KW
16
14
10
fp
0.954911
8
6
4
2
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
0
00:00:00
KW
12
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.22 cargas horarias para día típico circuito No 29
157
ANEXO 3.2.33 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
29
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 29
TRANSFOAMDOR MONOFÁSICO DE 37.5 KVA
DEMANDA
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
DEMANDA
(kW)
HORA
(kW)
0:00:00
7,01901429
8:00:00
7,84511143 16:00:00
8,13494286
1:00:00
5,91008286
9:00:00
6,94760714 17:00:00
8,57459286
2:00:00
5,55164429 10:00:00
8,91763429 18:00:00
9,98036
3:00:00
5,22820571 11:00:00
6,71938 19:00:00
14,7941157
4:00:00
5,62865429 12:00:00
6,23025833 20:00:00
23,2875
5:00:00
5,52084143 13:00:00
7,90298167 21:00:00
15,9408471
6:00:00
7,47406714 14:00:00
7,60708286 22:00:00
13,0089086
7:00:00
11,7473629 15:00:00
9,39369 23:00:00
8,98764286
211,936984
TOTAL
Tabla anexo No 3.2.33 Valores de carga horaria promedio de circuito No 29
ANEXO 3.2.34 CURVA TÍPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO No 28
CIRUITO CIRCUITO 28
CURVA TIPICA DIARIA DE DEMANDA CIRCUITO 28 TRANSFORMADOR MONOFASICI DE 25
kVA
25
Promedio de KW
20
15
kW
fp
0.904414103426307
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.34 curva típica diaria de demanda circuito No 28
158
ANEXO 3.2.35 CARGAS HORARIAS PARA DÍA TÍPICO CIRCUÌTO No 28
CIRUITO CIRCUITO 28
CARGAS HORARIAS PROMEDIO PARA EL DÍA TÍPICO CIRCUITO 28 TRAFO MONOFASICO
25 kVA
25
Promedio de KW
20
15
KW
fp
0.904414103426307
10
5
23:00:00
22:00:00
21:00:00
20:00:00
19:00:00
18:00:00
17:00:00
16:00:00
15:00:00
14:00:00
13:00:00
12:00:00
11:00:00
10:00:00
09:00:00
08:00:00
07:00:00
06:00:00
05:00:00
04:00:00
03:00:00
02:00:00
01:00:00
00:00:00
0
HORAS
HORA
Gráfico anexo No 3.2.35 cargas horarias para día típico circuito No 28
ANEXO 3.2.36 VALORES DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No
28
TABLA DE CARGA HORARIA PROMEDIO DE CIRCUITO No 28
TRANSFOAMDOR MONOFÁSICO DE 25 KVA
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
DEMANDA
HORA
(kW)
00:00:00
8.51578571 08:00:00
11.2335029 16:00:00
12.800285
01:00:00
6.77258714 09:00:00
11.4869343 17:00:00
13.5017671
02:00:00
6.09070571 10:00:00
11.9741886 18:00:00
16.16627
03:00:00
5.89328143 11:00:00
11.88178 19:00:00
19.5840729
04:00:00
5.98569429 12:00:00
12.3536343 20:00:00
20.4227729
05:00:00
6.21112 13:00:00
11.82437 21:00:00
17.0819814
06:00:00
7.36485143 14:00:00
13.5787729 22:00:00
15.5558029
07:00:00
9.94115429 15:00:00
12.8982957 23:00:00
10.86386
TOTAL
279.983471
Tabla anexo No 3.2.35 Valores de carga horaria promedio de circuito No 28
159
ANEXO 3.3 CUADRO DE VALORES DE DEMANDAS PICO O
CARGA PARA EL SIMULADOR
ANEXO 3.3.1 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 28
% DE CARGABILIDAD
fp
F1
F2
60.30460799
39.69539201
0.840362146
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
CIR 19
2x4
2x6
P841
P851
kW
kW
2X8
kW
3X4
2.31656388
kW
kW
3X6
kW
4X4 4X6
6X8
2.89109635
0.50730377 3.93130854 0.60382086 0.32302365
P852
0.1625516
P853
3.00396978 2.35683604 2.92240515
P854
kW
1.43136679
1.25853296
1.9498105
0.10721243
0.86867484
0.29281239 5.16953374 0.62842888
0.62767793
3.51127354 9.06007245 8.69575975 5.10108184 0.10721243
0 2.92771956 1.9498105
Tabla anexo No 3.3.1 Carga en cada poste por acometidas circuito No 28
ANEXO 3.3.2 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 22
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
fp
F3
16.3414427 27.41104038
0.834822421
39.695392
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
CIR 22
2x4
kW
2x6
kW
2X8
P717
2.06787061 1.56051047
P718
1.49151781 1.81073317
kW
3X4
1.22543812
kW
kW
kW
3X6 4X4 4X6
kW
6X8
0.22912877
2.67695702
0.91379445
Tabla anexo No 3.3.2 Carga en cada poste por acometidas circuito No 22
160
ANEXO 3.3.3 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 3
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
50.537
49.46
fp
0.912738166
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
CIR
3
2x4
P711 0.3391
2x6 2X8
3X4
0
3X6
4X4
4X6
6X8
0.770 0.0597 0.2350 0.5463
P712
0.054
P714 0.9949
0 1.436
0.7117
P715
0
0.3668 0.8450
P716
0 0.679
0.5608
1.142
0.7525 1.4304
P717 0.1503
0.6353 0.4405
P847
0 0.868 0.1857
P848 0.2386
0 1.623
1.5560
P849 0.6915
0 1.372 1.3304
0.9994
Tabla anexo No 3.3.3 Carga en cada poste por acometidas circuito No 3
ANEXO 3.3.4 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 16
% DE CARGABILIDAD
F1
30.404
F2
36.74
fp
F3
0.904414103
32.861
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
CIR
16
2x4
P814
2x6
2X8
3X4
0.57295
3X6
1.557
4X4 4X6
0.2334
P815
1.0572 0.57556 0.7956 0.8094
P816
0.7842 1.0041
P817
0.13660 0.1009 0.1383
0.4134
P819
0.3442 0.61140 0.7143 0.4236
0.4516
P820
0.2309
2.6019
P822
0.0953 1.81900 0.7240 0.4371
1.7629 2.4057
6X8
0.3233
Tabla anexo No 3.3.4 Carga en cada poste por acometidas circuito No 16
161
ANEXO 3.3.5 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 4
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
20.18
fp
F3
0.879428008
41.57 38.248
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
4X4
4X6
6X8
CIR
4
2x4
2x6
P801
2X8
3X4
3X6
0.40905 0.571
P802
1.0319
1.143
0.3890
0.543
P803
0.47395
0.155
P804
0.27625
0.181 0.358
P810
0.9727 0.40550
P812
0.8554 0.73342
0.281
P813 0.4922 0.2500 0.46268
0.2421 0.203 1.288
P814 0.0147
0.399
P834 1.1416 3.2288 0.87782
0.371
P835
0.1456 0.37287
P844
0.3810 0.76548
P845
0.2489 0.42663
0.9875
0.380
0.301
Tabla anexo No 3.3.5 Carga en cada poste por acometidas circuito No 4
ANEXO 3.3.6 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 23
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
fp
F3
0.886363757
37.64 40.632 21.73
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
CIR
23
P862
2x4
2x6
2X8
3X4
3X6
4X4
4X6
6X8
0.216 2.485 0.6454 0.0672 8.3406
P863
0.1525 1.239 1.048 0.5242
P864
3.6286
0.8659
Tabla anexo No 3.3.6 Carga en cada poste por acometidas circuito No 23
162
ANEXO 3.3.7 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 14
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
22.3455
fp
F3
32.84
0.849125
44.82
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
2X8
kW
3X4
kW
kW
CIR 14
2x4
P721
0.1211
1.7937
3.181
P722
0.7391 0.9007 0.1028
2.220
P724
1.5791
P725
2x6
kW
3X6 4X4
1.7553 0.2504 0.7232 0.5896
kW
4X6
6X8
2.4167
P727
0.0236
0.4708 0.012
P728
0.2057 0.7644
0.3914
P729
0.4652 0.4458
P800
0.2854 0.7261
0.226
Tabla anexo No 3.3.7 Carga en cada poste por acometidas circuito No 14
ANEXO 3.3.8 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 8
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
98.946
1.054
fp
0.941757937
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
CIR
8
2x4
2x6
2X8
3X4
3X6
4X4 4X6
6X8
P786 0.009
P787
1.4729 2.0200 0.644
P788
0.5227 0.5942
P789
1.7508 0.3403
P895
0.1874 0.7517
0.1628
0.1168
0.6510
PN/1 0.928 0.5237 0.0671
PN/2
0.1186
0.3615
0.592
1.0994
0.0228
Tabla anexo No 3.3.8 Carga en cada poste por acometidas circuito No 8
163
ANEXO 3.3.9 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 30
% DE CARGABILIDAD
fp
F1
F2
80.72
19.277
0.866568227
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
CIR 30
kW
2x4
kW
2x6
2X8
P517
1.0140
0.3609
P519
0.5441
0.5837
P520
kW
kW
3X4
0.5213
3X6
kW
kW
kW
4X4 4X6
6X8
0.7560
0.1522
0.50198
0.2995
1.1359
P522
0.3771
0.4384
0.1725
P523
0.9325
0.8743
0.6505
P524
0.2899
0.0056
P967
0.1419
0.1258
0.2814
P978
0.5362
0.2713
0.4263
0.0939
P987
0.1934
0.4367
0.5840
0.227
0.59870
0.394
0.15870
0.74096
0.55692
Tabla anexo No 3.3.9 Carga en cada poste por acometidas circuito No 30
ANEXO 3.3.10 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 29
DE CARGABILIDAD
fp
F1
F2
51.57
48.431
0.954911
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
CIR 29 2x4
kW
2x6
kW
2X8
kW
3X4
kW
3X6
kW
4X4
kW
4X6
P100
0.8764
0.679 0.1949
0.1564
P1019
0.2635
0.378
1.5799
P1020
0.1091 0.865
P971
P975
6X8
0.2777
0.1256
0.7657
2.457
P976
0.3266 0.732
0.5383
P977
0.3179 0.4925 1.216 0.2259
0.4957
P978
0.5147
0.866 0.7950
0.7074
P979
0.3001 0.0843 1.263 0.7242
0.1885
P980
0.2362 0.3645 0.830
P981
0.6749 0.2941 0.276 0.8372
P982
kW
0.8191 0.4523
0.0945
0.4172
Tabla anexo No 3.3.10 Carga en cada poste por acometidas circuito No 29
164
ANEXO 3.3.11 CARGA EN CADA POSTE POR ACOMETIDAS CIRCUITO No 28
% DE CARGABILIDAD
F1
F2
57.35
42.654
fp
0.904414103
Valores de Demandas Pico o carga para el simulador
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
kW
CIR
28
2x4
2x6
2X8
P618
0.1178
P669
0.519 0.2141 0.8294
P701
1.105
3X6
0.417
1.2076 0.3447
P948
0.9246 0.9010
1.4347
0.926
6X8
0.2593
1.0017 0.248
0.363
0.644
4X4 4X6
1.0334
1.2651 2.2480 0.825
P947
PXX
3X4
0.7334
0.5775
Tabla anexo No 3.3.11 Carga en cada poste por acometidas circuito No 28
165
ANEXO CAPITULO 5
ANEXO 5.1 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 12
CIR 12
P850
P851
P857
P858
P943
P944
2x4
Amp
2x4
7.24
0.00
4.79
0.00
0.00
2.14
2x6
Amp
2x6
0.00
11.80
18.27
12.46
0.00
13.10
2X8
Amp
2X8
25.50
39.70
0.00
8.01
36.14
1.88
3X4
Amp
3X4
3.65
0.11
0.01
0.00
0.00
2.12
3X6
Amp
3X6
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X4
Amp
4X4
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X6
Amp
4X6
0.00
0.00
0.00
1.76
0.00
0.00
6X8
Amp
6X8
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Tabal anexo 5.1 Corriente que circula por cada acometida del circuito 12
ANEXO 5.2 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 26
CIR 1926
P841
P851
P852
P853
P854
2x4
Amp
0
4.23
0
25.03
0
2x6
Amp
19.30
32.76
1.35
19.64
2.44
2X8
Amp
0.00
5.03
0.00
24.35
43.08
3X4
Amp
12.05
1.35
5.24
0.00
2.62
3X6
Amp
0.00
0.00
0.00
0.45
0.00
4X4
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X6
Amp
0.00
5.96
0.00
3.62
2.62
6X8
Amp
0.00
0.00
8.12
0.00
0.00
Tabal anexo 5.2 Corriente que circula por cada acometida del circuito 26
ANEXO 5.3 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 22
CIR 22
P717
P718
2x4
Amp
0
0
2x6
Amp
17.23
12.43
2X8
Amp
13.00
15.09
3X4
Amp
5.11
0.00
3X6
Amp
0.00
0.00
4X4 4X6
Amp Amp
0.00 0.95
0.00 11.15
6X8
Amp
0.00
3.81
Tabal anexo 5.3 Corriente que circula por cada acometida del circuito 22
166
ANEXO 5.4 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 16
CIR 16
P814
P815
P816
P817
P819
P820
P822
2x4 2x6
Amp Amp
0
4.77
8.81 4.80
0.00 0.00
0.00 1.14
2.87 5.09
1.92 0.00
0.79 15.16
2X8
Amp
0.00
6.63
6.54
0.84
5.95
14.69
6.03
3X4
Amp
3.37
4.18
0.58
1.77
10.02
1.82
0.00
3X6
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X4 4X6
Amp Amp
0.00 0.00
0.00 0.00
0.00 1.72
0.00 1.88
0.00 10.84
0.00 0.00
0.00 0.00
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1.35
0.00
Tabal anexo 5.4 Corriente que circula por cada acometida del circuito 16
ANEXO 5.5 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 4
CIR 4
P801
P802
P803
P804
P810
P812
P813
P814
P834
P835
P844
P845
2x4 2x6
Amp Amp
0
8.60
0
0.00
0
0.00
0
8.11
0
7.13
4.10 2.08
0.12 0.00
9.51 26.91
0
1.21
0
3.17
0
2.07
0
0.00
2X8
Amp
0.00
3.95
2.30
3.38
6.11
3.86
0.00
7.32
3.11
6.38
3.56
0.00
3X4
Amp
2.38
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
3X6
Amp
0.00
1.62
0.00
0.00
0.00
0.00
1.01
0.00
0.00
0.00
4.11
0.00
4X4
Amp
0.00
0.00
0.00
0.76
0.00
0.00
0.85
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X6
Amp
4.76
2.26
0.65
1.49
0.00
1.17
5.37
1.66
1.55
0.00
1.58
1.25
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Tabal anexo 5.5 Corriente que circula por cada acometida del circuito 4
ANEXO 5.6 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 23
CIR 23
P862
P863
P864
2x4 2x6
Amp Amp
0
1.80
1.27 10.32
0
0.00
2X8
Amp
20.71
8.74
0.00
3X4
Amp
2.69
2.18
15.12
3X6 4X4
Amp Amp
0.28 34.75
0.00 0.00
0.00 0.00
4X6
Amp
0.00
3.61
0.00
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
Tabal anexo 5.6 Corriente que circula por cada acometida del circuito 23
167
ANEXO 5.7 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 13
CIR 1327
P855
P856
2x4
Amp
1.10
1.18
2x6
Amp
14.43
22.78
2X8
Amp
25.95
81.27
3X4
Amp
0.00
7.69
3X6
Amp
2.44
0.00
4X4 4X6
Amp Amp
0.00 0.11
0.00 16.15
6X8
Amp
0.00
2.71
Tabal anexo 5.7 Corriente que circula por cada acometida del circuito 13
ANEXO 5.8 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 14
CIR 14
P721
P722
P724
P725
P727
P728
P729
P800
2x4
Amp
1.01
6.16
0.00
14.63
0.00
0.00
0.00
0.00
2x6
Amp
0.00
7.51
13.16
2.09
0.00
0.00
3.88
0.00
2X8
Amp
14.95
0.86
0.00
6.03
0.20
1.71
3.72
2.38
3X4
Amp
0.00
0.00
0.00
2.46
0.00
3.19
0.00
3.03
3X6 4X4
Amp Amp
0.00 13.25
0.00 9.25
0.00 0.00
0.00 0.00
0.00 0.00
0.00 0.00
0.00 0.00
0.00 0.00
4X6
Amp
0.00
0.00
0.00
10.07
1.96
1.63
0.00
0.00
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.05
0.00
0.00
0.94
Tabal anexo 5.8 Corriente que circula por cada acometida del circuito 14
ANEXO 5.9 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 8
CIR 8
P786
P787
P788
P789
P895
PN/1
PN/2
2x4
Amp
0.07
0.00
0.00
0.00
0.00
7.74
0.00
2x6
Amp
0.00
12.27
4.36
14.59
1.56
4.36
0.00
2X8
Amp
0.00
16.83
4.95
2.84
6.26
0.56
0.00
3X4
Amp
0.00
2.69
0.00
0.00
0.00
0.00
2.46
3X6
Amp
0.00
0.00
0.00
0.49
0.00
1.51
0.00
4X4
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X6
Amp
0.00
0.00
0.68
0.00
2.71
4.58
0.09
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
0.49
0.00
0.00
0.00
Tabal anexo 5.9 Corriente que circula por cada acometida del circuito 8
168
ANEXO 5.10 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 30
CIR 30
P517
P519
P520
P522
P523
P524
P967
P978
P987
2x4
Amp
8.45
4.53
0.00
3.14
7.77
2.42
1.18
4.47
1.61
2x6
Amp
3.01
4.86
2.50
0.00
0.00
0.05
1.05
2.26
0.00
2X8
Amp
4.34
0.00
9.47
3.65
7.29
0.00
2.35
3.55
3.64
3X4
Amp
3.15
0.00
0.00
0.72
2.71
0.00
0.00
0.39
2.43
3X6
Amp
0.00
0.00
0.94
1.64
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X4
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X6
Amp
0.00
2.09
2.49
0.66
0.00
3.09
0.00
0.00
2.32
6X8
Amp
0.63
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Tabal anexo 5.10 Corriente que circula por cada acometida del circuito 30
ANEXO 5.11 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 29
CIR 29
P100
P1019
P1020
P971
P975
P976
P977
P978
P979
P980
P981
P982
2x4 2x6
Amp Amp
7.30 0.00
2.20 0.00
0.00 0.91
0.00 0.00
6.38 33.67
0.00 2.72
2.65 4.10
4.29 0.00
2.50 0.70
1.97 3.04
5.62 2.45
0.00 3.48
2X8
Amp
5.66
3.15
7.21
0.00
0.00
6.10
10.14
7.22
10.52
6.92
2.30
0.00
3X4
Amp
0.81
0.00
0.00
0.52
0.00
0.00
0.94
3.31
3.02
0.00
3.49
0.00
3X6
Amp
0.00
0.00
1.16
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X4
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
3.41
0.00
0.00
4X6
Amp
0.65
6.58
0.00
0.00
0.00
2.24
2.07
2.95
0.79
1.88
0.00
0.00
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.39
0.00
Tabal anexo5.11 Corriente que circula por cada acometida del circuito 29
ANEXO 5.1 2 CORRIENTE QUE CIRCULA POR CADA ACOMETIDA DEL
CIRCUITO 28
CIR 28
P618
P669
P701
P947
P948
PXX
2x4 2x6
Amp Amp
0
0
4.33 1.78
9.21 0.00
0
10.06
0
7.71
0
0.00
2X8
Amp
0.98
6.91
10.54
2.87
7.51
11.96
3X4
Amp
0.00
1.74
13.43
3.86
0.00
2.68
3X6
Amp
0.00
0.00
3.44
0.00
1.51
0.00
4X4
Amp
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
4X6
Amp
0.00
4.31
1.08
4.17
3.06
2.41
6X8
Amp
0.00
0.00
0.00
1.03
0.00
0.00
Tabal anexo5.12 Corriente que circula por cada acometida del circuito 28
169
ANEXO 5.13
CARACTERISTICAS TECNICAS MEDIDOR MONOFASICOS
ELECTRÓNICO 2 FASES 120-480 V CLASE 200
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Tipo Socket de 5 o 4 terminales, en cuyo caso se incluirá cotización de la
base para el medidor.
Multifunción, con 4 tarifas horarias (TOU)
Clase de precisión 1 o inferior
Clase 200 medición directa
Rango de amperaje 10 a 200 Amp. Se considera medidores con otros
rangos de amperaje.
Voltaje de operación 96 – 480 Voltios
Voltaje nominal 120 V fase neutro.
Actualizable mediante software
Reloj de cuarzo independiente de la frecuencia
Memoria RAM de mínimo de 32 Kb no volátil
Batería de litio para respaldo de funciones adicionales
Tiempo de integración de la demanda 15 minutos
Sistema acumulativo de integración de demanda
Calcular kWh entregados con los kvarh en atraso y adelanto, demandas
asociadas
Comunicación local y control a través de puerto óptico colocado en la
cubierta del medidor
170
ANEXO 5.14
CARACTERISTICAS TECNICAS MEDIDOR TRIFÁSICO
ELECTRÓNICO 3 FASES 120-480 V CLASE 20 MEDICION INDIRECTA
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Tipo socket (incluir el precio de la base en el costo del medidor)
Rango de corriente 5 a 20 Amp. Se considera medidores con otros rangos
de corriente.
Rango de voltaje 90 a 480 Voltios se considera medidores con otros rangos
de corriente.
Clase de precisión máximo 2
Frecuencia 60 Hz +/- 5%
Medición monofásica, bifásica, trifásica
Multifunción, con 4 tarifas horarias (TOU)
Medición de energía activa, reactiva, demanda máxima
Sistema acumulativo de demanda
Medición de armónica hasta la 15 o superior
Ángulos de tensiones e intensidades por fase
Tensión e intensidad de corriente por fase
Factor de potencia instantáneo por fase
Distorsión armónica
Detección de fraude
Diagnóstico de instalación
Función de perfil de carga
Actualizable mediante software
Reloj de cuarzo independiente de la frecuencia
Memoria RAM de mínimo de 32 Kb no volátil
Batería de litio para respaldo de funciones adicionales
Tiempo de integración de la demanda 15 minutos
Comunicación local y control a través de puerto óptico u otros colocado en
la cubierta del medidor
Grado IP mínimo 45
Adjuntar catalogo respectivo
Indicación del software y cable de conexión
El software debe permitir el manejo total de todos los registros de lecturas y
modificación de los parámetros de programación de los medidores.
Incluir el respectivo entrenamiento del software
Garantía mínima de medidor de 2 años
171
ANEXO 5.15
CARACTERÍSTICAS DE MEDIDORES TRIFÁSICOS
ELECTRÓNICOS CLASE 100
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Tipo bornera
Multitarifario con registro hasta 4 tarifas
Clase de precisión 1
Medición directa clase 100
Voltaje nominal 120 V fase neutro
Reloj de cuarzo independiente de la frecuencia
Memoria RAM de mínimo de 32 Kb no volátil
Mediciones:
o Energía Activa kWh
o Energía Reactiva kvarh y
o Demanda Máxima kW ( Aritmética o vectorial )
Corriente máxima 100 – 120 amperios.
Rango de voltaje 100 a 480 voltios
Soporte configuraciones estrella y delta abierto en modo automático
Puerto óptico para configuración, programación y manejo de lecturas
El medidor debe venir programado de fabrica que permita registrar y
visualizar en pantalla los siguientes parámetros:
kwh,
kwmax (atrasó)
kvarh en adelanto
•
•
•
•
Reloj interno
Actualizable mediante software
Tiempo de integración de la demanda cada 15 minutos
Dimensiones máximas:
8
17,5 cm
23
172
ANEXO 5.16
CARACTERISTICAS TECNICAS MEDIDOR TRIFASICO
ELECTRÓNICO 3 FASES 120-480 V CLASE 200 MEDICION
DIRECTA
•
Base tipo Socket de 7 terminales, Se debe incluir en el precio unitario del
medidor.
• Multifunción, con 4 tarifas horarias (TOU)
• Clase de precisión 1
• Clase 200 medición directa
• Rango de amperaje 10 a 200 Amp.
• Rango de voltaje 90 – 480 Voltios
• Voltaje nominal 120 V fase neutro.
• Actualizable mediante software
• Conexión para delta abierto y estrella
• Memoria RAM de mínimo de 32 Kb no volátil
• Batería de litio para respaldo de funciones adicionales
• Tiempo de integración de la demanda 15 minutos
• Sistema acumulativo de integración de demanda
• Calcular kwh entregados con los kvarh en atraso
• Comunicación local y control a través de puerto óptico colocado en la
cubierta del medidor
• Garantia del medidor de 5 años
173
ANEXOS DEL CAPITULO 6 CUADRO DE EXTRAPOLACIÓN DE PÉRDIDAS
DE ENERRGÍA
ANEXO 6.1 EXTRAPOLACIÓN LAS PERDIDAS DE ENERGÍA (KWH/SEMANA) PARA 40
CIRCUITOS EXISTENTES DE ELÉCTRICA PUBLICA
Dato
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Pérdidas tot
(kWh/semana)
70,665
115,545
115,953
191,551
206,459
299,373
609,325
609,772
673,327
845,52
1015,871
1191,6184
1381,9352
1586,8214
1806,277
2040,302
2288,8964
2552,0602
2829,7934
3122,096
3428,968
3750,4094
4086,4202
4437,0004
4802,15
5181,869
5576,1574
5985,0152
6408,4424
6846,439
7299,005
7766,1404
8247,8452
8744,1194
9254,963
9780,376
10320,3584
10874,9102
11444,0314
12027,722
Tabla Anexo 6.1 Muestra extrapolación las perdidas de energía (kWh/semana)
para 40 circuitos existentes de eléctrica publica.
174
ANEXO 6.2 EXTRAPOLACIÓN DE ENERGÍA REGISTRADA (KWH/SEMANA)
PARA 40 CIRCUITOS EXISTENTES DE ELÉCTRICA PUBLICA.
dato
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Energía
registrada
(kWh/semana)
1070,44
1102,66
1745,48
1871,25
1970,18
2271,49
2312,36
2535,47
2921,51
2937,01
3142,45
4200,77
4395,36
4918,94
5483,22
6112,24
6813,41
7595,02
8466,29
9437,51
10520,15
11726,99
13072,26
14571,87
16243,50
18106,89
20184,05
22499,49
25080,55
27957,70
31164,91
34740,03
38725,28
43167,71
48119,75
53639,87
59793,24
66652,51
74298,64
82821,91
Tabla Anexo 6.2 Muestra extrapolación de energía registrada (kWh/semana)
para 40 circuitos existentes de eléctrica publica.
175
ANEXO 6.3 NUVE DE PUNTOS DE TENDENCIA DE ENERGÍA REGISTRADA
PARA 40 CIRCUITOS
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Serie1
0
2
4
6
8
10
12
14
Anexo 6.3 nube de puntos que tiende energía registrada para 40 circuitos
existentes en centro histórico de Riobamba.
ANEXO 6.4 CURVA DE TENDENCIA DE ENERGÍA REGISTRADA Y SU
ECUACIÓN PARA 40 CIRCUITOS EXISTENTES EN CENTRO HISTÓRICO DE
RIOBAMBA
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
y = 1075,4e0,1086x
R2 = 0,9437
Serie1
Exponencial (Serie1)
0
5
10
15
Anexo 6.4 muestra curva de tendencia de energía registrada y su ecuación para
40 circuitos existentes en centro histórico de Riobamba.
176
ANEXO 6.5 TRANSFORMADORES, CAPACIDAD Y NÚMERO DE USUARIOS
DEL CENTRO HISTÓRICO DE LA CIUDAD DE RIOBAMBA
Dato No
TRAFO No
ACPACIDAD
DESCRIPCIÓN
1
ECU2329
TR75F3
EERSA
No USUARIOS
37
2
ECU2331
TR100F3
EERSA
81
3
ECU2333
TR100F3
EERSA
41
4
ECU2346
TR50F1
EERSA
73
5
ECU2356
TR112.5F3
EERSA
46
6
ECU2382
TR50F3
EERSA
48
7
ECU2390
TR75F3
EERSA
39
8
ECU2394
TR100F3
EERSA
43
9
ECU2402
TR100F3
EERSA
64
10
ECU2407
TR37.5F1
EERSA
47
11
ECU2429
TR50F1
EERSA
24
12
ECU2431
TR75F3
EERSA
28
13
ECU2433
TR50F1
EERSA
50
14
ECU2438
TR37.5F1
EERSA
49
15
ECU2449
TR37.5F1
EERSA
61
16
ECU2464
TR50F3
EERSA
22
17
ECU2467
TR50F1
EERSA
27
18
ECU2476
TR75F3
EERSA
66
19
ECU2477
TR25F1CONV
EERSA
39
20
ECU2495
B37.515
EERSA
34
21
ECU2496
TR37.5F1
EERSA
56
22
ECU2500
TR25F1
EERSA
49
23
ECU2502
TR37.5F1CONV
EERSA
66
24
ECU2503
TR37.5F1
EERSA
35
25
ECU2507
TR37.5F1
EERSA
48
26
ECU2509
TR25F1CONV
EERSA
35
27
ECU2514
TR37.5F1
EERSA
75
28
ECU2515
TR37.5F1
EERSA
38
29
ECU2518
TR37.5F1
EERSA
59
30
ECU2519
TR37.5F1CONV
EERSA
38
31
ECU2520
TR37.5F1
EERSA
60
32
ECU2521
TR37.5F1
EERSA
40
33
ECU2522
TR25F1CONV
EERSA
22
34
ECU2523
TR37.5F1
EERSA
53
35
ECU5409
TR50F1
EERSA
48
36
ECU8828
TR25F1
EERSA
11
37
ECU9865
TR25F1
EERSA
24
38
ECU9873
TR50F3
EERSA
9
39
ECU9875
TR37.5F1
EERSA
18
40
ECU9880
TR50F1
EERSA
23
Tabla Anexo 6.5 Muestra transformadores, capacidad y número de usuarios del
centro histórico de la ciudad de Riobamba.
177
ANEXO 6.6 TRANSFORMADORES, CAPACIDAD Y NÚMERO DE USUARIOS Y
CONFIGURACIÓN DE CONDUCTORES DE CADA CIRCUITO
Dato No
LONGITUD
No
USUARIOS
TRAFO No
CAPACIDAD
CONFIG
1
ECU2331
TR100F3
81
3X3/0+2/0+2
2
ECU9880
TR50F1
23
2x1/0(2)(6)
501
3
ECU2346
TR50F1
73
CIR3
2x2/0(1/0)(4)
232,21
4
ECU2402
TR100F3
64
CIR4
3x1/0(1/0)(4)
385,4
5
ECU2356
TR112.5F3
46
3x2/0(1/0)(4)
207,97
6
ECU2382
TR50F3
48
3x2/0(1/0)(4)
675,66
7
ECU2390
TR75F3
39
3x2(4)(4)
85,96
8
ECU2407
TR37.5F1
47
2x1/0(2)(4)
311,75
CIR8
(m)
277,89
9
ECU2429
TR50F1
24
2x2/0(1/0)(4)
487
10
ECU9875
TR37.5F1
18
1x4(4)(4)
210,21
11
ECU8828
TR25F1
11
2x1/0(2)(4)
216,81
12
ECU2449
TR37.5F1
61
13
ECU9873
TR50F3
9
14
ECU2329
TR75F3
37
15
ECU2438
TR37.5F1
49
16
ECU2394
TR100F3
43
17
ECU9865
TR25F1
18
ECU2464
TR50F3
19
ECU2433
TR50F1
50
20
ECU2467
TR50F1
21
ECU2476
TR75F3
22
ECU2333
TR100F3
41
CIR22
3x2/0(1/0)(6)
61
23
ECU2431
TR75F3
28
CIR23
3x1/0(1/0)(6)
168,72
24
ECU2477
TR25F1CONV
39
2x2(4)(4)
423,67
25
ECU2495
B37.515
34
2x1/0(2)(4)
212,3
26
ECU2496
TR37.5F1
56
2x2(4)(4)
520,91
27
ECU2502
TR37.5F1CONV
66
2x1/0(2)(4)
468,18
28
ECU2500
TR25F1
49
29
ECU2514
TR37.5F1
75
30
ECU2522
TR25F1CONV
22
CIR30
31
ECU2503
TR37.5F1
35
32
ECU2507
TR37.5F1
48
2x1/0(2)(4)
977,16
33
ECU2509
TR25F1CONV
35
2x1/0(2)(4)
244,56
34
ECU2515
TR37.5F1
38
2x2(4)(4)
350,19
35
ECU2518
TR37.5F1
59
2x2/0(1/0)(4)
371
36
ECU2519
TR37.5F1CONV
38
2x2/0(1/0)(4)
439,22
37
ECU2520
TR37.5F1
60
2x1/0(2)(4)
429,05
38
ECU2521
TR37.5F1
40
2x2(4)(4)
320,54
39
ECU2523
TR37.5F1
53
2x4(4)(4)
521,46
ECU5409
TR50F1
48
2x2/0(1/0)(4)
433,81
40
CIR12
CIR14
2x1/0(2)(4)
255
3x2/0(1/0)(4)
436,22
3x1/0(2)(4)
77,66
3x2/0(1/0)(4)
373,06
3x2/0(1/0)(4)
235,19
24
2x2/0(1/0)(4)
214,39
22
2x1/0(2)(4)
115
2x2(4)(4)
169,75
27
2x2/0(1/0)(4)
310,94
66
3x1/0(2)(4)
837,53
CIR16
CIR19
CIR28
2x2(4)(4)
302,85
CIR29
2x1/0(2)(4)
384,14
2x2/0(2)(4)
297,74
2x2/0(2)(4)
289
Tabla Anexo 6.6 Muestra transformadores, capacidad y número de usuarios y configuración
178
ANEXO 6.7 DESCRIPCIÓN DE NÚMERO DE ESTRUCTURAS NECESARIAS
PARA READECUACIÓN EN RED DE BAJA TENSIÓN
CIRCUITO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
TRAFO
ECU2329
ECU2333
ECU2346
ECU2356
ECU2382
ECU2390
ECU2394
ECU2402
ECU2407
ECU2429
ECU2431
ECU2433
ECU2438
ECU2449
ECU2464
ECU2467
ECU2476
ECU2477
ECU2495
ECU2496
ECU2500
ECU2502
ECU2503
ECU2507
ECU2509
ECU2514
ECU2515
ECU2518
ECU2519
ECU2520
ECU2521
ECU2522
ECU2523
ECU5409
ECU8828
ECU9865
ECU9873
ECU9875
ECU9880
ECU5409
TOT
ESSA
6
2
2
4
15
2
5
7
5
7
4
2
6
3
1
5
6
6
3
9
5
7
5
8
3
6
5
10
8
7
5
5
10
7
5
4
15
2
10
7
234
ESTA
4
2
7
4
13
2
4
7
6
4
4
4
6
4
4
6
8
6
4
8
6
8
2
8
4
6
6
8
6
6
4
4
9
8
5
6
8
4
8
8
231
Tabla anexo 6.7 descripción de número de estructuras necesarias para
readecuación en red de baja tensión del centro histórico de Riobamba.
179
ANEXO 6.8 ESTUDIOS DE MONITOREO DE CONSUMO Y
PÉRDIDAS NO TÉCNICAS SECTOR PULINGUÍS
21 de octubre de 2005
Elec.
Ing. Jaime Ruiz Romero
INFORME
EJECUTIVO
CONCLUSIONES TÉCNICAS
1. Las redes presentan claramente evidencias de conexiones directas,
manipulación de medidores y obsolescencia de medidores y acometidas, a
más de iluminación pública deficiente.
2. La topología de las redes monitoreadas presenta facilidades para las
conexiones directas.
3. Los circuitos conjuntamente analizados, presentan un 97.9% de medidores
que deben reubicarse, un 41% de acometidas en mal estado y un 72.2% de
posibles infractores.
4. El 2.1% de los medidores, son posibles infractores con caja antifraude y
acometida antihurto.
CONCLUSIONES SOBRE PÉRDIDAS
1. Las pérdidas técnicas son normales para los circuitos 2 y 4, un poco excedidas
para el 1 y elevadas para el 3, pero pueden mejorarse con una reingeniería de
estos circuitos.
2. El circuito 3 es el que amerita mayor atención por su consecuencia económica
(valores monetarios) y cartera vencida, pero el 4 tiene el mayor porcentaje de
PNT (criterio técnico)
180
PÉRDIDAS KWH/AÑO
80000.0
75000.0
70000.0
65000.0
60000.0
55000.0
50000.0
45000.0
40000.0
35000.0
30000.0
25000.0
20000.0
15000.0
10000.0
5000.0
0.0
Pérdidas
Monitoreadas
Pérdidas
Promedidadas
Mon 1
Mon 2
Mon 3
Mon 4
Global
PÉRDIDAS EN PORCENTAJE
70.00%
Pérdidas
Técnicas
65.00%
60.00%
Pérdidas NT
Monitoreadas
55.00%
50.00%
Pérdidas NT
Promedidadas
45.00%
40.00%
35.00%
30.00%
25.00%
20.00%
15.00%
10.00%
5.00%
0.00%
Mon 1
Mon 2
Mon 3
Mon 4
PNT MWH/AÑO
M1
M2
M3
M4
Total
PNT Monitoreadas
4.43
6.21
34.70
15.14
60.47
Pérdidas Técnicas
POR CIENTO
PNT Promediadas
12.98
3.73
36.31
26.98
80.00
M1
M2
M3
M4
3.19
1.59
7.02
1.73
Pérdidas NT Monitoreadas
12.20
36.14
51.95
52.02
Pérdidas NT Promediadas
44.98
48.98
59.29
68.37
CONCLUSIONES ECONÓMICAS
1. Las pérdidas no técnicas en los circuitos monitoreados van de 60.47 a 80.00
MWh/año lo que implica una pérdida de 6380 a 9071 $USD anuales a un
precio de $USD 0.11 por kWh.
2. Con las redes protegidas se espera que las únicas pérdidas que presenta el
circuito serán las técnicas, y/o, que el porcentaje de infractores se verá
reducido al 1 o 2% máximo.
3. El costo de una red secundaria preensamblada es del 20 al 25% más que una
red clásica, pero a cambio se obtienen una serie de beneficios en otras áreas
relacionadas con la distribución:
181
a. Requieren de menos mantenimiento, son más seguras y confiables antes las
inclemencias del clima, aves o vegetación, y mucho más seguras ante la manipulación
de usuarios que pretendan intervenirlas.
b. Cualquier alteración es claramente identificable, con lo que se puede tomar inmediata
acción contra los infractores, sin lugar a posibles excusas o justificaciones.
c. Al tener una capa aislante, este tipo de conductor es mucho más seguro y confiable en
su manipulación en caliente.
d. Se reduce el esfuerzo (peso de conductor) que debe soportar las estructuras (postes).
e. Se incrementa la seguridad operativa de los transformadores de distribución.
f. Mejoran el aspecto de las vías, del sector y en general de la ciudad.
g. Su utilización en otras empresas ha logrado disminuir las PNT y recuperar cartera
vencida.
CONCLUSIONES FINANCIERAS
1. La recuperación de valores por PNT, posterior a cambiar las redes por preensambladas y previa
la recuperación de cartera vencida (consecuencia de las preensambladas), es idóneo para el
conjunto de los 4 circuitos monitoreados, e incluso para el circuito 3 y 4 independientemente
considerados, asumiendo además el cambio de todos los postes de madera en los circuitos
monitoreados
2. La recuperación de cartera vencida es un centro de gravedad importante en el financiamiento
de la inversión, siendo el circuito 3 el de mayor importancia para el efecto.
CARTERA VENCIDA
TIEMPO DE RETORNO DE INVERSIÓN
ACT+REUB+PREENSAMBLADAS
16.00
14.00
Mon 2
2%
Mon 3
Mon 4
30%
TRI a
ingreso
máximo
12.00
Mon 1
7%
TRI a
ingreso
minimo
10.00
8.00
6.00
4.00
2.00
61%
0.00
Mon 1
Mon 2
TRI EN AÑOS
Mon 3
M1
Mon 4
M2
M3
Global
M4
Glob
$USD
M1
M2
M3
M4
Total
1037.3
271.5
9243.2
4601.8
15153.8
7%
2%
61 %
30 %
100 %
Cartera
TRI a ingreso mínimo
14.83
7.06
1.53
1.19
2.63
Vencida
TRI a ingreso máximo
4.37
4.07
1.46
0.66
1.83
% del Total
RECOMENDACIONES
1. Desarrollar la reingeniería de los cuatro circuitos y proceder a cambiarlos por red
preensamblada.
182
2. Cortar inmediatamente los servicios de todos los usuarios con deuda.
3. Revisar en laboratorio todos los medidores, y las acometidas en sitio, de todos los abonados
que se presentan como posibles infractores, penalizar a aquellos que se compruebe su delito.
4. Cambiar los medidores obsoletos y reubicarlos con caja antifraude y acometida antihurto, en la
red preensamblada, a aquellos abonados con históricos normales y sin deudas.
5. Mejorar la iluminación del sector, posteriormente a normalizar los servicios y recaudación de
valores de los abonados de los cuatro circuitos monitoreados.
6. Mantener inspecciones posteriores al sector, para corroborar el normal funcionamiento y
operación de las redes y puntos de medición.
Retirar permanentemente el servicio a los abonados con deudas sobre los 500 $USD y que se
nieguen a cubrir esas deudas; desarrollar las acciones internas en la empresa, para que estos
7. abonados ingresen a una lista, codificados según su dirección, para negar cualquier posibilidad
de solicitud de nuevos medidores sin una previa inspección y estudio del solicitante,
levantamiento de carga, condiciones de la vivienda y topología de la red circundante, etc.
ESQUEMA
8 2 2 8 8
2
AA
8 2 2 8 7
9 1 4 2
9 1 4 1
9 1 4 3
A
2 A
A
2 A
2
4 A A
A
A
2
A A
9 1 4 4
9 1 4 0
2
9 1 4 6
AA
9 1 3 9
A
2 A
2
9 1 4 5
A A
9 1 4 7
2
A
A
1 5 .0 0
3
A
2 A
k V A
9 1 5 0
9 1 3 8
2
2 A
9 6 3 5
AA
2 A
A
9 1 4 8
A
2
9 6 3 1
AA
9 1 5 1
A
A
2
B
2 A
A
9 1 4 9
A
9 6 3 4
E S C U E L A
9 6 3 0
A
A
AA
6
6
9 1 5 3
2
8 2 2 8 4
A
A
2 AA
2
7 8 7
AA
IG L E S IA
9 6 1 9
9 6 2 9
9 6 2 3
9 6 3 2
A A
9 6 3 3
2 A A
P A R Q U E
2 AA
2
9 6 2 1
A A
2 5 .0 0 k V A
2 AA
9 6 2 8
A
2
2
2 A A
9 6 3 6
1
A
2 A
A
k V A
2 AA
1 0 .0 0
2 AA
9 6 3 8
2
9 6 2 0
2 AA
9 6 2 2
9 6 3 7
9 6 3 9
2 A
A
9 6 2 4
9 6 2 5
8 2 2 6 5
6 A
A
2 AA
2 AA
9 6 4 0
9 6 4 3
2 A A
A
2 A
9 6 4 4
9 6 4 5
2 AA
2 AA
9 6 4 6
9 6 4 8
2
8 2 2 6 6
9 6 4 1
A A
2 A
A
2 AA
1 5 .0 0
k V A
2 AA
4
9 6 4 7
9 6 4 9
9 6 4 2
A
2 A
2
AA
9 6 5 2
A
2 A
9 6 5 3
9 6 5 0
2
AA
9 6 5 1
M
M
M
M
o
o
o
o
n
n
n
n
it o
it o
it o
it o
r
r
r
r
1
2
3
4
INSTALACIÓN Y TOMA DE DATOS
ANÁLISIS, VALIDACIÓN Y DESARROLLO
SUPERVISIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN
Tlgo. Iván Arellano
Ing. Jaime Ruiz
Ing. Fabián Ríos
AUXILIAR
ASISTENTE
JEFE
183
ANEXO 6.9 CÁLCULO DEL TIR, VAN, VPN, Y TIEMPO DE RECUPERACIÓN
Gastos
Pérdidas
kWh/semana
kwh/mes
%
Disminución
kWh/mes
Costo
Mensual
Año
Tecnicas
No
Tecnicas
2784,92
11935,37
60
7161,22
0,085
610,12
7321,42
9302,91
39869,60
90
35882,64
0,085
3051,44
36617,26
TOTAL
43938,68
2017
2018
AÑO
2011
2012
Materiales
22.364,39
22.364,39
Mano de Obra
14964,44
14964,44
2013
2014
2015
2016
Capacitacion
TOTAL
37.328,83
37.328,8
0,0
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
21.969,3
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
0
21.969,3
43.938,7
43.938,68
43.938,68
43.938,68
43.938,68 43.938,68
0
1
2
3
4
5
-37.328,83
-15.359,49
43.938,68
43.938,68
43.938,68
43.938,68
43.938,68 43.938,68
-37.328,83
-13.713,83
35.027,64
31.274,68
27.923,82
24.931,98
22.260,70 19.875,63
Por Energia
Ingresos
TOTAL
Años
UTILIDADES=INGRESOSGASTOS
VPN CADA AÑO
TASA %
VAN
TIEMPO
TIR
12
$
208.986,74
6
7
Años
MAYOR 0
Recuperación
$ 1,47
1
4
59%
MAYOR TASA
184
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,7
43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68
8
9
10
11
12
13
14
15
43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68 43.938,68
17.746,09 15.844,73 14.147,08 12.631,32 11.277,96 10.069,61
8.990,72
8.027,43
Tabla anexo 6.9 Valores calculados del TIR, VAN, VPN, y tiempo de recuperación de la inversión del proyecto
185
186
ANEXOS GRÁFICOS
186