1 INTRODUCCIÓN Un elevado nivel de pérdidas de energía

COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL
COMITÉ NACIONAL ARGENTINO
V CIERTEC - SEMINARIO INTERNACIONAL SOBRE GESTIÓN DE PÉRDIDAS,
EFICIENCIA ENERGÉTICA Y PROTECCIÓN DE LOS INGRESOS EN EL SECTOR
ELÉCTRICO
Área de Distribución y Comercialización
Identificación del Trabajo: AR-09
Maceió, Brasil, Agosto de 2005
CUANTIFICAR, EVALUAR, PLANIFICAR E IMPLEMENTAR ACCIONES PARA LA
REDUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS
Tema 1.1: Pérdirdas Técnicas
Autor/es: GUILLERMO BETOLAZA, GUILLERMO LAYERENZA
Empresa o Entidad: PA CONSULTING GROUP
DATOS DEL AUTOR RESPONSABLE
Nombre: Guillermo Betolaza
Cargo: Consultor
Dirección: Cerrito 866 9°piso – BA Argentina
Teléfono: +5411 48 13 98 98
Fax: +5411 48 11 98 55
E-Mail: [email protected]
PALABRAS-CLAVE: Programa
integral, evolución histórica, distribución
de la demanda, ‘gap’ real vs. eficiente,
enfoque global, procesos, acciones
correctivas, Resultados Inmediatos
INTRODUCCIÓN
En este escenario, el control de pérdidas
resulta de gran importancia para la
estabilidad y rentabilidad, y para el
direccionamiento de futuras inversiones
asociadas con la planificación de mediano y
largo plazo de la empresa.
Frente a esta complicación surge la pregunta
de cómo poder evaluar el nivel de pérdidas de
la empresa en forma clara e integral, de
manera de orientar las acciones de gestión a
los fines de su reducción y minimización.
Un elevado nivel de pérdidas de energía
representa un perjuicio económico para las
empresas distribuidoras. Esto implica un
mayor gasto de abastecimiento, e interfiere
con el diseño y vida útil de las instalaciones,
el control del reactivo y del nivel de tensión.
Asimismo las pérdidas deterioran la calidad
del servicio prestado y afectan la situación
financiera, lo que por elevación termina
deteriorando todas las áreas de la empresa.
1
EL PROGRAMA INTEGRAL
Sobre la base de nuestra experiencia, para
asegurar la efectividad de los planes de
reducción de pérdidas, se requiere la
ejecución de acciones simultáneas que
comprenden: la realización de estudios
eléctricos, la planificación de la red y
optimización de su operación, el análisis de la
facturación y bases de datos de clientes, la
realización de mediciones en las redes y en
algunos casos en particular, la confección de
campañas específicas para combatir las
pérdidas no técnicas.
Haciendo una referencia especial a éste
último tema (pérdidas no técnicas) la
determinación de las causas y su posterior
eliminación resulta una tarea compleja, dado
que normalmente existen causales múltiples e
interrelacionadas
que
abarcan
desde
problemas sociales hasta - quizás complicidad voluntaria y/o involuntaria del
propio personal.
En nuestra experiencia específica, hemos
implementado con éxito un programa integral
de reducción de pérdidas que permite
Cuantificar las pérdidas totales por nivel de
tensión y su evolución histórica, Evaluar el
‘gap’ entre la situación ‘actual‘ y el escenario
‘eficiente’ objetivo, Planificar y analizar las
posibles acciones de reducción de pérdidas, e
Implementar dichas acciones conjuntamente
con la planificación de la empresa mediante
una evaluación técnico-económica asociada a
cada proyecto.
Las Fig.1 y Fig.2 muestran el esquema de las
etapas del programa y las tareas relacionadas
a cada una de ellas.
Figura 2 – Detalle del Programa
Balances de E y P
Causales de
Pérdidas
Programa Actual
EVALUAR
PLANIFICAR
Análisis TécnicoEconómico
IMPLEMENTACIÓN
Otras
Experiencias
Resulta de gran importancia para asegurar la
eficiencia del programa en general, el control
y monitoreo de dichas acciones de manera tal
de posibilitar una retroalimentación a medida
que se obtengan los primeros resultados y con
el fin de permitir el ajuste de las acciones
propuestas originalmente.
A continuación se describen las actividades
asociadas a cada una de las etapas del
programa.
CUANTIFICANDO LAS PÉRDIDAS
El método clásico empleado para la
determinación de las pérdidas de Energía y
Potencia asociadas a las redes de distribución,
comprende el desarrollo de dos tareas
fundamentales: el Balance General de Energía
y Potencia y los Estudios de las redes de
distribución.
El Balance general permite determinar las
pérdidas totales para los sistemas de
transmisión y distribución, por diferencia
entre los ingresos y las ventas en los distintos
puntos de la red. (Fig. 3)
Figura 1 – Etapas del Programa
CUANTIFICAR
Resultados Inmediatos
PLAN DE ACCIÓN
Base Facturación
DIAGNÓSTICO
Estudios Eléctricos
IMPLEMENTAR
CONTROLAR Y MONITOREAR
2
Figura 3 – Balance General de Energía y Potencia
Energía
4,762,226
263,333 MWh/año
Clientes libres AT
Pérdidas Transmisión
MWh/año
1.495%
71,201 MWh/año
Red Transmisión
Ingreso a Transmisión
Figura 4 – Estados de Carga
Potencia
G
Curva de Carga
756,615
kW
Ingreso a Transmisión
13,509
kW
Clientes libres AT
4,986
kW
0.66%
Pérdidas Transmisión
MWh/año
4,430,365
Pérdidas Red MT
979,037 MWh/año
1.621%
71,823 MWh/año
2,824,502
Ingreso a Red BT
1
0,8
0,6
0,6
0,4
0,4
0,2
0
738,121
kW
Ingreso a Red MT
73,181
kW
Clientes libres MT
126,838
kW
Clientes Red MT
16,065
kW
522,036
kW
Ingreso a Red BT
471,702
kW
Clientes BT
50,334
kW
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
0
0
1143
2285
3428
4570
5713
6856
7998
Estados de carga
Banda Pico
Red MT
Clientes MT
1
0,8
738,121
555,003 MWh/año
Clientes libres MT
1,2
0,2
AT/MT
4,430,365
Ingreso a Red MT
Monótona
1,2
MWh/año
2.18%
Banda Resto
Pérdidas Red MT
MT/BT
1,2
1
Banda Valle
0,8
Media Alto
0,6
Media Resto
0,4
Media Valle
0,2
Pérdidas red BT
8.357%
236,035 MWh/año
Red BT
0
2,588,467 MWh/año
Clientes BT
9.64%
4,764,899
MWh
756,615
kW
Potencia Total Ingresada
Energía Total Vendida
4,385,840
MWh
685,230
kW
Potencia Total Vendida
Pérdidas Transmisión
71,201
MWh
4,986
kW
Pérdidas Transmisión
71,823
MWh
MWh
MWh
16,065
kW
kW
kW
Pérdidas MT
Pérdidas en Redes MT
Pérdidas en Aisladores
MWh
MWh
MWh
MWh
42,313
56,515
108,704
23,684
9,144
30,033
3,136
kW
kW
kW
kW
Pérdidas Técnicas BT
Pérdidas Centros MT/BT
Pérdidas en Red BT
Pérdidas en Medidores
47,132
MWh
8,020
kW
Pérdidas No Técnicas BT
Pérdidas Técnicas BT
Pérdidas Centros MT/BT
Pérdidas en Red BT
Pérdidas en Acometidas y Medidores
Pérdidas No Técnicas BT
66,172
5,651
188,903
15,420
645
1143
2285
3428
4570
5713
6856
7998
Un punto que requiere un comentario
particular es la distribución de la demanda a
lo largo del alimentador de MT. Tomando
como dato de referencia la medición en
cabecera del alimentador (Sistema SCADA),
y la energía asociada a cada punto de carga
(Usuarios MT o Centros MT/BT), se
distribuye la demanda mediante un proceso
iterativo en el que se ajusta el balance de las
potencias demandadas por los puntos de
carga, más las correspondientes pérdidas de
potencia, con la potencia inyectada en el
arranque del alimentador.
Si bien el método se ajusta bien a los
requerimientos de determinación de pérdidas
medias anuales de energía y potencia,
generalmente realizados con fines tarifarios,
carece del manejo de la variable temporal de
la demanda, y simplifica la asignación de la
demanda a los puntos de carga, considerando
un factor de carga constante para todos los
usuarios.
El desarrollo de los sistemas GIS, la
creciente informatización de los sistemas de
gestión (técnica, comercial y administrativa)
de las empresas distribuidoras, y la reducción
de los tiempos de cálculo, han permitido
considerar la variable temporal en los estudios
de pérdidas, y obtener como resultado, a
diferencia del caso anterior, la curva
‘temporal’ de pérdidas asociada a cada nivel
de tensión de la red considerada.
Pérdidas red BT
Energía Total Ingresada
Pérdidas MT
Pérdidas en Redes MT
Pérdidas en Aisladores
0
Los estudios eléctricos de las redes de MT,
SED MT/BT y Red de BT, permiten
determinar las pérdidas técnicas para los
niveles de tensión MT y BT, considerando un
estado de carga determinado, y por diferencia
obtener las pérdidas no técnicas asociadas al
nivel de BT.
Con respecto a los estados de carga, para la
determinación de las pérdidas de potencia se
modelan las redes con la carga máxima
simultánea con el sistema; mientras que para
calcular las pérdidas de energía, se trabaja con
tres estados de carga (Punta, Resto y Valle) y
se calculan las pérdidas de energía aplicando
la siguiente fórmula:
PE = PEP * hsP + PER * hsR + PEV * hsV
En la Figura 4 se muestra la determinación de
los estados de carga para el cálculo de las
pérdidas de energía.
3
comercial con medición horaria de la
demanda sea generalizado, estaremos en el
caso óptimo, ya que para definir la demanda
en un punto en cualquier momento,
simplemente tendríamos que ‘sumar’ las
curvas asociadas a cada uno de esos puntos.
En la Figura 7 se muestra un esquema
representativo del método.
Si adicionalmente sumamos la potencialidad
de los sistemas GIS de información, es
posible desarrollar estudios de las redes en
tiempo real y realizar mapas temáticos como
los que se muestran en las siguientes Fig.5 y
6.
Figura 5 – Mapa temático 2D
Figura 7 – Metodología GIS
OUTPUTS
Estado de Carga Horario en
distintos Puntos de la Red
Pérdidas Técnicas y No
Técnicas Horarias
INPUTS
Información para la Operación
Curva de Carga
de cada Usuario
Información SCADA en
cada Alimentador
Información
de Consumo
de los
Usuarios
La información necesaria para la realización
del estudio comprende:
Figura 6 – Mapa temático 3D
•
•
•
•
•
A diferencia del caso anterior, este método
permite trabajar con la curva de carga típica
de cada tipo de cliente (Residencial,
Comercial, Industrial, etc.) – dejando de lado
el concepto de factor de carga constante – con
lo cual, la distribución de la demanda se
realiza proporcionalmente a la energía
correspondiente a cada punto de la curva,
ganando exactitud en los resultados.
En un futuro no muy lejano, cuando el uso de
los medidores de energía residencial y
•
Caracterización del Consumo del
Mercado ( Curvas Características por
Tipo de Usuario por Región, Estación,
Tipo de Día, etc. )
Registros de carga continuos en cada
Alimentador de MT ( SCADA,
Equipos Registradores, etc.)
Base de Datos con los consumo
registrados de los Usuarios en el
periodo de Facturación.
Datos de los Usuario con Perfil de
Carga Horaria.
Información
Técnica
de
las
Instalaciones ( Redes de MT y BT,
Capacitores, Centros MTBT, etc.)
Topología de Redes Temporal y la
Vinculación de los Usuario con la Red
(SIPRE)
Como comentario final podemos agregar que
resulta conveniente determinar el Balance
General (anual o mensual) considerando la
evolución de los últimos años (al menos tres),
para la posterior comprensión y análisis de la
4
La comprensión y verificación de las
principales causales de pérdidas es el punto de
partida para la posterior definición de las
acciones a tomar para la reducción de las
mismas. Esta tarea se debe desarrollar
conjuntamente con el personal responsable o
involucrado en la gestión de pérdidas,
principalmente relacionado con las gerencias
de distribución y comercial de la empresa.
efectividad de las acciones de reducción de
pérdidas ya implementadas.
EVALUANDO LA SITUACIÓN ACTUAL
El proceso de Evaluación del ‘gap’ entre la
situación actual y el escenario ‘eficiente’
objetivo
buscado
permitirá
definir
posteriormente las acciones de reducción de
pérdidas, conjuntamente con el análisis
electrotécnico de las redes planteado
anteriormente.
El mismo depende básicamente de tres
aspectos fundamentales: la identificación de
las causales que dan origen a las pérdidas; la
evaluación de la efectividad de los planes de
reducción actuales e implementados; y la
revisión de los criterios de diseño, operación
y medición de las redes.
Evaluación de los programas actuales. En
general, las empresas distribuidoras realizan
acciones de reducción de pérdidas técnicas y
no técnicas en forma centralizada o aislada;
las primeras íntimamente relacionadas con la
planificación de las redes de distribución y la
Gerencia Técnica, y las segundas con la
gestión de morosidad, fraude administrativo,
o aspectos comerciales en general asociados a
la Gerencia Comercial.
El objetivo de la evaluación de los programas
que actualmente la empresa desarrolla, es la
definición de una estrategia para la gestión de
las pérdidas de energía, conjunta y
centralizada, que tenga en cuenta las
experiencias adquiridas en el desarrollo de
programas de reducción ya ejecutados que
garantice la sostenibilidad del mismo.
Dada la situación descripta se debe identificar
y recopilar toda la información relacionada
con el tratamiento de las pérdidas en todos los
ámbitos de la empresa, confeccionando un
único registro de acciones, a partir del cual se
analizarán las Fortalezas, Oportunidades,
Debilidades y Amenazas (FODA) del mismo.
Este análisis es de gran utilidad para la
evaluación crítica de la situación, y sus
resultados deben ser considerados en la
definición de los nuevos planes de acción.
Identificación de las principales causales de
pérdidas. A efectos de posibilitar la definición
de una adecuada estrategia para la gestión de
pérdidas, es necesario individualizar en
primer lugar cuáles son las principales
causales de pérdidas de energía originadas en
las redes de distribución de la empresa.
A modo de ejemplo, y sobre la base de la
experiencia recogida, resulta frecuente
encontrar las siguientes causales de pérdidas:
•
Pérdidas Técnicas
− Alto Nivel de utilización de la
capacidad de las redes
− Ineficiente Configuración del
Sistema
− Bajos Niveles de tensión y
tecnología obsoleta
− Inadecuada Gestión de la demanda
− Déficit o planificación inadecuada
de las redes
• Pérdidas No Técnicas
− Conexionado
clandestino,
Adulteración del medidor y Hurto
generalizado
− Errores del medidor y en el
sistema de medición
− Fraude Administrativo
PLANIFICANDO LAS ACCIONES PARA
LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS
Las acciones de reducción de pérdidas están
muy relacionadas con la Planificación de las
redes y la gestión Comercial. Por lo tanto,
para que se puedan alcanzar los resultados
esperados y asegurar la sostenibilidad en el
tiempo, resulta indispensable lograr el
compromiso del personal de la Empresa
5
Distribuidora y de cada uno de los sectores
involucrados.
todos los niveles de la empresa, de manera tal
de poder verificar de algún modo el grado de
aplicación de los planes bajo análisis.
Evaluación de la efectividad de las acciones.
La historia de la gestión de pérdidas
implementada por una empresa distribuidora,
es una herramienta muy importante para el
análisis de la efectividad del mismo. En
función de los resultados obtenidos se pueden
identificar posibles relaciones entre acciones
y niveles de pérdidas, de manera tal de
obtener la sensibilidad de las variables que
afectan las pérdidas e impactan en los
resultados, y así ‘pesar’ dichas acciones en
función de su impacto positivo en la
reducción de pérdidas.
Si se logran vincular las acciones realizadas
con las magnitudes físicas (ventas de energía
y pérdidas) a lo largo del tiempo es posible
encontrar algún grado de correlación entre
estas dos variables, y visualizar la evolución
(en volumen) de las pérdidas. Fig.8
Revisión de criterios de planificación,
operación y medición de las redes. La
planificación de la red de distribución es el
paso inicial en la definición de las
instalaciones para la expansión de los
sistemas de distribución. Por lo tanto resulta
necesario la revisión de la misma desde el
punto de vista su posible perfeccionamiento a
efectos de la reducción de las pérdidas
técnicas, con el objetivo de identificar y
recomendar mejoras y cambios toda vez que
corresponda.
En este punto resulta necesario la
determinación
de
la
red
técnicoeconómicamente adaptada a la demanda
cumple un papel fundamental, ya que da una
referencia de la red de mínimo costos
objetivo asociada a una zona determinada de
al empresa (Fig. 9):
Figura 8 – Relación Acciones - Pérdidas
Figura 9 – Adaptación técnico-económica
Acciones vs. Pérdidas
Pérdidas de Energía
Acciones de Reducción de Pérdidas
TAM
120
35%
100
30%
Estudio de mercado abastecido.
Caracterización del mercado
Mapa de densidad de demanda.
Crecimiento esperado.
25%
80
20%
60
15%
40
Campaña de Control
de Pérdidas No
Técnicas
20
Reconfiguración de la
Red y Balance de
Cargas
10%
Aspectos regulatorios:
Calidad de servicio y de
producto técnico.
5%
Jul-05
Abr-05
Jun-05
Mar-05
May-05
Dic-04
Feb-05
Ene-05
Oct-04
Nov-04
Jul-04
Ago-04
Sep-04
Abr-04
Jun-04
Mar-04
May-04
Dic-03
Feb-04
Ene-04
Oct-03
Nov-03
Jul-03
Ago-03
Sep-03
Abr-03
Jun-03
Mar-03
May-03
Feb-03
0%
Ene-03
Características de las
redes existentes.
TAM [%]
Energía [GWh]
Ventas de Energía
Estudio de adaptación técnicoeconómica de la red a la
demanda.
Mes
Tecnologías
disponibles y
convenientes
Aspectos reglamentarios,
ambientales y legales.
Contrato de Concesión.
Reglamentaciones de
instalaciones
Leyes
Códigos urbanos.
RED TECNICO-ECONOMICAMENTE ADAPTADA
PLAN DE LARGO PLAZO
En el gráfico anterior se ha graficado en el eje
auxiliar la Tasa Anual Móvil (TAM) de
pérdidas, que representa las pérdidas
porcentuales correspondientes a una ventana
de un año hacia atrás del mes considerado.
El beneficio de este tipo de análisis de
mediano-largo plazo es que más allá de
variaciones puntuales en el periodo de
planificación, se garantizan los niveles de
pérdidas en el entorno de los valores
eficientes.
El siguiente paso corresponde a la revisión de
la operación de las redes de distribución. En
función
de
las
características
de
funcionamiento y criterios de operación de las
redes de distribución primaria y secundaria de
la
distribuidora,
se
elaborarán
recomendaciones de mejora desde el punto de
vista de la reducción de las pérdidas, que
incluirán por ejemplo aspectos tales como los
que se indican a continuación:
Es de real importancia en esta etapa del
estudio, el análisis de la información
recopilada referente a los planes de acción
ejecutados, en lo que respecta al proceso
propiamente dicho; es decir, se debe realizar
un análisis crítico de las políticas de
reducción de pérdidas implementadas,
evaluando los procesos internos involucrados
con el control y cálculo de pérdidas, y tomar
contacto con el personal responsable mediante
la realización de entrevistas y encuestas en
6
•
•
•
•
•
•
•
•
correspondiente. La evaluación se efectúa
tanto en lo que respecta a los proyectos de
reducción de pérdidas técnicas como en los
referidos a la reducción de pérdidas no
técnicas.
Carga máxima recomendada por
alimentador MT
Corrección de desequilibrios por
desbalance de cargas
Control del factor de potencia y
compensación del reactivo
Control de armónicas en la red
Longitud media de los alimentadores
de MT
Estado de carga óptimo de los
transformadores MTBT. Nivel de
reserva
Criterios de operación óptimos
Inspección de las redes y pautas para
el mantenimiento
Evaluación de costos y beneficios directos de
los proyectos de mejora. La evaluación de los
costos y beneficios directos de los proyectos
de mejora comprende todos los costos
involucrados, ya sea inversiones, materiales
de explotación, recursos humanos propios y
contratados, servicios diversos contratados,
entre otros.
Desde el punto de vista de los beneficios se
consideran aquellos asociados al incremento
de facturación futura de consumos no
registrados, a la recuperación de consumos
pasados no facturados, a la reducción de la
generación y compra de energía en el caso de
reducción de pérdidas técnicas o de consumos
no registrados, y la reducción de costos
comerciales o de operación y mantenimiento
en el caso que resulten del proyecto en
particular. La valoración de la reducción de
las pérdidas se realiza sobre la base del costo
incremental a largo plazo.
Además de los beneficios directos
mencionados en el punto anterior se
identifican y evalúan los beneficios indirectos
adicionales como pueden ser por ejemplo la
reducción del nivel de fallas, de las caídas de
tensión y el incremento de la capacidad de las
instalaciones que se produce por la reducción
de pérdidas técnicas y no técnicas (cuando
conllevan asociadas una reducción del
consumo), como así también la mejora en la
seguridad de la población en general con la
eliminación de las conexiones clandestinas, y
otros que surjan del análisis de los distintos
proyectos.
Esta información podrá ser respaldada
mediante la implementación de un Programa
de
Benchmarking
para
empresas
distribuidoras de energía eléctrica, el cual
permite identificar las mejores prácticas entre
empresas de mercado asimilable. La
información recabada a partir de las
experiencias más favorables puede ser
utilizada al momento de elaborar las
recomendaciones respecto de los criterios de
operación de las redes.
Por último se analiza la metodología de
medición a usuarios finales; en particular se
pondrá énfasis en las medidas de control y
acceso a los equipos de medición,
recomendando evaluar aquellos cambios
conducentes a la instalación de barreras
tecnológicas para impedir el fraude (pérdidas
comerciales).
IMPLEMENTANDO LAS ACCIONES
El Plan de Reducción de Pérdidas y Mejora
de la Gestión Comercial consiste de una serie
de proyectos, identificados en la etapa
anterior como posibles reductores de
pérdidas, que deben ser evaluados en cada
caso desde el punto de vista técnicoeconómico de manera de fundamentar su
conveniencia.
Para ello deben identificarse los costos y
beneficios asociados a cada proyecto (tanto
directos como indirectos), y realizar
posteriormente el análisis técnico-económico
Análisis económico de los proyectos. Una
vez determinados los costos y los beneficios
asociados a cada uno de los proyectos de
reducción de pérdidas a analizar, tanto
directos como indirectos, se efectúa el
análisis financiero de los mismos para un
horizonte a establecer.
7
Se calculan los indicadores financieros típicos
para
evaluar
proyectos,
los
cuales
comprenden:
evaluar y priorizar los proyectos en función
de los criterios de rentabilidad que utilice la
compañía, tomando en cuenta para su
distribución
temporal
las
prioridades
establecidas por la empresa y la existencia de
interrelaciones entre distintos proyectos.
•
Tasa Interna de Retorno (TIR): Tasa
de descuento que iguala los ingresos y
los egresos a lo largo de la vida útil
• Período de Recuperación (Pay Back):
Tiempo en que los ingresos igualan a
los egresos a la tasa de descuento
(definida)
• Valor Actual Neto (VAN): Resultado
en pesos (exceso o defecto) del flujo
de fondos (ingresos – egresos)
actualizados a la tasa de descuento y
durante toda la vida útil
• Efectivo Valor Agregado (EVA): es
el VAN pero considerando el costo
del dinero
CONCLUSIONES
La aplicación de éste tipo de Programa
permite obtener una estimación precisa de las
Pérdidas Técnicas, considerando los perfiles
de carga de las diversas instalaciones en
función de la curva de carga de los usuarios
vinculados.
Su posterior comparación con la energía
comprada y facturada permite obtener el valor
de Pérdidas No Técnicas existente con
elevada precisión, con discriminación
geográfica (GIS), posibilitando la posterior
orientación de la investigación de los orígenes
de las mismas y las acciones de mitigación.
Una vez evaluados todos los proyectos y
acciones de reducción de pérdidas analizados,
se efectúa una priorización de los mismos en
función de los indicadores económicos
calculados para cada uno de ellos, tomando en
cuenta para su distribución temporal las
prioridades establecidas por la empresa y la
existencia de interrelaciones entre distintos
proyectos.
Finalmente, se confecciona un gráfico como
el que se muestra en la Fig.10.
La simulación en tiempos breves de los
distintos estados de carga simultáneos en
diversos alimentadores, posibilita diseñar una
estrategia para la operación en condiciones
normales y definir las mejores opciones para
los casos de emergencia.
Adicionalmente permite detectar Sobrecargas
críticas de las Instalaciones para evitar el
envejecimiento de las instalaciones o su
deterioro, como así también los niveles de
Tensión por encima de los valores límites
permitidos en los distintos puntos de la Red.
Alto
Figura 10 – Priorización de Acciones
G
Impacto en las pérdidas
F
B
La disponibilidad de información del estado
de carga horario simultáneo en todos los
puntos de la red, para los 365 días del año,
conjuntamente con un modelo de estudio de
redes, resulta una herramienta única para la
planificación.
A
C
Bajo
D
Bajo
TIR
Resulta posible analizar el comportamiento de
las diversas instalaciones en forma geográfica
y determinar las necesidades de inversión en
forma óptima considerando las posibilidades
de configuración de la red.
Alto
De esta manera el planificador y el
responsable financiero de la compañía podrá
8
REFERENCIAS
[1]G. Betolaza/O. Castro, 2003, "Soluciones
para la gestión de las redes de distribución
basadas en la información gráfica de las
empresas” CIER SIMSE 2003 Cartagena de
Indias, Colombia.
[2]J. Espain/S. Gallino, 2001, “Metodología
para la determinación de las Tarifas de
Distribución de Electricidad”, CIDEL 2002
Buenos Aires, Argentina.
9