Resumen.- Con el fin de controlar y mantener dentro de

COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL
COMITÉ NACIONAL VENEZOLANO
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: VE 106
Maceió, Brasil, Agosto de 2005
ZONAS DE CONTROL PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS EN LA
ZONA METROPOLITANA DE CARACAS
Autores: ING. FERNANDO PÉREZ, ING. KATIUSKA BARRETO
Empresa: C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS
PALABRAS-CLAVE:
Zonas de Control, Pérdidas No-Técnicas,
Monitoreo constante, Mecanismos para
controlarlas, Información Inmediata y Precisa,
Relación Cliente-Transformador, Disminuir
Esfuerzos en Detección
Resumen.- Con el fin de controlar y mantener
dentro de valores aceptables el índice de
Pérdidas no Técnicas, surge un proyecto que
persigue detectar y procesar las Zonas con
mayor índice de hurto de energía eléctrica y
que se ha denominado “Zonas de Control para
la Reducción de Pérdidas No Técnicas en la
Zona Metropolitana de Caracas”.
Para lograr el alcance de los objetivos
propuestos se generaron cinco (5) procesos:
a. Levantamiento de la Relación ClienteTransformador en toda la Zona Metropolitana
de Caracas.
b. Elaboración de la metodología para
determinar cuáles son las áreas con mayor
índice de Pérdidas no Técnicas en toda la Zona
Metropolitana de Caracas.
c. Procura y puesta a punto de los Equipos de
Medición requeridos.
d. Mantenimiento de la Información
levantada.
e. Desarrollo y/o adaptación de las
aplicaciones necesarias para el soporte de los
cuatro (4) procesos anteriores.
DATOS DEL AUTOR RESPONSABLE:
Nombre: Ing. Fernando Pérez
Cargo: Ingeniero Jefe
Dirección: Calle Santa Rosa. Entre Avdas. Libertador y
Andrés Bello. Centro de Operaciones Santa Rosa.
Caracas-Venezuela
Teléfono: (58)(212) 597-42-85
Fax: (58)(212) 597-42-85
E-Mail: [email protected]
Una vez implantado el proyecto completo, se
podrán apreciar mejoras sustanciales en los
indicadores de efectividad y en el porcentaje
de recaudación de la Empresa, se verán
disminuidos los esfuerzos actuales en
detección de Pérdidas No Técnicas y los
recursos podrán ser redireccionados haciendo
mayor hincapié en la intervención de las Zonas
afectadas.
Finalmente, el hecho de contar para este
proyecto
con
la
Relación
ClienteTransformador de toda la Zona Metropolitana
de Caracas, permitirá una serie de beneficios
adicionales tales como, conocer a priori los
clientes que van a ser impactados por una
parada programada o que están siendo
afectados por una falla, posibilidad de dar
información inmediata y con mayor precisión
al cliente que hace un reclamo por teléfono,
realizar simulaciones de fallas para estudiar la
energía perdida y el impacto en los clientes y
la identificación de las fallas grupales evitando
la generación de reclamos duplicados con
asignación innecesaria de recursos.
INTRODUCCIÓN
OBJETIVOS
En los últimos tiempos, la C.A. La
Electricidad de Caracas se ha enfocado de
lleno en la recuperación de energía en todas
las áreas ya que las pérdidas como tales,
impactan no solo económicamente, sino
también en la calidad del servicio eléctrico
suministrado.
1.
2.
A través de los años, se ha estudiado el
comportamiento de las Pérdidas de Energía,
detectándose que el mayor porcentaje de
éstas corresponde a las No Técnicas, es decir,
pérdidas producidas, entre otras razones, por
hurtos de energía a través de conexiones
ilegales y/o manipulaciones de medidores,
que se han tratado de erradicar a través de
intensas campañas de detección y
prevención.
3.
4.
5.
Como una manera de contribuir en esta línea
de trabajo, surgió este proyecto denominado
“Zonas de Control para la Reducción de
Pérdidas
No-Técnicas
en la Zona
Metropolitana de Caracas”, donde la idea es
disminuir los grandes esfuerzos que se
realizan actualmente en la parte de detección,
mediante el suministro de información
precisa y confiable del lugar o lugares que
realmente están influyendo en las Pérdidas,
sin necesidad de hacer grandes campañas en
campo barriendo zonas para ver donde están.
En términos concretos, se pretende tener una
serie de lugares denominados Zonas de
Control que permitan tener una visión precisa
del problema y atacarlo oportunamente.
Establecer con precisión las áreas y
lugares donde exista mayor incidencia de
Pérdidas no Técnicas en el Sistema de
Distribución
de
toda
la
Zona
Metropolitana de Caracas, así como los
mecanismos para controlarlas.
Lograr el monitoreo constante en el
tiempo de la relación Kwh entregados vs.
Kwh facturados en los circuitos de
Distribución
de
toda
la
Zona
Metropolitana de Caracas.
Disparar las alarmas correspondientes de
una manera oportuna y que permita
tomar las acciones necesarias para su
localización y solución.
Incrementar la recaudación de la
Empresa a través de la recuperación de
energía.
Disponer en línea de la Relación ClienteTransformador para toda la Zona
Metropolitana de Caracas y garantizar su
actualización en el tiempo.
ESTRATEGIA
Para lograr el alcance de los objetivos
propuestos se generaron cinco (5) procesos:
a. Levantamiento de la Relación ClienteTransformador en toda la Zona
Metropolitana de Caracas.
b. Elaboración de la metodología para
determinar cuáles son las áreas con mayor
índice de Pérdidas no Técnicas en toda la
Zona Metropolitana de Caracas.
c. Procura y puesta a punto de los Equipos
de Medición requeridos. Mantenimiento
de la Información levantada.
e. Desarrollo y/o adaptación de las
aplicaciones necesarias para el soporte de
los cuatro (4) procesos anteriores.
El proyecto en sí consta de cinco partes que
corresponden a procesos considerados como
necesarios para lograr el alcance de los
objetivos. Se hará una breve explicación
acerca de cada uno de ellos, haciendo
especial hincapié en el Levantamiento de la
Relación Cliente-Transformador, puesto que
su importancia contempla otros aspectos y
beneficios que van más allá de los que se
obtienen con los balances de energía como
tales.
A continuación se procederá a explicar cada
uno de estos procesos:
2
a. Levantamiento de la Relación ClienteTransformador en toda la Zona
Metropolitana de Caracas.
etapa llevada a cabo durante el 2004, se
realizó de forma manual mediante el llenado
de planillas pre-diseñadas que, luego de ser
transcritas, pasaron por un proceso de
depuración (también manual) donde entre,
otras cosas, se validaron los números de
placa de los puntos de transformación y la
ubicación de los mismos según la base de
datos contenida en el Sistema Integrado de
Mantenimiento de la Información de los
Planos (SIMIP) de la C.A. Electricidad de
Caracas.
Para llevar a cabo el Levantamiento de la
Relación Cliente-Transformador, se trabajó
conjuntamente con el Laboratorio de
Luminotecnia de la Electricidad de Caracas
en la elaboración de módulos electrónicos
que permitieran identificar los medidores que
están asociados a cada punto de
transformación.
a) Módulo Emisor
Además de esta depuración, se ha contado
con el apoyo de la unidad Información
Geográfica de la Electricidad de Caracas para
validar el status de los medidores levantados
contra la plataforma de gestión comercial
CCS (existencia del número, distancia entre
el medidor y el punto de transformación que
lo alimenta, existencia del suministro, etc).
b) Módulo Receptor
Figura 1: Módulos electrónicos para levantar la
Relación Cliente-Transformador a través de las líneas
de baja tensión
Bajo el formato manual ya mencionado,
durante el 2004 se logró recolectar la
información del 28% de los medidores
existentes en la base de datos comercial
(218.156 clientes); los cuales, están siendo
alimentados por el 44% de los
transformadores de la Zona Metropolitana de
Caracas. Adicionalmente, como un valor
agregado, el equipo de trabajo logró detectar
en campo durante este proceso, la presencia
de 61.331 clientes conectados de forma ilegal
para sumar un total de 279.587 clientes
levantados, es decir que la proporción entre
clientes legales e ilegales arrojó una relación
de 78% - 22%. Estas conexiones ilegales
representaron a su vez un potencial de
recuperación anual de 198GWh; lo cual, se
traduce en aproximadamente 23.760 millones
de bolívares (11,05 millones de dólares)
El procedimiento como tal, consiste en
colocar un módulo emisor en la salida de
baja tensión del punto de transformación,
para enviar una señal que viaja a través de las
líneas y que es leída con un módulo receptor;
el cual, se va ubicando en cada medidor,
captura dicha señal y permite registrar cual es
realmente el transformador que está
alimentando al cliente.
a) Módulo Emisor
b) Módulo Receptor
Aparte de la detección de las conexiones
ilegales
asociadas
al
punto
de
transformación, durante la realización del
Levantamiento de la Relación ClienteTransformador se ha obtenido información
de campo que ha permitido actualizar otras
bases de datos diferentes dentro de la
Figura 2: Instalación y utilización de módulos
electrónicos levantar la Relación ClienteTransformador
Con la instalación de los módulos
mencionados, se da inicio al levantamiento
de la información en campo. La primera
3
Electricidad de Caracas y se ha brindado
apoyo a diferentes unidades de la empresa
reportando los transformadores que se han
encontrado en vacío, los que permanecen
desconectados en Alta Tensión o con el
100% de sus conexiones en Baja Tensión
asociadas a clientes ilegales.
instante del levantamiento en terreno, ya que
el software contiene parte importante de las
bases de datos de transformadores (SIMIP) y
la comercial (CCS).
Durante un poco menos de dos meses de
levantamientos automatizados realizados en
el 2005, ya se logró recolectar información
equivalente al 55% de lo hecho durante todo
el 2004 por el equipo de trabajo, es decir,
120.182 clientes; lo cual, da una idea
bastante buena acerca del impacto que ha
producido la automatización del proceso de
recolección de data en campo (a un ritmo
similar se logrará hacer en cuatro meses lo
que tomó un año hacer en forma manual).
Es de hacer notar que durante el 2004 fueron
detectados y reportados 142 transformadores
en vacío, 18 desconectados en Alta tensión y
146 con el 100% de los clientes conectados
en forma ilegal.
Debido a la gran cantidad de información
manejada en el proceso de levantamiento
manual que se desarrolló en el 2004 y a lo
engorroso del proceso de transcripción y
depuración, se decidió desarrollar un
software; el cual, fue instalado en
computadoras de bolsillo PDA (Personal
Digital Assistant), con la idea de automatizar
lo más posible el proceso de levantamiento
de la información y eliminar la transcripción
manual de los datos.
Sumando los resultados del 2004 con los del
2005, ya se tiene un 41% del total de clientes
de la base de datos comercial de la
Electricidad de Caracas relacionados con los
transformadores que los alimentan (52% del
universo), es decir, 410.626 clientes, de los
cuales, se detectó que el 22,5% se encuentran
en situación ilegal y para este mismo año
2005, se tendrá el levantamiento completo de
toda la Zona Metropolitana de Caracas y se
iniciará a su vez el de las Zonas foráneas
(Vargas, Los Teques, Guarenas, Guatire y
San Felipe).
Figura 4: Equipo utilizado (PDA)
Figura 3: Pantallas del Software para Levantamiento
de la Relación Cliente-Transformador
En este caso, las diversas validaciones
explicadas anteriormente y que eran hechas
en la oficina al culminar el arduo proceso de
transcripción, son realizadas al propio
4
Adicionalmente, se está haciendo uso de
algunos equipos existentes en la red (por
ejemplo reconectadores) y de mediciones ya
realizadas en cargas concentradas, como
información complementaria para definir las
Zonas de Control en cada circuito. Los
reconectadores de por sí, ya constituyen una
de estas Zona que es aprovechada y
complementada con otras dentro del mismo
circuito, pues estos equipos tienen la
particularidad de poder suministrar la
información de la energía que pasa a través
de ellos.
b. Elaboración de la metodología para
determinar las áreas con mayor índice
de Pérdidas no Técnicas en toda la
Zona Metropolitana de Caracas.
Una vez que se dispone de los clientes
asociados a cada transformador, ya se tiene
buena parte de la data necesaria para la
realización de los balances de energía, pues
ya se pueden conocer con exactitud los
consumos y la facturación por cada uno de
los equipos del circuito de distribución.
El primer paso de la metodología es
identificar con precisión los circuitos que
realmente están impactando en las Pérdidas
No Técnicas, tomando balances macro como
punto de partida, es decir, KWh totales
entregados por el circuito (medidos desde la
subestación) vs. KWh leídos en todos los
medidores asociados a los transformadores
del circuito, para después estratificarlos por
sectores o Zonas dentro del mismo circuito y
llegar a los lugares de mayor incidencia en
pérdidas de energía invirtiendo el menor
esfuerzo posible, con el fin de controlarlas y
mantenerlas dentro de los valores aceptables.
Estos sectores son los que han sido
denominados Zonas de Control.
En la Electricidad de Caracas se tienen
instalados en la red 115 equipos de este tipo
que ya están aptos para suministrar la data
mencionada y ya se están realizando los
balances de energía correspondientes, en
aquellas Zonas donde el levantamiento de la
Relación Cliente-Transformador ya está
completo.
Para
perfeccionar
la
metodología,
actualmente se están evaluando diversas
estrategias en un plan piloto que incluye tres
(3) circuitos de distribución (Rincón A2,
Rincón A4 y Granada A1).
A través de dicho plan piloto, también se
están ajustando los criterios y las ecuaciones
para determinar si se interviene o no un
sector tomando en cuenta, entre otras cosas,
los porcentajes de Pérdidas Técnicas del
circuito en particular y la precisión de los
equipos a utilizar. Cabe destacar, que
también están siendo instalados equipos que
permitirán tener la información precisa
acerca de la influencia del alumbrado público
en las pérdidas de la Zona de Control ya
definida.
Además, como complemento de esta
metodología, se están desarrollando balances
teóricos por punto de transformación
utilizando la información de los clientes
asociados a cada uno de ellos y el tipo de
servicio. De este modo, lo que se pretende es
minimizar las salidas a campo para obtener la
Figura 5: Zonas de Control en Circuito de
Distribución
5
energía
entregada
por
dichos
transformadores, haciendo en su lugar
aproximaciones teóricas basadas en curvas
patrón que fueron obtenidas a través de
muestras representativas y clasificadas según
el tipo de servicio.
La idea principal, o punto de partida, es
contar
con
medidores
electrónicos
resguardados dentro de cajas y comunicados
a distancia. La diferencia entre uno y otro
esquema viene dada por el tipo de red (aérea
subterránea) y por la manera de tomar el
voltaje y la corriente del punto escogido. A
continuación se muestran varios de los
equipos seleccionados.
Finalmente, se pretende comparar las curvas
teóricas de los transformadores con la curva
real de energía entregada por el circuito para,
de este modo, encontrar aquellos cuyo
comportamiento se desvía de la realidad
suministrada por el circuito y focalizar allí la
intervención de la Zona de Control.
c. Procura y puesta a punto de los
Equipos de Medición que se requieran.
Figura 7
Para poder realizar las mediciones de energía
en los puntos entre los cuales se define
alguna Zona de Control, es necesario contar
con equipos de medición apropiados. Por
ende, este proceso ha consistido en
identificar, probar e implantar los equipos de
medición necesarios para hacer los balances
de energía en las Zonas de Control. Esto
involucra, tanto equipos de media tensión
para colocarlos en los circuitos de
distribución, como equipos de baja tensión
para ubicarlos en el alumbrado público.
Figura 8
Figura 9
El estudio no involucra nada más equipos
nuevos sino que también, tal y como se
mencionó en el punto anterior, se estudian
instalaciones ya existentes que puedan ser
aprovechadas de una vez, como por ejemplo,
reconectadores aislados en vacío.
Figura 10
Figura 11
Figura 7-11: Sensores de corriente para aplicación en
la red aérea y que se colocan en el aislador.
Figura 6: Reconectador Aislado en Vacío
c.1 Detalle de los equipos a colocar en
Media Tensión.
6
Figura 12
Figura 13
Figura 20: Medidor electrónico
Figura 14
Figura 21: Disposición de equipos dentro de la Caja
Figura 15
c.2 Detalle de los equipos a colocar en
Baja Tensión
Figura 16
En el alumbrado público se va a realizar el
balance de energía en cada caja con un
sistema de medición similar al mostrado en
Media Tensión, pero sin necesidad de la
estructura adicional, tal y como se muestra a
continuación:
Figura 12-16: Transformadores de corriente con
núcleo partido para aplicación en la red subterránea
Figura 17
Figura 18
Figura 22
Figura 23
Figura 19
Figura 17-19: Sensores de voltaje
Figura 24
Figura 22-24: Equipos de baja tensión a ubicar en el
alumbrado público
7
d. Mantenimiento de
levantada.
la
Información
Además de tener el soporte de toda la
información manejada en los levantamientos,
es necesario mantener esta data a través del
tiempo, considerando que el Sistema de
Distribución es muy dinámico. Es por ello
que se identificaron todos los procesos que
podían alterar la Relación ClienteTransformador y luego, en conjunto con las
diferentes unidades responsables dentro de la
Electricidad de Caracas, se diseñó el
procedimiento y la vía de actualización.
Figura 25: Software Balances de Energía
Por lo que respecta a las adaptaciones, ya se
cuenta con una interfaz gráfica a través del
Sistema de Información Geográfica para
Redes de Distribución (SIGRED), donde se
muestran los puntos de transformación
asociados a las parcelas que contienen los
medidores que este alimenta.
Según sea el área que ejecute un trabajo que
pueda alterar la data, la información viaja a
los equipos de personas que se encargan, en
primer lugar, de hacer las validaciones
necesarias en campo y sistema, para luego
realizar los cambios que sean necesarios en la
base de datos comercial de modo que esta
pueda mantenerse actualizada.
e. Desarrollo y/o adaptación de
aplicaciones necesarias.
las
Para el soporte de los cuatro (4) procesos
explicados anteriormente, fue necesario hacer
una serie de desarrollos y/o adaptaciones en
varias aplicaciones existentes en la empresa,
de manera tal que fuesen compatibles con los
nuevos procesos.
En cuanto a desarrollo, ya se mencionó en el
primer proceso la elaboración de un software
que facilita el Levantamiento de la Relación
Cliente-Transformador. Adicionalmente, se
está interactuando con otras unidades de la
Electricidad de Caracas en el desarrollo de un
programa que automatiza los balances de
energía, aprovechando las facilidades que
proveen las aplicaciones existentes en el área
de Información Geográfica. Actualmente,
con este software se están haciendo
estimaciones en pérdidas de energía de las 16
subestaciones que tienen completa la relación
Cliente-Trasformador.
Figura 26: SIGRED, Interfaz gráfica
En las unidades de Operación de la Red de
Distribución de la Electricidad de Caracas, se
adaptó el Sistema de Gestión de Eventos
(SGE), para el soporte de las modificaciones
en la red de Baja Tensión que reporten la
Cuadrillas de Reclamos y Averías. También
se hicieron cambios en el Sistema de
Operación de Distribución (SOD), para poder
visualizar el punto de transformación que
alimenta al cliente.
8
Figura 27: Sistema de Gestión de Eventos
Figura 29: Web Vicepresidencia de Distribución
Zona Metropolitana de Caracas
Por otro lado, el sistema SAP-CCS, fue
adaptado para presentar en línea la nueva
información disponible y que los operadores
telefónicos puedan brindar información con
mayor precisión a la hora que un suscriptor
llame para realizar algún reclamo de servicio.
BENEFICIOS ESPERADOS
Una vez implantado el proyecto por
completo, los indicadores de efectividad y el
porcentaje de recaudación de la empresa se
verán altamente beneficiados. Además, se
disminuirán los esfuerzos actuales en
detección de Pérdidas No Técnicas y los
recursos involucrados en ello pudieran
redireccionarse para hacer mayor hincapié en
la intervención, ya que se dispondrá de un
mecanismo de monitoreo constante de los
balances de energía (Kwh entregados vs.
Kwh facturados), tanto en forma macro
(circuito completo), como por Zonas
definidas previamente y que concentren altos
índices de pérdidas para que así, se pueda
tener control de una manera más directa (allí
el nombre de Zonas de Control).
Figura 28: Sistema SAP-CCS
Finalmente, a través de la Web de la
Vicepresidencia de Distribución de la Zona
Metropolitana de Caracas, se están
visualizando los reportes generados por las
distintas unidades que de uno u otro modo
modifican la data, para mostrar así los
diferentes cambios que se presenten en la red
de baja tensión y que pueden afectar la
Relación Cliente-Transformador.
Adicionalmente, el hecho de contar para este
proyecto con la Relación ClienteTransformador
de
toda
la
Zona
Metropolitana de Caracas, está permitiendo
tener una serie de beneficios adicionales tales
como, conocer a priori cuales son
exactamente los clientes que están siendo
impactados por una parada programada o que
son afectados por una falla, está dando la
posibilidad de brindar información inmediata
y con mayor precisión al cliente que hace un
reclamo, permite realizar simulaciones de
fallas para estudiar el impacto en los clientes,
9
la energía perdida y la identificación de las
fallas grupales, evitando la generación de
reclamos duplicados y la asignación
innecesaria de recursos, además que permite
el poder contar con una interfaz gráfica que
muestra los puntos de transformación y los
clientes asociados a cada uno de ellos.
Normalmente, se estila invertir gran cantidad
de recursos, tanto en sistemas de cerramiento
para evitar manipulación de terceros a los
medidores, como para hacer campañas en
campo donde se inspeccionen de forma
masiva las instalaciones; sin embargo, el
desgaste asociado a ambas políticas es muy
grande e involucra altas inversiones. La idea
que manejó este proyecto fue que, a través de
los diferentes procesos identificados y
mencionados a lo largo de este trabajo, se
pudiese tener información suficiente, con la
mínima cantidad de recursos en la calle, de
modo que el monitoreo pudiese ser constante
para atacar oportunamente las pérdidas
existentes, las reincidencias y las nuevas que
se vayan generando.
CONCLUSIONES
Para controlar y mantener los niveles de
Pérdidas No Técnicas dentro de valores
aceptables para el rendimiento de la empresa
y dentro de los estatutos que la Ley de
Servicio Eléctrico exige, se está utilizando
como estrategia una sectorización inicial para
luego identificar las Zonas que tienen mayor
influencia y que contribuyen de manera más
importante en el indicador. Al garantizar el
monitoreo constante de las mismas, se
pueden tomar oportunamente las acciones
que sean necesarias.
10