Estudio y montaje para cambio de redes en mal estado por redes

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Estudio y montaje para cambio de redes en
mal estado por redes preensambladas.
Hugo Fernando Ríos Caliman.
Ingeniería Eléctrica.
Universidad tecnológica de Pereira.
Pereira 08/02/2007
2
OBJETIVO GENERAL.
1- Desarrollar un trabajo de campo en donde se sustituyan la redes de
distribución que se encuentren en mal estado y con mayores índices de
pérdidas de energía, para escoger tres de estas redes y generar la
sustitución de estas por redes preensambladas.
3
OBJETIVOS ESPECÌFICOS.
1- Describir los aspectos que influyen en las redes de distribución para
estas tengan tan altos índices de pérdidas de energía.
2- Realizar un archivo fotográfico de redes de distribución que se
encuentren en mal estado en la ciudad de Pereira.
3- Hacer las mediciones para definir el porcentaje de perdidas de energía
de las redes fotografiadas.
4- Seleccionar tres redes de distribución con los datos antes obtenidos,
estas redes deben ser las que contengan los índices de pérdidas más
altos.
5- Recolectar información detallada del distribuidor de las redes
preensambladas.
6- Hacer un estudio de regulación de voltaje y corriente máxima por
conductor para generar la sustitución de las redes y cumplir con las normas
establecidas por la Empresa de Energía de Pereira.
7- Elaborar el estudio económico y de inversión necesario para el cambio
de redes de distribución abiertas, por redes de distribución
preensambladas.
8- Ejecutar el trabajo de campo donde se genere la sustitución de las
redes antiguas y en mal estado por las redes preensambladas de
distribución.
4
CONTENIDO.
PAG
- INTRODUCCION
6
1- PERDIDAS EN LOS SISTEMA DE ENERGIA DE COLOMBIA.
8
1.1- SISTEMAS DE DISTRIBUCION.
8
1.2- CIRCUITOS RURALES.
8
1.3- COMISION REGULADORA DE ENERGIA.
10
1.4- PERDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION.
11
1.5- PERDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION
DE PEREIRA.
12
- Asignación de responsabilidades.
14
- CAPITULO 2.
16
2- MODELAMIENTO Y CARACTERISTICAS DE LAS CARGAS.
17
2.1- SISTEMAS RADIALES.
17
2.2- DEFINICION DE LOS CIRCUITOS A CONSTRUIR.
18
- Transformador 587.
19
- Transformador 983.
23
- Transformador 756.
26
5
2.2.1- MEDICION DE PORCENTAJES DE PÈRDIDAS.
26
2.2.2- INFORMACION DEL DISTRIBUIDOR DE ACCESORIOS PARA REDES
PRE- ENSAMBLADAS.
35
2.2.3- DISEÑOS Y PLANOS.
42
2.2.4- ESTUDIO DE COSTOS Y VIALIDAD DE CONSTRUCCION.
49
2.2.5- CAMBIO DE RED ANTIGUA POR RED PRE-ENSAMBLADA.
54
3- CONCLUSIONES.
63
4- ANEXOS
64
6
FIGURAS.
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FIGURA 1
FIGURA 2
FIGURA 3
FIGURA 4
FIGURA 5
FIGURA 6
FIGURA 7
FIGURA 8
FIGURA 9
FIGURA 10
FIGURA 11
FIGURA 12
FIGURA 13
FIGURA 14
Pérdidas no técnicas.
Kit de retensión.
Montaje kit de retensión.
Suspensión.
Kit de suspensión.
Montaje suspensión.
Montaje suspensión.
Seccionador unipolar
Montaje de seccionadores.
Funcionamiento de seccionadores.
Conexiones seccionadores.
Transformador 983.
Transformador 756.
Transformador 587.
14
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34
35
35
35
36
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40
41
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45
7
TABLAS.
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TABLA 1.
TABLA 2.
TABLA 3
TABLA 4
TABLA 5
TABLA 6
TABLA 7
TABLA 8
TABLA 9
TABLA 10
TABLA 11
TABLA 12
Niveles de pérdidas.
Asignación de responsabilidades.
Transformador 587.
Transformador 756.
Transformador 983.
Características técnicas.
Diseño trafo 983.
Diseño trafo 756.
Diseño trafo 587.
Costos trafo 983
Costos trafo 756.
Costos trafo 587.
10
15
28
29
30
37
42
44
47
49
51
52
8
INTRODUCCION
Debido al alto costo de la energía y al alto nivel de pérdidas existentes en
los sistemas de distribución de energía eléctrica en el país, se han
desarrollado estudios específicos en algunas ciudades y departamentos
con el objeto de diagnosticar estos niveles de pérdidas, desagregándolos
en sus distintos componentes para elaborar un plan de inversiones óptimo
que reduzca estas pérdidas a niveles más adecuados.
Para evaluar las pérdidas de energía y potencia en cada uno de los
componentes de un sistema de distribución, es necesario conformar una
base de datos con la información detallada obtenida del levantamiento del
sistema y elaborar modelos matemáticos que representen el
funcionamiento de las redes, que permitan simular diferentes políticas de
reducción de pérdidas para obtener los planes de inversión
económicamente óptimos y que lleven al desarrollo de estrategias de
reducción apropiados para cada uno de estos componentes.
Las pérdidas en el sistema eléctrico de Pereira ha alcanzado niveles altos,
alrededor del 23.9% de la energía total comprada en noviembre del 2004,
siendo el componente principal de estas pérdidas las existentes en el
sistema de distribución de Pereira. Este diagnóstico es producto de los
datos obtenidos mensualmente en la empresa de energía de Pereira.
Debido a los altos porcentajes de pérdidas de energía que tiene la empresa
de Pereira, se generó un contrato en donde el objetivo primordial de este
es la disminución de estos porcentajes de pérdidas los cuales se
disminuirán con dos frentes de trabajo. Estos frentes de trabajo son el
cambio de redes de distribución que se encuentren en mal estado y tengan
un alto índice de pérdidas técnicas y no técnicas, siendo este punto el que
interesa y en el cual se basará la presentación de este proyecto de grado,
el segundo frente consiste en la adecuación o normalización de los
usuarios en donde se disminuirá el mayor porcentaje de pérdidas no
técnicas
9
CAPITULO 1
PERDIDAS EN LOS SISTEMAS DE ENERGIA DE COLOMBIA.
10
1. PERDIDAS EN LOS SISTEMA DE ENERGIA DE COLOMBIA.
En este primer capítulo se expondrá una breve reseña de las principales razones de las
pérdidas de energía en los sistemas de subtrasmicion y distribución de Colombia y
Pereira, y como influyen en el factor económico de las empresas comercializadoras de
energía. En donde estas pérdidas son muy altas en comparación con las pérdidas
subsidiadas por la comisión de regulación de energía (CREG).
1.1
SISTEMAS DE DISTRIBUCION.
Los sistemas de distribución son aquellos que incluyen los transformadores de
distribución y circuitos secundarios, inclusive alumbrado publico y acometidas de los
usuarios.
El voltaje de distribución primaria debe ser: 13.2 / 7.62 kV, configuración estrella con
neutro sólido a tierra.
Los voltajes de distribución secundaria para redes urbanas o rurales, deben ser:
•
•
•
Monofásica con punto central a tierra: 240-120 V.
Trifásica, con neutro a tierra: 208/120 V.
Para sistemas industriales que requieran un transformador propio se
recomiendan: Trifásico 480/277 V, Trifásico 480/240 V(devanado secundario
partido).
Los voltajes nominales antes definidos corresponden a las tensiones secundarias de los
transformadores, en condiciones de vació, cuando se aplica la frecuencia y tensión
nominal en el primario.
1.2
CIRCUITOS RURALES.
Son aquellos que se extienden fuera de los núcleos urbanos para la alimentación
exclusiva de cargas rurales, pequeños conglomerados, y de instalaciones industriales
localizadas fuera del perímetro urbano. Los circuitos rurales pueden funcionar a voltajes
de subtransmisión e incluyen los circuitos primarios, transformadores de distribución,
circuitos secundarios y acometidas a los usuarios.
11
1.3 COMISION REGULADORA DE ENERGIA (CREG)
La Comisión Reguladora de Energía y Gas, es la entidad Colombiana encargada de los
manejos de la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía, en
donde se establecen las leyes para que haya equidad entre las diferentes empresas
comercializadoras del país.
La Comisión reguladora de energía y gas (CREG) ha establecido un porcentaje de
pérdida ,las cuales subsidiara a cada comercializador del país. Para generar incentivos
a las comercializadoras que se mantengan en estos porcentajes admitidos por la
comisión.
Los porcentajes de pérdidas admitidos por la CREG son valores lejanos con respecto a
los porcentajes de pérdidas de las comercializadoras de Colombia, debido a esto las
comercializadoras de energía de Colombia tienen grandes problemas en el sector
económico por el porcentaje de mas que manejan en sus diferentes sectores urbanos y
rurales.
Los niveles de pérdidas subsidiados por la CREG son:
PRI,O
PRII,O
PRIII,O
PRIV,O
14.75%
7.10%
5.06%
3.53%
TABLA 1
PRI,t = Fracción reconocida de pérdidas.
Las pérdidas técnicas pueden ser determinadas a través de un estudio de ingeniería, y
puede requerir suposiciones en lo que se refiere a carga del circuito, perfiles de carga,
y factores de carga. En el tema de las pérdidas de energía debe considerarse tanto
aquellas que son asignadas a los distribuidores como aquellas que se consideran
responsabilidad de lo comercializadores. Estos son los puntos en discusión en la
división de pérdidas:
♦ Qué porcentaje de pérdidas se acepta para el cálculo de los peajes de distribución.
♦ Qué porcentaje adicional de pérdidas se reconoce a los comercializadores, con fines
tarifarios.
La CREG se ha pronunciado sobre los primeros, considerando que se puede utilizar un
porcentaje y distribución únicos en el país.
En forma muy general, se puede considerar tres elementos de análisis en lo referente a
las pérdidas de energía eléctrica, sin tener en cuenta la distribución de
responsabilidades:
12
1. Las llamadas pérdidas técnicas, que dependen de la configuración o topología de
la red, de la inversión o reposición de la red.
2. Una parte de las pérdidas no técnicas, las cuales están asociadas con la gestión de
las empresas, especialmente en las actividades de medición, facturación e inversión.
3. Una parte de las pérdidas no técnicas, la cual depende de energía consumida de
difícil recuperación, debido a las condiciones socioeconómicas y del entorno de los
usuarios involucrados.
Para llegar a un valor adecuado de pérdidas alcanzables se debe partir de relacionar
tipos de pérdidas a ciertas condiciones explicativas de las mismas. Esto es, partiendo
del supuesto de que se pueda identificar todas las variables explicativas de los
fenómenos de todo tipo de pérdidas, entonces se puede encontrar los coeficientes de
las relaciones. Con ello se sabrá el efecto de cada una de las medidas que tomen en el
porcentaje de pérdidas, lo que a su vez permite conocer a que punto se puede llegar
desde el estado actual, y sobre que variables controlables se pueden establecer un
sistema de incentivos.
La CREG en un estudio hecho sobre pérdidas en el sistema interconectado nacional, ha
dado razones por las cuales no sucede un mejoramiento continuo en los niveles de
pérdidas, estas razones son las siguientes:
• Carencia de una gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas.
• Deterioro de la situación económica: incremento de barrios subnormales, robos de
energía y zonas de orden publico.
• Disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales, para
invertir en planes que permitan disminuir pérdidas.
• Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas
que debe realizar la empresa.
• Diferencias culturales en algunas zonas que limitan los resultados en la reducción de
las pérdidas (no pago, no cobro coactivo efectivo).
Estas razones del no-mejoramiento en los niveles de pérdidas llevan a que el
distribuidor tenga problemas, esto implica un menor ingreso para remunerar el nivel de
inversión, es decir, menor rentabilidad para el distribuidor.
La propuesta de la CREG busca definir el nivel de pérdidas de energía eléctrica para los
negocios de distribución y comercialización en Colombia para incorporarlas en la
metodología de cálculo del costo unitario de prestación del servicio y del cargo de
distribución del siguiente periodo tarifario.
El nivel óptimo, es aquel que las empresas deben recuperar de sus clientes a partir de
mayores costos por pérdidas técnicas y el aumento en los costos de capital para su
control y el incremento en los costos de auditoria y mejoramiento de prácticas
administrativas y la reducción de los costos de energía perdida.
Con la aplicación del criterio de eficiencia en pérdidas, la CREG considera posible
alcanzar los siguientes objetivos:
•
•
•
Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas óptimo,
teniendo en cuenta las características de la red existente.
Reconocer la existencia de diferencias de pérdidas por efectos topológicos entre
redes urbanas y rurales.
Reconocer que la estructura de costos existe un nivel de pérdidas no-técnicas
económicamente no gestionables.
•
•
•
•
13
No trasladar al usuario los costos asociados con las ineficiencias de las
empresas.
Establecer un nivel de pérdidas que permita dar señales de eficiencia a estas. A
través de esta señal, estas empresas pueden definir la estrategia para maximizar
su rentabilidad.
Asignar responsabilidades tanto al distribuidor como al comercializador sobre la
gestión y control de las pérdidas.
Establecer criterios para el tratamiento de pérdidas por encima del nivel de
eficiencia.
Se reconoce que es necesario como criterio de eficiencia separar las pérdidas
relacionadas con las características topológicas de las redes y las que se deben a la
gestión empresarial.
Igualmente, dadas las diferencias existentes en la topología de la red y la composición
de la demanda entre áreas urbanas y rurales, se propone diferenciar las perdidas
técnicas urbanas y rurales.
1.4 PERDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION.
Las pérdidas en el Sistema de transmisión nacional (STN) están por debajo de los
niveles óptimos de una perspectiva económica de pérdidas. El Sistema de transmisión
nacional (STN) es una red diseñada para la fiabilidad en el caso de una contingencia, y
esta planificada y diseñada para el manejo efectivo de pérdidas. El Sistema de
transmisión nacional (STN) constituye una porción pequeña de las pérdidas totales, y
por consiguiente el foco de pequeñas perdidas en el sistema de transmisión regional y
de distribución. La información en el sistema de distribución a este tiempo es
insuficiente para determinar las pérdidas de la línea. Las pérdidas en el sistema de
distribución están implícitas de pérdidas técnicas , lo cuál resulta de la carga eléctrica
del sistema de distribución, y las pérdidas no técnicas, lo cuál resulta de ineficiencias
administrativas , prácticas comerciales y otros.
Colombia experimenta niveles altos de ambas, pérdidas técnicas y no técnicas en su
sistema de distribución cuando es comparada con otras jurisdicciones como en
Norteamérica y las experiencias similares de los niveles de pérdidas para el este
europeo.
El cargo por uso del sistema de transmisión nacional y el sistema de distribución son
cargos integrados para cada nivel de voltaje. Estos cargos se calculan dividiendo las
expensas acumuladas por la energía útil en cada nivel de voltaje. La medida de
energía útil es propia de la energía disponible menos pérdidas de energía en el sistema
de distribución. Las pérdidas de energía se colocaron en la resolución 031/1997 para
detalles, y en la resolución 099/1997 para operaciones de distribución. Las pérdidas de
energía para operaciones de distribución fueron determinadas en 1.5 % para el Nivel 4,
3.0% para el Nivel 3, 5.0 % para nivel 2 y 15 % para nivel 1 cuando la Resolución fue
hecha. Anteriormente, los cargos estaban siendo desarrollados para entrar a regir a
partir del 2003. Es por consiguiente necesario determinar técnicamente niveles
eficientes de pérdidas en los sistemas de transmisión y de distribución en Colombia. El
objetivo final es capturar, a través de una nueva metodología para calcular cargos, un
nivel apropiado de pérdidas para las cuales el transporte o distribución debería ser
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compensado. El transporte o distribución entonces sería responsable de pérdidas
por encima de este nivel eficiente.
1.5 PERDIDAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE PEREIRA
Las pérdidas en el sistema de distribución de Pereira se dividen también en las dos
componentes que se explicaron antes.
Las pérdidas técnicas son asociadas con el calor generado en los conductores,
transformadores y equipo eléctrico. Estas pérdidas suelen ser llamadas como pérdidas
de cobre, pérdidas de fondo, etc.
Las pérdidas técnicas pueden ser determinadas a través de un estudio de ingeniería, y
puede requerir suposiciones en lo que se refiere a carga del circuito, perfiles de carga,
y factores de carga. La exactitud en la determinación de pérdidas técnicas es una
función de la calidad del sistema de datos técnicos, y la exactitud de las suposiciones
diversas. Las pérdidas no técnicas pueden clasificarse como:
•
•
•
•
•
Pérdidas por conexiones ilegales.
Pérdidas por fraude.
Pérdidas por fallas de los contadores.
Pérdidas por fallas en las mediciones de los contadores.
Pérdidas por ineficiencia humana.
Pérdidas técnicas: Representan la energía que se pierde durante la transmisión dentro
de la red y la distribución como consecuencia de un recalentamiento natural de los
conductores que transportan la electricidad desde las plantas generadoras a los
consumidores. Este tipo de pérdidas es normal en cualquier distribuidora de energía y
no pueden ser eliminadas totalmente; solo pueden reducirse a través del mejoramiento
de la red.
Las pérdidas técnicas son las que emergen del fenómeno físico de la transmisión de
energía a través de las redes y responde a estándares en función del estado de
conservación y de vida útil del equipamiento.
Pérdidas no técnicas: Representan el resto de las pérdidas de electricidad y son
ocasionadas por el hurto de electricidad y errores técnicos y administrativos.
Las perdidas no técnicas son las que se producen por energía consumida y no
facturada sustraída ilegalmente de las redes: “enganches” o “colgaduras”, manipulación
de mediciones y otras acciones punibles.
En el caso de las pérdidas no técnicas, se determinó la responsabilidad entre dos tipos
de agentes, siendo estos los que tiene mas porcentaje en la figura
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P é rd ida s N o Téc nic as
6%
11 %
2 5%
25 %
33 %
C o n e xio n e s Ile g a le s
Zo n a s R o ja s
F ra u d e
F a lla s e n c o n ta d o re s
F a lla s a d m in is tra tiva s
PÈRDIDAS NO TÉCNICA
FIGURA 1
En la figura mostrada como antes se explico los agentes mas influyentes en las
perdidas de energía son el fraude o robo de energía con un porcentaje del 33% y las
conexiones ilegales con un porcentaje del 25%. Además Como se muestra en la figura
1, hay otros agentes que influyen en estas pérdidas como lo son las zonas rojas con un
porcentaje del 11%, las fallas en contadores con un porcentaje del 6% y las fallas
administrativas
Al reconocer pérdidas por zonas, se presentas diferencias fundamentales en los
sistemas eléctricos. Los dos principales factores que influencian las pérdidas en el
sistema de distribución son:
a- El diseño del sistema (nivel de voltaje, tamaño de los conductores, estándares
de construcción).
b- La densidad (urbano vs. Rural).
Esto implica que el criterio del regulador es que todas las pérdidas que ocurren en el
sistema se pueden reducir si son asignadas adecuadamente entre los agentes.
Asignación de responsabilidades.
Las pérdidas técnicas deben ser responsabilidad del operador de red (OR), en razón a
que este opera el sistema de distribución, situación en la cual el comercializador no
tiene ninguna injerencia.
En cuanto a las pérdidas no-técnicas, se recomienda que las conexiones ilegales sean
responsabilidad del distribuidor y las debidas al fraude, fallas en administración y
medición sean responsabilidad del comercializador. Definida de esta manera la
asignación de responsabilidades, se utilizará al mismo nivel de pérdidas para todos los
comercializadores para ser referidos al sistema de transmisión nacional (STN).
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CONCEPTO
Perdidas técnicas
Conexiones ilegales
Responsabilidad
del distribuidor
Responsabilidad
del distribuidor
Fraude
Responsabilidad del
comercializador
Responsabilidad del
comercializador
Responsabilidad del
comercializador
Fallas de administración
Fallas de medición
ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDADES
TABLA 2
Conexiones ilegales: Las conexiones ilegales de este tipo normalmente son realizadas
en la red de distribución y es el OR el que debe verificar que cada usuario que se
conecte cumpla con los requisitos de conexión.
Fraude: Considerando que la gestión del fraude a cada usuario, y la relación con este
es responsabilidad del comercializador, se asigna la responsabilidad por estas pérdidas
a este último.
Zonas Rojas: Las pérdidas originadas por condiciones socioeconómicas relacionadas
con el orden público, dando a entender que esta forma de pérdidas no se da sino en
unas partes del país por presencia de grupos al margen de la ley.
Fallas en administración y medida: Se adjudican al comercializador, ya que el
proceso de lectura, facturación y cobro son responsabilidad de éste.
Los altos porcentajes de pérdidas eléctricas en el sistema de distribución de Pereira
vienen de muchos años atrás por diferentes razones, entre otras las siguientes:
•
•
•
•
•
Carencia de gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas.
Deterioro de la situación económica: incremento de barrios subnormales, robos de
energía y zonas de orden publico.
Disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales, para
invertir en planes que permitan disminuir las pérdidas.
Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas
que debe realizar la empresa.
Diferencias culturales que en algunas zonas limitan los resultados en la reducción
de las pérdidas (no pago, no cobro activo efectivo).
17
CAPITULO 2
REDES PREENSAMBLADAS
18
En esta parte del proyecto se mostrara el estudio practico de los circuitos de distribución
de Pereira, en donde se escogerán unos circuitos para su estudio económico y de
viabilidad para determinar si el cambio de la red antigua por red pre-ensamblada es
factible o no lo es.
2. MODELAMIENTO Y CARACTERISTICAS DE LAS CARGAS..
Las principales características de las cargas en un sistema de distribución, requeridas
para el cálculo de pérdidas en los diferentes elementos son: la demanda máxima por
usuario, la demanda máxima diversificada por transformador, la demanda máxima
diversificada por tramo de alimentador secundario, los factores de carga de los
diferentes tipos de carga, los factores de coincidencia de las cargas pico, las
características de las curvas de duración de carga y los factores de potencia.
La determinación de todas estas características se basaron en una investigación de
censos de carga, mediciones de carga pico en los alimentadores y en los
transformadores y mediciones de registro de curva de carga para diferentes tipos de
usuario durante periodos de tiempo determinado.
2.1
SISTEMAS RADIALES.
La red eléctrica une la fuente de energía con los usuarios, las cargas y la red eléctrica.
En su forma mas simple e intuitiva es una red de tipo arborescentes, radial pura, cuya
raíz es la fuente y cuyas hojas son los usuarios
Una red de este tipo tiene una ventaja que frecuentemente no se aprecia lo suficiente,
es esencialmente simple, no se requiere documentación para el montaje de la misma, la
operación es intuitiva, y no hay posibilidad de errores ligados a la estructura de la red.
El tamaño de los conductores puede decrecer a medida que en el camino a la última
carga estas van quedando atrás. El esquema de una única línea comparado con el
radial simple tiene sentido mientras el tamaño de los conductores en la única línea
pueda ser mínimo, en caso que así no sea la única línea no presenta ventajas respecto
del esquema radial simple, con una fase y un neutro a cada carga.
Las redes de distribución, tanto de baja, como de media tensión, de uso público como
internas de fábricas, pueden desarrollarse con esquemas radiales, o anillos que
trabajan abiertos.
Las redes de transmisión en cambio, donde la interconexión resulta indispensable para
la operación segura y económica se hacen mayadas, enfrentando los problemas que
surgen de esta estructura compleja.
En algunos casos que pueden juzgarse excepcionales se han desarrollado sistemas de
distribución de baja o media tensión mayados (network) o en anillo (banking), debiendo
aceptar las complicaciones que ello implica.
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En media tensión la red industrial puede ser radial simple cuando soporta una
interrupción que puede ser poco probable, cuando no el esquema es radial doble.
La red publica utiliza esquemas radiales simples mientras las cargas son modestas,
cuando el área servida es de mayor importancia el esquema se hace anillado,
trabajando en forma radial, solo excepcionalmente se avanza haciéndolo trabajar
cerrado, las complicaciones entonces son grandes.
Difícilmente una industria posee un red de alta tensión compleja, esto solo se da en
industrias muy grandes (acerías por ejemplo), a lo sumo se observan dos o tres centros
de alta tensión desde donde se derivan distribuciones de media tensión o se conectan
eventuales generadores, los centros de alta tensión se unen a la red publica en forma
radial o formando anillo que trabaja cerrado en ambos extremos.
La red de alta y muy alta tensión tiene siempre estructura de red mayada, de la que se
desprenden estructuras arborescentes, radiales, que con el tiempo (al desarrollarse el
área) se convierten en nuevas mallas, a su vez al superponerse a una red de alta
tensión otra mayor, la de menor tensión reduce su función de transporte a distribución, y
entonces frecuentemente pierde su estructura mayada y se hace (nuevamente) radial.
2.2 DEFINICION DE LOS CIRCUITOS A CONSTRUIR.
Con todo lo anteriormente explicado se demuestra que los circuitos de baja tensión o de
distribución en Pereira son circuitos radiales puros, debido a que cuenta con todas las
características que se comentan en el párrafo anterior, además todos los circuitos de
Pereira o en su gran mayoría se encuentran en un muy mal estado, además muy viejas
y con muchos empalmes mal hechos debido al poco mantenimiento que se le ha hecho
a estos circuitos en toda su vida útil, todo esto conlleva a que estos circuitos de baja
tensión contengan altos índices de pérdidas de energía. Las pérdidas no técnicas o
pérdidas negras en los circuitos de distribución están altamente ligadas con las pérdidas
técnicas, ya que con las redes de distribución en tal mal estado los usuarios o abonados
de los circuitos pueden tener acceso a estos y pueden manipularlos llevando a esto que
los abonados infrinjan la ley y aumenten el índice de las pérdidas no técnicas.
Siguiendo los objetivos específicos que se escogieron para este proyecto de grado, a
continuación se escogerán tres circuitos de distribución en mal estado, viejos y con sus
líneas sulfatadas, Después de hacer un recorrido por la ciudad con diferentes
ingenieros se llego a la conclusión que la gran mayoría de las redes de distribución de
Pereira se encuentran con las características antes mencionadas, debido a esto se
escogieron tres circuitos de distribución los cuales son 587 circuito que se encuentra
ubicado en el barrio Kennedy con dirección CR 10A # 6E-98,con un transformador de
capacidad 100 kVA en regular estado, el circuito 983 ubicado en el barrio Chico
Restrepo con dirección CL 12E # 13E-65, con un transformador de capacidad de 112.5
kVA en buen estado y el circuito 756 ubicado en el barrio Kennedy con dirección cr. 10
# 9E-39, con un transformador de capacidad de 75 kVA monofásico en buen estado.
A continuación mostraremos el estudio fotográfico para sustentar la decisión de escoger
estos tres circuitos:
20
TRANSFORMADOR 587
Foto 1
En esta primera foto lo que se quiere mostrar es el estado en que se encuentra la red
de baja tensión de este circuito, se puede ver que las fases están en mal estado y su
distribución no es la mejor ya que debería ser una distribución uniforme y con igual
separación entre líneas.
21
FOTO 2
En esta foto lo que se quiere mostrar es el estado de las líneas de distribución y las
acometidas. En esta foto se puede ver también que la parte visual de la línea no es la
mejor como presentación de esta.
FOTO 3
En esta foto se puede ver que las líneas de distribución se encuentran destempladas y
pasando por las ventanas de los usuarios problema que no debe pasar según norma de
la empresa de energía de Pereira.
22
FOTO 4
En esta foto se puede ver el estado tan deplorable de este transformador, también se
puede ver que la alimentación de la red de distribución del trafo no es la optima para el
trabajo y la seguridad que representa esta bajante.
TRANSFORMADOR 983
FOTO 5
23
FOTO 6
En las dos fotos anteriores se quiere mostrar el mal estado del transformador, el mal
estado de las bajantes de alimentación de la red de distribución y la mala distribución de
la red con respecto a distancias entre líneas.
FOTO 7
En esta foto se quiere mostrar como en la foto 3 que las líneas están pasando por las
ventanas y también mostrar lo mucho que están destempladas.
24
FOTO 8
En esta foto se muestra la mala distribución horizontal de las líneas de alimentación.
FOTO 9
En esta foto se muestra la manera como pasan el circuito de distribución por partes
como esta el techo de esta casa que no están permitidas por la norma de la empresa de
energía de Pereira, también debido a esto se daña la distribución horizontal del circuito.
25
FOTO 10
En esta foto se muestra la mala distribución horizontal del circuito, el paso por el frente
los ventanales de los usuarios y también se puede ver el mal estado de las líneas de
este circuito.
TRANSFORMADOR 756
FOTO 11
En esta foto se muestra el transformador que se va a intervenir con la red preensamblada.
26
FOTO 12
En esta foto se muestra la conexión de las acometidas a la red de distribución que no
es la mejor y se muestra que la red se encuentra en ciertas partes pelada y esto
también genera perdidas de energía.
FOTO 13
En esta se muestra la mala distribución horizontal de las líneas de distribución y las
malas conexiones de las acometidas de los usuarios.
27
FOTO 14
En esta foto se muestra la contaminación visual que se tiene con la red abierta y en
disposición horizontal.
FOTO 15
28
Como se puede ver en las fotos antes mostradas las redes se encuentran en un estado
deplorable, mal tensionadas, caídas y pasando por las fachadas de los usuarios por
estos motivos y otros que son de orden técnico como las pérdidas técnicas y las
pérdidas no técnicas que acarrean estos circuitos nos dimos a la tarea en este escrito
de cambiarlos por redes pre – ensambladas con las cuales se dará un mejor servicio a
los usuarios y además se estará reduciendo los índices de perdidas técnicas y no
técnicas.
A continuación se mostrara los porcentajes de pérdidas de energía de los circuitos
antes mencionados.
2.2.1 Medición de porcentajes de pérdidas.
Las mediciones que se mostrara a continuación son datos arrojados por los
transformadores de los circuitos a cambiar, Estas mediciones se hicieron en un tiempo
determinado para comparar con los datos reales obtenidos en tiempos anteriores.
Se hará una breve explicación de los datos técnicos de las tablas que se mostrara a
continuación donde se obtendrá los porcentajes de pérdidas de energía de cada uno de
los circuitos en estudio.
En la primera parte de la tabla se encuentra los datos como la localización del
transformador, la capacidad de este, el estrato del circuito que alimenta y el numero con
el cual esta marcado por la empresa de energía (placa).
En la parte de información del equipo instalado se encontrara los datos del equipo de
medida, su marca y su tipo entre otra. Además se encontrara la fecha y hora de cuando
se coloco el medidor y estas mismas de cuando se quita el medidor, se encontrara
también la medición inicial y la final. Para con todos estos datos darse cuenta de
cuantas horas estuvo el medidor haciendo su labor y de cuanta energía gasto en ese
lazo de tiempo el circuito que se estudiara.
En la parte de información y análisis se encuentra el alumbrado público, en donde se
muestra el gasto de energía de cada una de las luminarias que contiene este circuito y
muestra las pérdidas de energía de todas las luminarias del circuito, en esta parte
también encontramos la proyección mensual de pérdidas la cual da ya datos de
pérdidas de energía en este circuitos que se esta estudiando, con estos datos se va a la
tabla resumen resultado de balance y allí se encontrara el porcentaje de pérdidas de
este circuito. Con todo lo anteriormente explicado se mostrara los porcentajes de
pérdidas de cada uno de los circuitos que se escogieron.
29
TRANSFORMADOR 587
ANALISIS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
INFORMACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
Localización / Características
MACROMEDICIONES
CR 10A # 6E-98 KENNEDY
Proyecto
Dirección
Centro Transformación
Estrato
[KW-h/Mes] Prom.
Valor [kW-h/mes]
Numero Trafo
CAPACIDAD (kVA)
8 587
2
148
Resumen Resultados Balance
Energía [kW-h/mes]
2.788
12.777
9.989
Parámetro
Perdidas
Energía Entrada
Energía Registrada
587
100
%
22%
100%
78%
Costo [$/mes]
0
0
0
según EEP
según EEP
INFORMACIÓN DEL EQUIPO TOTALIZADOR INSTALADO
Periodo de análisis
Parámetro
Fecha y Hora
Lectura
Inicial
DATOS BÁSICOS MEDIDOR TOTALIZADOR
Final
25/May/2006 11:40
2326,10
06/Jun/2006 10:30
2580,6
Total
análisis
287
5.090
Unidad
No MEDIDOR
MARCA
TIPO
Horas
kW-h
1213718
ACTARIS
3F-ELECTROM
FACTOR
MULT
20
Totalizador
Consumos
AP. - OTROS
Perdidas
12.777
9.639
350
2.788
INFORMACIÓN Y ANALISIS
ALUMBRADO PUBLICO
Proyección Mensual Pérdidas(kW-h / mes)
Tipo
Potencia [Kw]
Perdidas Nom.kW
# Lumina.
Na
Na
INCANDECENTE
CARGA FIJA
0,07
0,15
0,25
0,011
0,019
0
0
TOTAL [Kw-h]
12
0
0
Sub T (Kwh]
139,401
0,000
0,000
0,000
139
%
Costo
[$/mes]
Resumen Resultados Balance
Parámetro
Medidos
Directos
A.P. Y Otros
Colgados
Técnicas
Cantidad Suministros
Energía [Kw-h/mes]
64
0
9.639
0
350
75%
0%
3%
0
0
0
0
0
1.278
10%
0
0
UNION ELECTRICA - PEREIRA
TABLA 3
30
TRANSFORMADOR 756
ANALISIS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
INFORMACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
Localización / Características
Proyecto
MACROMEDICIONES
Dirección
CR 10 # 9E-32 KENNEDY
Parámetro
Perdidas
Centro Transformación
8 756
Estrato
[kW-h/Mes] Prom.
Valor [kW-h/mes]
Resumen Resultados Balance
Energía
[Kwh/mes]
2.466
2
148
Numero Trafo
756
CAPACIDAD
(kVA)
57,5
Costo
[$/mes]
%
19%
0
Energía Entrada
13.093
100%
0
Energía Registrada
10.627
81%
0
según EEP
según EEP
INFORMACIÓN DEL EQUIPO TOTALIZADOR INSTALADO
Periodo de análisis
Parámetro
Fecha y Hora
Lectura
DATOS BÁSICOS MEDIDOR TOTALIZADOR
Total
Unidad
análisis
25/May/2006 13:45
02/Jun/2006 13:07
191 Horas
42,00
129
3.480 kW-h
Inicial
Final
No MEDIDOR
MARCA
TIPO
2451
RYMEL
3F-ELECTROM
FACTOR
MULT
40
Totalizador
Consumos
AP. - OTROS
Perdidas
13.093
10.129
350
2.466
INFORMACIÓN Y ANALISIS
ALUMBRADO PUBLICO
Proyección Mensual Pérdidas(Kw-h / mes)
Tipo
Potencia [Kw]
Na
Na
INCANDECENTE
CARGA FIJA
0,07
0,15
0,25
Parámetro
Medidos
Perdidas
Nom.Kw
0,011
0,019
0
0
TOTAL [Kw-h]
Resumen Resultados Balance
Energía [KwCantidad Suministros
h/mes]
#
Lumina.
12
0
0
Sub T
(Kw-h]
93,004
0,000
0,000
0,000
93
Costo
[$/mes]
%
70
10.129
77%
0
Directos
AP. Y Otros
1
148
350
1%
3%
0
0
Colgados
Técnicas
0
0
1.309
10%
0
0
TABLA 4
UNION ELECTRICA PEREIRA
31
TRANSFORMADOR 983
ANALISIS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
INFORMACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
Resumen Resultados Balance
Energía [kWh/mes]
4.340
15.563
Localización / Características
Proyecto
MACROMEDICIONES
Parámetro
Dirección
Centro Transformación
CL 12E # 13E-65 CHICO RESTREPO
Numero Trafo
CAPACIDAD
(kVA)
8 983
Estrato
[kW-h/Mes] Prom.
Valor [kW-h/mes]
2
148
Perdidas
Energía Entrada
983
112,5
Costo
[$/mes]
%
28%
100%
0
0
72%
0
11.222
Energía Registrada
según EEP
según EEP
INFORMACIÓN DEL EQUIPO TOTALIZADOR INSTALADO
Periodo de análisis
Parámetro
Inicial
Fecha y Hora
Lectura
27/Jun/2006 12:32
DATOS BÁSICOS MEDIDOR TOTALIZADOR
Final
1480,40
04/Jul/2006 11:05
1570,4
Total
análisis
167
3.600
Unidad
No MEDIDOR
MARCA
TIPO
Horas
KW-h
1213713
ACTARIS
3F-ELECTROM
FACTOR
MULT
40
Totalizador
Consumos
AP. - OTROS
Pérdidas
15.563
10.162
321
4.340
INFORMACIÓN Y ANALISIS
ALUMBRADO PUBLICO
Proyección Mensual Pérdidas(Kw-h / mes)
Tipo
Potencia [Kw]
Na
Na
INCANDECENTE
CARGA FIJA
0,07
0,15
0,25
Parámetro
Medidos
11
0
0
Sub T
(kW-h]
74,198
0,000
0,000
0,000
74
%
Costo
[$/mes]
Pérdidas Nom.Kw # Lumina.
0,011
0,019
0
0
TOTAL [Kw-h]
Resumen Resultados Balance
Energía [KwCantidad Suministros
h/mes]
77
10.162
65%
0
Directos
AP. Y Otros
5
740
321
5%
2%
0
0
Colgados
Técnicas
0
0
1.556
10%
0
0
TABLA 5
UNION ELECTRICA PEREIRA
32
En los anexos 1, anexos 2, anexos 3 se encuentran los análisis de consumos
individuales los cuales dan las pautas y los resultados para encontrar el porcentaje de
pérdidas de energía de cada circuito como antes se había mencionado.
Con todos los datos antes obtenidos se determina que los circuitos a estudiar y cambiar
por redes pre-ensambladas son los circuitos antes mencionados, los circuitos contienen
porcentajes de pérdidas muy altos pero en comparación con otros circuitos de la ciudad
contienen porcentajes similares y por este motivo fue que no se compararon estos
circuitos con mas de la ciudad.
Los porcentajes de pérdidas obtenidos como se puede ver en los balances son:
TRANSFORMADOR 587
TRANSFORMADOR 756
TRANSFORMADOR 983
22%
19%
28%
33
2.2.2 INFORMACION DEL DISTRIBUIDOR DE ACCESORIOS
PARA REDES PRE- ENSAMBLADAS.
Para este ítem se explicaran los materiales y accesorios que el proveedor escogido
suministrará, en donde estos son parte de un trabajo de investigación de este proveedor
y este los ha ido perfeccionando por cuanto pasa el tiempo.
Lo primero es empezar por los accesorios de montaje de red en donde se mostrara y
explicará las características operativas y de montaje de cada uno de estos accesorios.
El distribuidor escogido por la empresa de energía en conjunto con la empresa unión
eléctrica de Medellín es el que tiene como nombre cavana, distribuidor que es de
nacionalidad argentina y a continuación se mostrara su historia, sus accesorios,
herramientas y materiales que distribuyen.
HISTORIA DISTRIBUIDOR Y COMERCIALIZADOR CAVANA
Iniciaron sus actividades industriales en 1968 logrando, en la actualidad, una destacada
posición en el mercado satisfaciendo las demandas de equipos y accesorios para redes
aéreas de distribución de energía eléctrica de media y baja tensión.
Brindando soluciones tecnológicas para las Empresas Prestatarias del Servicio Eléctrico
de Argentina y el mundo, desarrollando respuestas tanto en la ingeniería de producto
como en el asesoramiento sobre ejecución de redes de distribución.
El sistema de aseguramiento de la calidad que implementaron les permitió obtener la
certificación ISO9001:2000 para la fabricación y comercialización de estos productos.
Conformando un grupo humano flexible identificado con las necesidades del mercado.
Su política de calidad está respaldada por procedimientos que rigen para todas las
áreas de la empresa a fin de mantener una calidad constante frente a cualquier
situación de demanda de nuestros clientes.
Un completo laboratorio de ensayos, les permite realizar los testeos de nuestros
productos
La producción es ejecutada y ensamblada en forma automatizada con tecnología de
última generación.
En el sector de Ingeniería y Nuevos Desarrollos utilizan sistemas informatizados de
última generación para el diseño de proyectos y productos.
34
ACCESORIOS PARA REDES DE DISTRIBUCION.
Los accesorios y herrajes para redes de distribución son diferentes en cuanto a los
anteriores herrajes que se utilizaban en el montaje de una red de distribución a
continuación se mostrara y se explicara los montajes de cada uno de los herrajes que
cavana ofrece y como se utilizaran para los montaje de las redes pre-ensambladas.
Los herrajes son unos cuantos los cuales se mostraran en una lista y después se
explicara la función y montaje de cada uno de los herrajes y accesorios.
•
•
•
•
•
•
Kit de retención.
Kit de suspensión.
Conector 5E.
Conector 3E.
Empalme preasilazo línea línea.
Seccionadores unipolar de baja tensión.
KIT DE RETENCION.
FIGURA 2
Los kit de retensión para líneas aéreas pre-ensambladas compuesto de: pinza de
retensión DR 1500, mensuras, precintos y herrajes necesarios para su instalación, en
cualquiera de sus combinaciones, permite simplificar la tarea de armado de la retensión
en las líneas aéreas.
Permite la utilización de flejes de acero inoxidable que junto con la mensula de aluminio
no solo genera un conjunto de alta resistencia ala oxidación y ambientes salinos, sino
además es seguro y practico ya que su instalación es independiente del tipo de poste
que se va a utilizar.
La pinza DR 1500 tiene este nombre debido a que su esfuerzo mecánico máximo es
1500 Kg./fuerza.
A continuación se mostrara el montaje de la retensión en el apoyo y los diferentes
herrajes que lleva:
35
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Kit de retensión.
protectores de punta.
Fleje de acero inoxidable.
Hebilla.
precintos o amarras.
tensor mecánico ojal, grillete.
FIGURA 3
El montaje del kit de retensión consiste en hacer pasar el neutro auto soportado del
cable pre-ensamblado por la pinza de retención, apretarlo y terminar el montaje de los
herrajes como se muestra en la figura anterior, el neutro pasa derecho y lo dejamos
contra el poste para hacer las puestas a tierra de los terminales del circuito.
36
KIT DE SUSPENSION.
FIGURA 4
FIGURA 5
FIGURA 6
Los KIT DE SUSPENSION para líneas aéreas pre-ensambladas compuestos de pinzas
de suspensión DSP 500, mensuras, precintos y demás herrajes que son necesarios
para el montaje de este accesorio, el esfuerzo mecánico máximo que resiste es de 500
kg/fuerza.
37
FIGURA 7
Los herrajes son:
1. Kit de suspensión.
2. Fleje de acero inoxidable.
3. Hebilla.
38
SECCIONADOR UNIPOLAR NH HASTA 630 A.
FIGURA 8
El seccionador fusible APR 630 es un seccionador de baja tensión con capacidad de
hasta 630 A con fusibles NH que mas adelante se mostraran. Es ideal para el
seccionamiento y protección de líneas aéreas pre-ensambladas de baja tensión.
Características técnicas.
Tensión
Nivel de aislamiento
Frecuencia
corriente operacional con fusible
Categoría de instalación
Corriente de breve duración (1s)
Corriente dinámica (cresta)
Capacidad de interrupción
Vida mecánica mínima
(operaciones)
Peso
TABLA 6
500 V
1000 V
50/60 Hz
630 A
AC 22
12 kA
50kA
100kA
1000
1,8 Kg.
39
El seccionador unipolar se utiliza para las conexiones del transformador y para proteger
la red preensamblada de cortocircuitos que se pueden presentar por alta tensión,
además protege el transformador de cortocircuitos que se puedan presentar en la red o
en algún usuario de este circuito.
A continuación se mostrara como se debe utilizar los seccionadores unipolares:
FIGURA 9
40
Los seccionadores contienen diferentes accesorios los cuales se expondrán en la
siguiente hoja:
FIGURA 10
41
FIGURA 11
Los seccionadores como se muestra en las graficas anteriores llevan diferentes
accesorios como los fusible NH, las cámaras apagachispas y los soportes para los
seccionadores todas estas partes se muestran en las figuras que se mostraron antes.
42
2.2.3 DISEÑOS Y PLANOS.
En esta parte del proyecto se encontrará el diseño y los levantamientos de los circuitos
que se mostraron antes con el estudio de fotos. El primer transformador es el 983 el
cual es un transformador pequeño y con porcentajes de regulación de voltaje pequeños
en donde el porcentaje mayor es 2.75 % y corriente máxima admitida es de valor
153.64 A, siendo con estos valores una red que cumple con los lineamientos de diseño
óptimos para empezar con el cambio de redes abiertas por redes pre-ensambladas. A
continuación se mostrara el plano y el diseño de este transformador:
TRANSFORMADOR 983
FIGURA 12
43
BARRIO
CHICO RESTREPO
TRAFO #
983
POTENCIA
TIPO DE TRAFO
Datos del Circuito
TRAM
O
I
II
Trayect
O,C
Tram
R
X
fp
Voltaje
se (kV)
0,514
0,1098
0,9
0,208
K reg =
1,180E03
1


 KVA* m 


Kperdi
das =
1,320E-03
KVA
Totales
tramo
Momento
Eléctrico
KVA*m
Longitud
Tramo [m]
Nº de
usuarios
O,A
28,8
45
A,B
28
18
B,C
36,7
12
O,A
28,8
45
A,D
26
11
D,E
37,5
9
E,F
20
5
O,B
KVA/usuario
112,5 kVA
DEMAND
A
V=
208
Conductor Aluminio
Aisl
Fases
3F
1,11
V
% Regulación
Calibe
Calibr
Perdidas de Potencia
Parcial
Acumul
Voltaje
del
Nodo
Neutro
N
kW
Corriente
[A]
%
W
Tramo
W
acumulados
55,35
1594,08
3
2/0
1/0
1,57
1,57
208,0
153,64
2,1
1106,4
8
1106,48
22,50
630,00
3
2/0
1/0
0,62
2,19
204,8
63,43
0,8
177,76
1284,25
15,60
572,52
3
2/0
1/0
0,56
2,75
203,5
44,25
0,7
112,00
1396,25
55,35
1594,08
3
2/0
1/0
1,57
1,57
208,0
153,6
2,1
1106,4
8
2502,74
14,52
377,52
3
2/0
1/0
0,37
1,94
204,8
40,9
0,5
68,74
2571,48
12,15
455,63
3
2/0
1/0
0,45
2,39
204,0
34,4
0,6
69,42
2640,90
7,55
151,00
3
2/0
1/0
0,15
2,53
203,2
21,5
0,2
14,30
2655,20
Máxima Corriente
153,64
A
Máxima Regulación
2,75
%
Porcentaje de Perdidas
1,64
%
1,23
1,25
1,30
1,23
1,32
1,35
1,51
TABLA 7
44
En esta parte se continuara con el trafo 756 , transformador que tiene un porcentaje
de voltaje máximo por encima del valor aceptado por la empresa de energía. El valor de
la regulación de voltaje es de 5.15%, siendo este un valor por encima del 5% que
permite la empresa de energía pero como también se tiene que la curva de demanda
diversificada de la empresa de energía es demasiada alta en comparación con las otras
empresa distribuidoras de energía de la región, se opta por determinar que este valor
de regulación de voltaje esta en un porcentaje optimo y es confiable para el optimo
suministro de la energía a todos los usuario de este circuito. También la corriente
máxima admisible esta en un valor por debajo de la corriente máxima que admite el
conductor que se tiene para este circuito, a continuación el plano y el cuadro de
diseño:
TRANSFORMADOR 756
FIGURA 13
45
BARRIO
TRAFO #
POTENCIA
TIPO DE TRAFO
Datos del Circuito
TRAM
O
Trayec
Tramo
toria
I
A,G
II
A,F
III
A,O
IV
A ,P
V
A,L
A,B
B,C
C,D
D,E
E,F
F,G
A,B
B,C
C,H
H,I
I,J
J,F
A,K
K,M
M,N
N,P
A,K
K,M
M,N
N,P
A,K
K,M
M,L
R
X
fp
Voltaje sec (kV)
0,514
0,1098
0,9
0,208
K reg =
1,180E-03
Longitud
Tramo
[m]
Nº de
usuarios
KVA/us
uario
KVA Totales
tramo
Momento
Eléctrico KVA*m
47,5
15,7
41,8
40,7
12
41,4
47,5
15,7
12
25
24,4
35,4
31,7
10
21,3
21,6
31,7
10
21,3
21,6
31,7
10
14,6
24
24
24
21
21
15
26
16
15
15
10
6
19
11
6
4
19
11
6
2
19
11
0
1,23
1,23
1,23
1,23
1,23
1,25
1,23
1,27
1,27
1,27
1,33
1,45
1,25
1,32
1,45
1,60
1,25
1,32
1,45
2,05
1,25
1,32
0,00
29,52
29,52
29,52
25,83
25,83
18,75
31,98
20,32
19,05
19,05
13,30
8,70
23,75
14,52
8,70
6,40
23,75
14,52
8,70
4,10
23,75
14,52
0,00
1402,20
463,46
1233,94
1051,28
309,96
776,25
1519,05
319,02
228,60
476,25
324,52
307,98
752,88
145,20
185,31
138,24
752,88
145,20
185,31
88,56
752,88
145,20
0,00
1 Kperdidas


=
 KVA* m 


Máxima Corriente
Máxima Regulación
Porcentaje de Perdidas
DEMAND
A
1,320E-03
88,77
5,15
1,84
V=
TABLA 8
1,11
kW
208
Conductor Aluminio
Aisl
Fases
Neutro
Nº Calibre Calibre
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
2
1/0
1/0
A
%
%
KENNEDY
756
75 Kva
1F
% Regulación
Parcial
1,38
0,46
1,21
1,03
0,30
0,76
1,49
0,31
0,22
0,47
0,32
0,30
0,74
0,14
0,18
0,14
0,74
0,14
0,18
0,09
0,74
0,14
0,00
Acumulad
o
1,38
1,83
3,05
4,08
4,39
5,15
1,49
1,81
2,03
2,50
2,82
3,12
0,74
0,88
1,07
1,20
0,74
0,88
1,07
1,15
0,74
0,88
0,88
Voltaje
del Nodo
Corriente
[A]
208,0
205,2
204,3
201,8
199,8
199,3
208,0
204,9
204,3
203,9
202,9
202,3
201,7
206,5
206,2
205,8
208,0
206,5
206,2
205,8
208,0
206,5
206,2
81,94
83,07
83,44
73,88
74,62
54,33
88,8
57,2
53,8
54,0
37,8
24,8
68,0
40,6
24,4
18,0
65,9
40,6
24,4
11,5
65,9
40,6
0,0
Perdidas de Potencia
%
1,8
0,6
1,6
1,9
0,4
1,0
2,0
0,4
0,3
0,6
0,4
0,4
0,9
0,1
0,2
0,1
1,0
0,2
0,2
0,1
1,0
0,2
0,0
W
Tramo
519,09
171,57
456,80
340,53
100,40
182,52
609,21
81,30
54,61
113,78
54,13
33,60
224,24
26,44
20,22
11,10
224,2
26,4
20,2
4,6
224,2
26,4
0,0
W
acumulados
519,09
690,66
1147,47
1488,00
1588,40
1770,93
2380,14
2461,43
2516,05
2629,82
2683,95
2717,55
2740,28
2656,26
2704,17
2728,64
2964,52
2682,70
2724,38
2733,20
2957,43
2983,87
2983,87
46
Ahora se continuara con el transformador 587 al cual se le hará el estudio de regulación
de voltaje y corriente máxima por conductor,
TRANSFORMADOR 587
FIGURA 14
47
BARRIO
KENNEDY
TRAFO #
586
POTENCIA
TIPO DE TRAFO
Datos del Circuito
R
X
fp
Voltaje
sec (kV)
0,514
0,1098
0,9
0,208
K reg =
1,180E03
1 Kperdidas


 KVA* m  =


Longitud
Nº de
TRAMO Trayectoria Tramo Tramo
KVA/usuario
usuarios
[m]
I
II
III
O,E
O,D
O,G
112,5 kVA
DEMANDA
1,320E03
KVA
Totales
tramo
Momento
Eléctrico
KVA*m
V=
3F
1,11
kW
208
Conductor Aluminio
Aisl
Fases
Neutro
Nº Calibre Calibre
% Regulación
Parcial
Voltaje
Corriente
del
[A]
Acumulado Nodo
Perdidas de Potencia
%
W
Tramo
W
acumulados
272,99
O,1
27,2
23
1,23
28,29
769,49
3
2/0
1/0
0,76
0,76
208,0
78,53
1,02
272,99
1,2
22,1
23
1,23
28,29
625,21
3
2/0
1/0
0,61
1,37
206,4
79,12
0,83
221,81
494,80
2 ,3
8,1
23
1,23
28,29
229,15
3
2/0
1/0
0,23
1,60
205,2
79,60
0,30
81,30
576,10
3,4
29,2
23
1,23
28,29
826,07
3
2/0
1/0
0,81
2,41
204,7
79,78
1,09
293,07
869,16
4,5
26
23
1,23
28,29
735,54
3
2/0
1/0
0,72
3,13
203,1
80,42
0,97
260,95
1130,11
5,6
23,8
21
1,24
26,04
619,75
3
2/0
1/0
0,61
3,74
201,7
74,54
0,82
202,38
1332,50
6,7
31,5
21
1,24
26,04
820,26
3
2/0
1/0
0,81
4,55
200,5
74,98
1,08
267,86
1600,36
7,8
28,9
14
1,28
17,92
517,89
3
2/0
1/0
0,51
5,06
199,0
52,00
0,68
116,38
1716,74
8,9
28,3
10
1,33
13,30
376,39
3
2/0
1/0
0,37
5,43
198,0
38,78
0,50
62,78
1779,52
9 , 10
16,4
6
1,45
8,70
142,68
3
2/0
1/0
0,14
5,57
197,3
25,46
0,19
15,57
1795,09
24,68
10 , E
26
6
226,20
3
2/0
1/0
0,22
5,79
197,0
25,49
0,30
27,2
51
1,45
1,23
8,70
O,1
62,73
1706,26
3
2/0
1/0
1,68
1,68
208,0
174,1
2,25 1342,26
3162,03
1819,77
1,2
22,1
49
1,23
60,27
1331,97
3
2/0
1/0
1,31
2,99
204,6
170,1
1,76 1006,73
4168,76
2 ,3
8,1
17
1,26
21,42
173,50
3
2/0
1/0
0,17
3,16
202,0
61,2
0,23
46,61
4215,36
3,4
29,2
17
1,26
21,42
625,46
3
2/0
1/0
0,61
3,77
201,6
61,3
0,83
168,01
4383,37
4 , 11
31,4
12
1,30
15,60
489,84
3
2/0
1/0
0,48
4,25
200,4
44,9
0,65
95,83
4479,20
11 , 1
29
8
1,38
11,04
320,16
3
2/0
1/0
0,31
4,57
199,5
31,9
0,42
44,33
4523,53
12 , D
28,7
3
5,25
150,68
3
2/0
1/0
0,15
4,72
198,9
15,2
0,20
9,92
O,1
27,2
51
1,75
1,23
62,73
1706,26
3
2/0
1/0
1,68
1,68
208,0
174,1
2,25 1342,26
5875,71
4533,45
1,2
22,1
49
1,23
60,27
1331,97
3
2/0
1/0
1,31
2,99
204,6
170,1
1,76 1006,73
6882,44
2 , 13
7,6
16
1,27
20,32
154,43
3
2/0
1/0
0,15
3,14
202,0
58,1
0,20
39,35
6921,79
13 , G
28,4
6
1,45
8,70
247,08
3
2/0
1/0
0,24
3,38
201,7
24,9
0,33
26,96
6948,75
48
IV
V
O,H
O,B
O,1
27,2
51
1,23
62,73
1706,26
3
2/0
1/0
1,68
1,68
208,0
174,1
2,3
1342,3
8291,01
1,2
22,1
49
1,23
60,27
1331,97
3
2/0
1/0
1,31
2,99
204,6
170,1
1,8
1006,7
9297,74
2 , 13
7,6
16
1,27
20,32
154,43
3
2/0
1/0
0,15
3,14
202,0
58,1
0,2
39,4
9337,09
13 , 1
21,1
10
1,33
13,30
280,63
3
2/0
1/0
0,28
3,42
201,7
38,1
0,4
46,8
9383,90
14 , H
36,2
6
1,45
1,23
8,70
314,94
3
2/0
1/0
0,31
3,72
201,1
25,0
0,4
34,4
9418,26
62,73
10726,16
O,1
27,2
51
1,2
22,1
49
1706,26
3
2/0
1/0
1,68
1,68
208,0
174,1
2,3
1342,3
1,23
1,27
60,27
1331,97
3
2/0
1/0
1,31
2,99
204,6
170,1
1,8
1006,7
2 , 15
24,3
15
10424,98
19,05
462,92
3
2/0
1/0
0,46
3,44
202,0
54,5
0,6
110,6
10836,75
15 , 1
36,1
16 , B
28,8
11
1,32
14,52
524,17
3
2/0
1/0
0,52
3,96
201,1
41,7
0,7
95,4
10520,43
3
1,75
5,25
151,20
3
2/0
1/0
0,15
4,11
200,1
15,1
0,2
10,0
10846,70
Máxima Corriente
174,12
A
Máxima Regulación
5,79
%
Porcentaje de Perdidas
6,69
%
TABLA 9
49
Teniendo toda esta parte del diseño estudiada y terminada, se recurre a los
ingenieros encargados de aceptar el diseño en la Empresa de Energía de Pereira y con
el aval de estos se empezara con las labores de construcción, además se continuara
haciendo el estudio económico de viabilidad para la construcción de estos circuitos, eso
si haciendo claridad que la inversión para la construcción de estos circuitos por baja
tensión y con red preensambladas es por parte de la empresa Unión Eléctrica S.A. y
será cobrada a la empresa de energía de Pereira.
2.2.4 ESTUDIO DE COSTOS Y VIALIDAD DE CONSTRUCCION.
El estudio económico de cada uno de los circuitos a cambiar se hará por ITEM de
construcción entendiendo por ítem cada uno de los accesorios que lleva la red en sus
apoyos y por ende el cable pre-ensamblado. En este estudio económico se trabajara
con valores que la empresa de energía tiene ya estipulados para cada uno de los
accesorios que contiene la red, se entiende por accesorios los antes mostrador en el
numeral 2.2.3.
El primer transformador a estudiar sus costos es el 983:
TRANSFORMADOR 983
MONTAJE DE RED PRE- ENSAMBLADA
TRANSFORMADOR N:
CAPACIDAD:
983
112,5 kVA
DIRECCION:
3F
CLL 12E #13E-46 FECHA:
COSTOS DE MATERIALES
ITEM
DESCRIPCION
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Salida desde puesto aéreo monoposte
Salida desde puesto aéreo biposte
Retención unilateral poste ciego
Retención bilateral poste ciego
Suspensión y desvió hasta 30 grados
Suspensión y desvió hasta 60 grados (percha)
Apoyo tipo TPP (templete poste a poste)
Apoyo tipo TS (templete secundario)
Apoyo TS/2 (templete secundario sin anclaje)
Apoyo tipo TN ( tierra neutro)
Cable auto soportado 3X2/0+ 123,3 kCM AAAC
Poste de concreto de 8 m X 510
Recamara 30X30X30 cm. para tierras
Barraje cobre 4/0 de transformador
Poste de concreto de 8m X 1050
Vinculación línea-línea a 90 grados
Vinculación coplanar
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
M
Unid
Unid
M
Unid
Unid
Unid
18
Empalme línea-línea
Unid
SUBTOTAL MATERIALES
IVA SOBRE MATERIALES
TOTAL MATERIALES
VALOR
UNITARIO
UND
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
305.125
610.250
73.330
130.675
24.925
18.400
83.178
82.432
53.447
175.958
21.777
284.000
170.000
30.299
446.857
38.700
CANTIDAD
1
0
4
3
1
0
0
4
0
4
177
3
6
20
0
1
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
305.125
293.320
392.025
24.925
329.728
703.832
3.854.529
852.000
1.020.000
605.980
38.700
$
$
$
8.420.164
1.347.226
9.767.390
50
MANO DE OBRA
ITEM
DESCRIPCION
VALOR
UNITARIO
UND
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Salida desde puesto aéreo monoposte
Salida desde puesto aéreo biposte
Retención unilateral poste ciego
Retención bilateral poste ciego
Suspensión y desvió hasta 30 grados
Suspensión y desvió hasta 60 grados (percha)
Apoyo tipo TPP (templete poste a poste)
Apoyo tipo TS (templete secundario)
Apoyo TS/2 (templete secundario sin anclaje)
Apoyo tipo TN ( tierra neutro)
Cable auto soportado 3X2/0+ 123,3 kCM AAAC
Poste de concreto de 8 m X 510
Recamara 30X30X30 cm. para tierras
Desmonte de red
Poste de concreto de 8m X 1050
Vinculación línea-línea a 90 grados
Vinculación coplanar
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
m
unid
unid
m
unid
unid
unid
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
34.286
68.572
12.247
13.360
9.797
6.789
29.783
31.078
22.347
20.995
1.520
87.193
60.000
3.250
87.193
9.675
19.350
18
Empalme línea-línea
unid
$
9.675
SUBTOTAL MANO DE OBRA
ADMINISTRACION
UTILIDAD
IVA SOBRE
UTILIDAD
CANTIDAD
1
0
4
3
1
0
0
4
0
4
177
3
6
177
3
1
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
34.286
48.988
40.080
9.797
124.312
83.980
269.040
261.579
360.000
575.250
261.579
9.675
$
$
$
2.078.566
394.928
124.714
0
0
$
19.954
TOTAL MANO DE OBRA
$
2.618.162
TOTAL RED SECUNDARIA
$
12.385.552
TABLA 10
Los datos mostrados en la tabla que se nombran como costos de materiales son los
costos de los materiales gastados y los materiales traídos por el distribuidos cavana.
Además los costos mostrados en la taba mano de obra son los costos establecidos
por la empresa de energía de Pereira y aceptados por los contratistas de la ciudad de
Pereira.
Con estos datos se empezara con la construcción de este circuito, se determinara con
los otros estudios si los demás circuitos son viables para su construcción.
Ser continuara con el circuito numero 756:
51
TRANSFORMADOR 756
MONTAJE DE RED PRE- ENSAMBLADA
TRANSFORMADOR N:
CAPACIDAD:
756
75 kVA
DIRECCION:
1F
CRA 10 # 9E 39 FECHA:
COSTOS DE
MATERIALES
ITEM
DESCRIPCION
UND
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Salida desde puesto aéreo monoposte
Salida desde puesto aéreo biposte
Retención unilateral poste ciego
Retención bilateral poste ciego
Suspensión y desvió hasta 30 grados
Suspensión y desvió hasta 60 grados (percha)
Apoyo tipo TPP (templete poste a poste)
Apoyo tipo TS (templete secundario)
Apoyo TS/2 (templete secundario sin anclaje)
Apoyo tipo TN ( tierra neutro)
Cable auto soportado 3X1/0+ 123,3 kCM AAAC
Poste de concreto de 8 m X 510
Recamara 30X30X30 cm. para tierras
Barraje cobre 4/0 de transformador
Poste de concreto de 8m X 1050
Vinculación línea-línea a 90 grados
Vinculación coplanar
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
M
Unid
Unid
M
Unid
Unid
Unid
18
Empalme línea-línea
Unid
VALOR UNITARIO
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
305.125
610.250
73.330
130.675
24.925
18.400
83.178
82.432
53.447
175.958
18.240
284.000
170.000
30.299
446.857
38.700
CANTIDAD
1
0
7
4
5
0
1
3
2
6
577
2
6
14
1
4
SUBTOTAL MATERIALES
IVA SOBRE MATERIALES
TOTAL MATERIALES
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
305.125
513.310
522.700
124.625
83.178
247.296
106.894
1.055.748
10.524.480
568.000
1.020.000
424.186
446.857
154.800
$
$
$
16.097.199,00
2.575.551,84
18.672.750,84
MANO DE OBRA
ITEM
DESCRIPCION
UND
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Salida desde puesto aéreo monoposte
Salida desde puesto aéreo biposte
Retención unilateral poste ciego
Retención bilateral poste ciego
Suspensión y desvió hasta 30 grados
Suspensión y desvió hasta 60 grados (percha)
Apoyo tipo TPP (templete poste a poste)
Apoyo tipo TS (templete secundario)
Apoyo TS/2 (templete secundario sin anclaje)
Apoyo tipo TN ( tierra neutro)
Cable auto soportado 3X2/0+ 123,3 kCM AAAC
Poste de concreto de 8 m X 510
Recamara 30X30X30 cm. para tierras
Desmonte de red
Poste de concreto de 8m X 1050
Vinculación línea-línea a 90 grados
Vinculación coplanar
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
Unid
M
Unid
Unid
M
Unid
Unid
Unid
18
Empalmé línea-línea
Unid
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
VALOR UNITARIO
CANTIDAD
34.286
68.572
12.247
13.360
9.797
6.789
29.783
31.078
22.347
20.995
1.520
87.193
60.000
1.450
87.193
9.675
1
0
7
4
5
0
1
3
2
6
577
2
6
577
2
4
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
0
0
34.286
85.729
53.440
48.985
29.783
93.234
44.694
125.970
877.040
174.386
360.000
836.650
174.386
38.700
52
SUBTOTAL MANO DE OBRA
ADMINISTRACION
UTILIDAD
IVA SOBRE UTILIDAD
$
$
$
$
2.977.283
565.684
178.637
28.582
TOTAL MANO DE OBRA
$
3.750.186
TOTAL RED SECUNDARIA
$
22.422.937
TABLA 11
En esta red por ser un circuito mas grande que el anterior los costos de materiales y
mano de obra aumentaron, pero como el circuito aumento de usuarios la consideración
usuario - inversión es aceptada y por esto el circuito es viable en su construcción.
Además también el circuito en comparación con las pérdidas que venia teniendo con la
red anterior con la red nueva muestra que en recuperación de energía es una gran
inversión.
A continuación el circuito a estudiar es el 587:
TRANSFORMADOR 587
MONTAJE DE RED PRE- ENSAMBLADA
TRANSFORMADOR N:
CAPACIDAD:
587
100 kVA
DIRECCION:
3F
CRA 10A # 6E-98
FECHA:
COSTOS DE
MATERIALES
ITEM
DESCRIPCION
UND
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Salidas desde puesto aéreo monoposte
Salidas desde puesto aéreo biposte
Retención unilateral poste ciego
Retención bilateral poste ciego
Suspensión y desvió hasta 30 grados
Suspensión y desvió hasta 60 grados (percha)
Apoyo tipo TPP (templete poste a poste)
Apoyo tipo TS (templete secundario)
Apoyo TS/2 (templete secundario sin anclaje)
Apoyo tipo TN ( tierra neutro)
Cable autosoportado 3X2/0+ 123,3 kCM AAAC
Poste de concreto de 8 m X 510
Recamara 30X30X30 cm para tierras
Barraje cobre 4/0 de transformador
Poste de concret de 8m X 1050
Vinculación línea-línea a 90 grados
Vinculación coplanar
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
m
unid
unid
m
unid
unid
und
18
Empalme línea-línea
und
VALOR UNITARIO
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
305.125
610.250
73.330
130.675
24.925
18.400
83.178
82.432
53.447
175.958
21.777
284.000
170.000
30.299
446.857
38.700
CANTIDAD
0
2
8
3
14
0
0
2
1
6
628
4
6
40
0
3
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
1.220.500
586.640
392.025
348.950
164.864
53.447
1.055.748
13.675.956
1.136.000
1.020.000
1.211.960
116.100
53
SUBTOTAL MATERIALES
IVA SOBRE MATERIALES
TOTAL MATERIALES
$
$
$
20.982.190,00
3.357.150,40
24.339.340,40
MANO DE OBRA
ITEM
DESCRIPCION
UND
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
Salidas desde puesto aéreo monoposte
Salidas desde puesto aéreo biposte
Retención unilateral poste ciego
Retención bilateral poste ciego
Suspensión y desvió hasta 30 grados
Suspensión y desvió hasta 60 grados (percha)
Apoyo tipo TPP (templete poste a poste)
Apoyo tipo TS (templete secundario)
Apoyo TS/2 (templete secundario sin anclaje)
Apoyo tipo TN ( tierra neutro)
Cable autosoportado 3X2/0+ 123,3 kCM AAAC
Poste de concreto de 8 m X 510
Recamara 30X30X30 cm. para tierras
Desmonte de red
Poste de concret de 8m X 1050
Vinculación línea-línea a 90 grados
Vinculación coplanar
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
unid
m
unid
unid
m
unid
unid
und
18
Empalme línea-línea
unid
VALOR UNITARIO
CANTIDAD
34.286
68.572
12.247
13.360
9.797
6.789
29.783
31.078
22.347
20.995
1.520
87.193
60.000
3.250
87.193
9.675
0
2
8
3
14
0
0
2
1
6
628
4
6
628
4
3
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
TOTAL
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
$
137.144
97.976
40.080
137.158
62.156
22.347
125.970
954.560
348.772
360.000
2.041.000
348.772
29.025
$
$
$
$
4.704.960
893.942
282.298
45.168
TOTAL MANO DE OBRA
$
5.926.368
TOTAL RED SECUNDARIA
$
30.265.708
SUBTOTAL MANO DE OBRA
ADMINISTRACION
UTILIDAD
IVA SOBRE UTILIDAD
0
0
TABLA 12
Se nota que los costos de inversión de esta red preensamblada son un poco altos en
comparación para con la red abierta, pero la inversión en circuitos preensamblados es
recuperable con la disminución de las pérdidas de energía en comparación con las
pérdidas de energía que se tienen con los circuitos abiertos.
El porcentaje de disminución de perdidas técnicas es del 80%, teniendo en cuenta que
el porcentaje de perdidas de energía de cada uno de los circuitos es la suma de las
perdidas técnicas y no técnicas, y también sabiendo que el 100% de las perdidas de
energía están divididas en 30% las perdidas técnicas y 70% las pedidas no técnicas.
Teniedo lo anterior el porcentaje disminuido en cada circuito es cercano al 80% del 30%
de las perdidas técnicas siendo esto un porcentaje cercano al 5% de las pérdidas
técnicas.
Con todos los datos antes obtenidos teniendo en claro que las redes escogidas para el
cambio por red cavana son viables desde los puntos de vista escogidos en los objetivos
específicos y con el aval de la empresa de energía se empezara con la construcción.
54
2.2.5 CAMBIO DE RED ANTIGUA POR RED PRE-ENSAMBLADA.
En esta parte del proyecto se mostrara las diferentes etapas del montaje de la red, se
desglosara los diferentes pasos a seguir por cada uno de los contratistas que se
encargaran de reemplazar la red antigua por la nueva red.
PASOS A SEGUIR
CONSTRUCCIÓN RED PRE-ENSAMBLADA
1
Montaje de barraje y de seccinadores
unipolares en el transformador
1 día
2
desvestir la red antigua
1 día
3
Montaje de templeteria de cada uno
de los apoyos donde va retención
1 y 2 día
4
Montaje de cada uno de los
accesorios que suministra el
distribuidor cavana
1 y 2 día
5
Montaje de la red pre-ensamblada
2 día
6
Asegurar la red nueva en cada uno de
los accesorios
2 día
7
Detalles y termino de la obra
2 y 3 día
8
Recibo de la obra por parte de la
empresa de energía
3 día
Ya con el cronograma de actividades terminado, será repartido a los diferentes frentes
para que estos optimicen la apertura de los transformadores que se van a intervenir.
Se ilustrara con fotos las actividades de cada contratista en el cambio de la red, a
manera de enseñanza interesada en este cambio de la red.
55
En esta parte del proyecto se mostrara las fotos del cambio de la red antigua por la red
trenzada, además se mostrara las acometidas al vano que ya fueron incluidas a las
normas de la empresa de energía. Siendo con esto que en la nueva red a diferencia de
la red antigua se tiene un apoyo mas limpio de basura visual, y con esto se tiene una
calidad de obra mucho mejor que lo que se había implementado hasta ahora.
También con este cambio se quiere recalcar que el servicio de energía para cada
usuario será el mejor y valga decir también que esta red necesita poco mantenimiento o
nulo.
RED PRE-ENSAMBLADA 756
FOTO 16
En esta foto se muestra a la cuadrilla de redes comenzando el día con la apertura del
circuito para seguridad de los operarios.
56
FOTO 17
En esta foto se quiere mostrar la diferencia del trabajo en la bajante de la alimentación
de la red y lo limpio que se ve la red pre-ensamblada con respecto a la red abierta.
FOTO 18
En esta foto se puede ver la diferencia en la red antigua y la red pre-ensamblada,
también se puede ver la diferencia en las acometidas de los usuarios con esta red.
Se puede ver que la parte de la contaminación visual disminuyo notablemente y se
puede decir que es un mejor producto.
57
FOTO 19
En esta ilustración se puede ver lo limpia que queda la retención de línea y la
suspensión de esta, a diferencia de la línea abierta el espacio que se ocupa del poste
es menor que esta.
FOTO 20
En esta foto también se puede ver el montaje de doble retención y la retención sencilla
para el montaje de línea preensamblada, también se puede ver lo limpio que queda el
apoyo con estos herrajes.
58
FOTO 21
En esta foto se quiere mostrar el cambio del montaje de una suspensión con red
preensamblada a la red abierta, siendo con esto que el montaje de la red abierta es
mucho mas complejo y lleva mas tiempo que el montaje que se mostrando en esta foto.
FOTO 22
En esta foto se puede ver el montaje de la línea con sus respectivas acometidas.
59
RED PRE-ENSAMBLADA 983
FOTO 23
En esta foto se puede ver el cambio de la alimentación del trafo a la línea de
distribución.
FOTO 24
En esta foto se puede ver la separación de la red preensamblada con las fachadas de
los usuarios de esta red. Cumpliendo con esto los lineamientos de la norma de la
empresa de energía de Pereira.
60
FOTO 25
En esta foto se puede ver la separación de la red preensamblada con las fachadas de
los usuarios de esta red. Cumpliendo con esto los lineamientos de la norma de la
empresa de energía de Pereira.
FOTO 26
En esta foto se puede ver el montaje de la línea con sus respectivas acometidas.
También se puede notar que el cambio visual que se tiene con esta red es inmejorable
a comparación de la red abierta.
61
FOTO 27
En esta foto se quiere mostrar el cambio del montaje de una suspensión con red
preensamblada a la red abierta, siendo con esto que el montaje de la red abierta es
mucho mas complejo y lleva mas tiempo que el montaje que se mostrando en esta foto.
FOTO 28
En esta foto se quiere mostrar el cambio de la red abierta o antigua a la izquierda y de
la red preensamblada a la derecha es total e inmejorable, con esto se demuestra que el
cambio sobre todo en la parte visual y la parte de suministro de energía es inmejorable.
62
RED PRE-ENSAMBLADA 586
FOTO 29
En esta foto se puede ver el cambio de la alimentación del trafo a la línea de
distribución.
FOTO 30
En esta ilustración se puede ver lo limpia que queda la retención de línea y la
suspensión de esta, a diferencia de la línea abierta el espacio que se ocupa del poste
es menor que esta.
63
FOTO 31
En esta foto se puede ver el montaje de la retención sencilla y al diferencia que se tiene
con las ilustraciones anteriores de la red abierta.
FOTO 32
En esta foto se puede ver el montaje de la línea con sus respectivas acometidas.
También se puede notar que el cambio visual que se tiene con esta red es inmejorable
a comparación de la red abierta.
64
FOTO 33
En esta foto se puede ver el montaje de la línea con sus respectivas acometidas.
También se puede notar que el cambio visual que se tiene con esta red es inmejorable
a comparación de la red abierta.
FOTO 34
65
FOTO 35
Con este estudio fotográfico del trafo 586 se da terminado el trabajo de cambio de red
en los diferentes circuitos, Dejando en claro que lo mas difícil y complicado, además
que mas tiempo gasta es el manejo de las cuadrillas de personal. Con esto se quiere
mostrar en una forma global y fácil de aprender como es el montaje de una red y cuales
son los elementos y accesorios primordiales para este montaje porque muchas veces
el estudiante que esta próximo a salir no sabe mucho del trabajo practico que lleva este
montaje.
66
3. CONCLUSIONES
Descripción de los aspectos que influyen en las pérdidas técnicas y no técnicas
en los diferentes modelos de energía de cada ciudad y del país.
Manejo de la Medición en cada uno de los transformadores a estudiar para
determinar su porcentaje de pérdidas de energía.
Recopilación de información y manejo de materiales del distribuidor escogido en
este caso el distribuidor que tiene como nombre Cavana, distribuidor ubicado en
el país de Argentina.
Se calcularon los valores de regulación de tensión y corriente máxima de cada
uno de los circuitos a cambiar, para determinar el tipo de calibre de conductor a
utilizar y con esto hacer el pedido de materiales respectivo.
Estudio económico y de viabilidad constructiva para cada uno de los circuitos a
trabajar.
Se hizo el trabajo de cambio de red con los diferentes contratistas .Con estos se
maneja diferentes cuadrillas y se adquiere experiencia en los campos de manejo
de personal y montaje de la red preensamblada.
Se hizo un archivo fotográfico para ver el antes y después del trabajo de campo
con los diferentes circuitos a cambiar.
67
4. ANEXOS
68
Lectura
ACTIVA
FACTOR
TRAFO 587
ITEM
DATOS BÁSICOS SERVICIO
1
1
27482
CL 6 ESTE # 9 A- 35, KENNEDY
8351337
1
17073
17129.0
56.0
140.6
2
1
27474
CL 6 ESTE # 9 A- 27, KENNEDY
6884067
1
34290.2
34347.8
57.6
144.6
3
1
27466
CL 6 ESTE # 9 A- 19, KENNEDY
1771007
1
59391.6
59463.3
71.7
180.0
4
1
27458
CL 6 ESTE # 9 A- 11, KENNEDY
1775879
1
36283.5
36339.1
55.6
139.6
5
1
27441
CL 6 ESTE # 9 A- 03, KENNEDY
23008770
1
21855.3
21905.7
50.4
126.5
6
1
45815
CR 9 # 6 E- 18, KENNEDY
8350066
1
13952.5
13989.2
36.7
92.1
7
1
45955
CR 9 A # 6 E- 24, KENNEDY
1770637
1
39566.4
39654.5
88.1
221.1
8
1
45963
CR 9 A # 6 E- 30, KENNEDY
2090629
1
113599
113704.0
105.0
263.6
9
1
45971
CR 9 A # 6 E- 38, KENNEDY
3867782
1
79250
79319.0
69.0
173.2
10
1
45989
CR 9 A # 6 E- 44, KENNEDY
10848091
1
2355.6
2429.2
73.6
184.7
11
1
45997
CR 9 A # 6 E- 52, KENNEDY
1775941
1
32950.6
33015.0
64.4
161.7
12
1
46003
CR 9 A # 6 E- 60, KENNEDY
427265
1
69324.1
69410.2
86.1
216.1
13
1
46011
CR 9 A # 6 E- 66, KENNEDY
1770632
1
38473.3
38522.8
49.5
124.3
14
1
46029
CR 9 A # 6 E- 74, KENNEDY
1775945
1
47385.8
47462.4
76.6
192.3
15
1
46037
CR 9 A # 6 E- 80, KENNEDY
19645560
1
14309.1
14349.1
40.0
100.4
16
1
744862
CR 9 A # 6 E- 84 PS 2, KENNEDY
5131476
1
34946
35017.8
71.8
180.2
17
1
46045
CR 9 A # 6 E- 86, KENNEDY
5131483
1
44682.4
44744.3
61.9
155.4
18
1
1434984
CR 9 # 6E- 94 PS 2, VILLA DEL RIO 8450410
1
8939.4
9014.2
74.8
187.8
19
1
46052
CR 9 A # 6 E- 94, KENNEDY
8350146
1
18387.3
18425.1
37.8
94.9
20
1
866640
CL 7 ESTE # 9- 74, KENNEDY
1558817
1
9386.9
9387.2
0.3
0.8
21
1
866632
CL 7 ESTE # 9- 78, KENNEDY
15562779
1
15212.2
15262.1
49.9
125.3
22
1
57729
CR 10 # 6 E- 105, KENNEDY
5396312
1
33287.4
33351.0
63.6
159.6
23
1
57711
CR 10 # 6 E- 99, KENNEDY
1775878
1
55420
55484.9
64.9
162.9
24
1
57703
CR 10 # 6 E- 91, KENNEDY
12971386
1
28539.7
28601.3
61.6
154.6
25
1
57695
CR 10 # 6 E- 89, KENNEDY
2092846
1
59355
59426.0
71.0
178.2
26
1
58214
CR 10 # 7 E- 04, KENNEDY
1775859
1
51440.5
51514.0
73.5
184.5
27
1
58222
CR 10 # 7 E- 12, KENNEDY
1776207
1
60235.6
60310.3
74.7
187.5
28
1
58230
CR 10 # 7 E- 18, KENNEDY
3865812
1
79309
79365.0
56.0
140.6
29
1
58248
CR 10 # 7 E- 26, KENNEDY
2093816
1
41266
41322.0
56.0
140.6
CUENTA
NOMBRE
USUARIO
Dirección
No
MEDIDOR
S.D.
INICIAL
FINAL
Periodo de Proyectada
análisis
mes
69
30
1
31
32
524645
CR 10 # 7 E- 26 PS 2, KENNEDY
2090137
1
892026
CL 7 ESTE # 10- 35, KENNEDY
25420051
1
1
1139625
CL 7 ESTE # 10- 13, KENNEDY
8350361
1
33
1
1058411
CL 7 ESTE # 10- 12, KENNEDY
6257513
1
34
1
57935
CR 10 A # 6 E - 95, KENNEDY
8351615
1
35
1
1458942
K 10 A 6 E 83 APTO,
33015879
1
3992.2
36
1
CR 9A # 6E-80
40520554
37
1
CL 6E # 9A-11
40104296
1
1214
1241.7
27.7
69.5
38
1
CR 10 # 6E-12
8349885
1
18591
18682.0
91.0
228.4
39
1
CR 10 # 6E-17
10775086
1
5386
5458.0
72.0
180.7
40
1
CR 10 # 6E-20
19209593
1
4583
4612.8
29.8
74.8
41
1
CR 10 # 6E-22
19209795
1
7654.3
7702.0
47.7
119.7
42
1
CR 10 # 6E-21
1775418
1
34989.4
35054.8
65.4
164.2
43
1
CR 10 # 6E-30
1770581
1
24182.4
24234.3
51.9
130.3
44
1
CR 10 # 6E-32
1796348
1
10077.5
10116.2
38.7
97.1
45
1
CR 10 # 6E-29
6257045
1
35586.6
35661.8
75.2
188.8
46
1
CR 10 # 6E-36
2082922
1
4429.8
4500.1
70.3
176.5
47
1
CR 10 # 6E-34
85146
1
3566.5
3643.1
76.6
192.3
48
1
CR 10 # 6E-35
10480269
1
3692
3732.0
40.0
100.4
49
1
CR 10 # 6E-44
3867732
1
71011
71037.0
26.0
65.3
50
1
CR 10 # 6E-43
1770526
1
54117.9
54201.1
83.2
208.8
51
1
CR 10 # 6E-50
19613225
1
9648.5
9702.3
53.8
135.0
52
1
CR 10 # 6E-50
19590454
1
11302
11393.9
91.9
230.7
53
1
CR 10 # 6E-58
8351112
1
12666.5
12707.0
40.5
101.7
54
1
CR 10 # 6E-49
1775856
1
40423.7
40496.1
72.4
181.7
55
1
CR 10 # 6E-64
2093138
1
72420
72471.0
51.0
128.0
56
1
CR 10 # 6E-57
19151242
1
17049.4
17121.1
71.7
180.0
57
1
CR 10 # 6E-57
40409716
1
2577.4
2647.9
70.5
177.0
58
1
CR 10 # 6E-72
25420710
1
27110.7
27145.1
34.4
86.3
59
1
CR 10 # 6E-72
7942974
1
3319
3352.7
33.7
84.6
60
1
CR 10 # 6E-63
6254408
1
46098.2
46144.2
46.0
115.5
61
1
CR 10 # 6E-78
1776215
1
30901.9
30950.4
48.5
121.7
62
1
CR 10 # 6E-71
7308611
1
65506
65581.0
75.0
188.3
63
1
CR 10 # 6E-77
2093381
1
69338
69434.0
96.0
241.0
64
1
CR 10 # 6E-85
3866177
1
70980
71019.0
39.0
97.9
MEDIDOS
SERVICIOS DIRECTOS
64
0
Anexo 1
1
1
29302
29337.0
35.0
7285.8
7323.1
37.3
93.6
25341.2
25403.5
62.3
156.4
37591
37661.2
70.2
176.2
18931.9
19005.9
74.0
185.8
4046.3
54.1
3122.8
3212.0
89.2
87.9
135.8
223.9
DATOS BÁSICOS SERVICIO TRAFO 756
Lectura
ITEM
ACTIVA
FACTOR
70
1
1
30346
CL 9 ESTE # 9- 33, KENNEDY
6885608
1
18745.8
18790.7
44.9
168.9
2
1
53892
CL 9 ESTE # 9- 29, KENNEDY
3868244
1
5801
5856.0
55.0
206.9
3
1
30320
1
12948.8
12970.6
21.8
82.0
1
CL 9 # 9 E- 25, KENNEDY
CL 9 ESTE # 9- 25 PS 2,
KENNEDY
8351248
4
19209728
1
8718.2
8745.2
27.0
101.6
5
1
53934
CL 9 ESTE # 9- 13, KENNEDY
6257042
1
32728.2
32808.5
80.3
302.1
6
1
47241
CR 9 # 9 E- 10, KENNEDY
3866632
1
57904
57969.0
65.0
244.6
7
1
47480
CR 9 BIS # 9 E- 16, KENNEDY
2094566
1
50496
50536.0
40.0
150.5
8
1
47282
CR 9 # 9 E- 22, KENNEDY
1770623
1
38259.2
38303.4
44.2
166.3
9
1
47308
CR 9 # 9 E- 26, KENNEDY
1770624
1
28861.8
28877.3
15.5
58.3
10
1
30338
CR 9 # 9 E- 36, KENNEDY
3866511
1
10737
10758.0
21.0
79.0
11
1
534578
CR 9 # 9 E- 42, KENNEDY
2091104
1
28885
28906.0
21.0
79.0
12
1
47365
CR 9 # 9 E- 40, KENNEDY
1770627
1
33177.8
33217.0
39.2
147.5
13
1
47373
CR 9 # 9 E- 48, KENNEDY
6884927
1
25658.3
25693.9
35.6
133.9
14
1
47381
CR 9 # 9 E- 56, KENNEDY
3866348
1
70409
70463.0
54.0
203.2
15
1
47530
CR 9 ESTE # 9 E- 74, KENNEDY
8351298
1
14267.2
14305.7
38.5
144.9
16
1
30379
CL 9 E # 9 E - 50, KENNEDY
32556195
1
16181.2
16276.8
95.6
359.7
17
1
30353
CL 9 ESTE # 9- 42, KENNEDY
481187
1
77255.1
77297.2
42.1
158.4
18
1
53900
CL 9 ESTE # 9- 36, KENNEDY
6884637
1
14957
14957.0
0.0
0.0
19
1
53918
1
56691
56712.0
21.0
79.0
1
CL 9 ESTE # 9 E- 26, KENNEDY
CL 9 ESTE # 9- 24 PS 2,
KENNEDY
3867878
20
10848088
1
4225.3
4256.0
30.7
115.5
21
1
30361
CL 9 ESTE # 9- 10, KENNEDY
2094529
1
52678
52712.0
34.0
127.9
22
1
29686
CR 9 # 8 E- 40, KENNEDY
3232664
1
49047.3
49089.6
42.3
159.1
23
1
677336
1
42964.1
43023.7
59.6
224.2
1
CR 9 # 8 E- 34, KENNEDY
CR 9 # 8 E- 35 PS 1, PAZ DEL
RIO
1770620
24
19151707
1
9876.9
9905.8
28.9
108.7
25
1
546838
CR 9 # 8 E- 35 PS 2, KENNEDY
1770636
1
26016.5
26035.6
19.1
71.9
26
1
47217
CR 9 # 8 E- 41, PAZ DEL RIO
2091119
1
57605
57643.0
38.0
143.0
CUENTA
750943
620120
1147370
NOMBRE
USUARIO
Dirección
No MEDIDOR
S.D.
INICIAL
FINAL
Periodo de
análisis
Proyectada
mes
71
ANEXO 2
ACTIVA
1
1
1469378
3
1
4
1
5
1
6
CUENTA
NOMBRE
USUARIO
TRAFO 983
Direccion
No MEDIDOR
Lectura
S.D.
FACTOR
ITEM
DATOS BÁSICOS SERVICIO
INICIAL
FINAL
Periodo de
analisis
Proyectada
mes
CL 12 E # 12 E - 54 APTO C, CHICO RESTREPO
18472138
1
2997.4
3018.3
20.9
90.4
15370
CL 12 E # 12 E- 54, CHICO RESTREPO
8078368
1
1639.3
1672.0
32.7
141.4
70938
CS 1, CHICO RESTREPO
233836
1
62368.2 62419.9
51.7
223.5
719047
CL 12 ESTE # 13- 07, CHICO RESTREPO
113571
1
31572 31603.0
31.0
134.0
1
656314
CL 11 ESTE # 13- 06, CHICO RESTREPO
1774909
1
31246.3 31271.0
24.7
106.8
7
1
15396
CL 11 E # 13- 12 PS 2, CHICO RESTREPO
113574
1
36251 36283.0
32.0
138.3
8
1
15404
CL 11 E # 12- 12 PS 1, CHICO RESTREPO
10480272
1
6138.8
6187.0
48.2
208.4
9
1
15511
CL 12 E # 13- 12 PS 3, CHICO RESTREPO
481712
1
1976
2010.3
34.3
148.3
10
1
349456
CL 12 # 13 E- 14, CHICO RESTREPO
3480705
0.0
0.0
11
1
775726
12
1
556290
13
1
14
1
15
CL 12 # 13 E- 14, CHICO RESTREPO
S.D.
1
1774908
1
36529.5 36575.0
45.5
196.7
CL 12 E # 13- 27 APTO 101, CHICO RESTREPO
19974606
1
23901.7 23941.2
39.5
170.8
556324
CL 12 E # 13- 27 APTO 102, CHICO RESTREPO
2093143
1
54254 54294.0
40.0
172.9
556308
CL 12 ESTE # 13- 31, CHICO RESTREPO
2093141
1
41928 41960.0
32.0
138.3
1
934737
CL 12 ESTE # 13- 21 PS 1, CHICO RESTREPO
19550026
1
6172.1
6186.8
14.7
63.5
16
1
15248
CL 12 ESTE # 13- 23, KENNEDY
113578
1
37113 37154.0
41.0
177.2
17
1
1436864
CL 12E # 13- 44, SAN GREGORIO
19734670
1
475.7
475.7
0.0
0.0
18
1
82883
CL 12 # 13 E- 46, CHICO RESTREPO
10480273
1
9983.1 10031.3
48.2
208.4
72
19
1
866848
CL 12 # 13 E- 56, CHICO RESTREPO
6554224
1
10147.6 10177.4
29.8
128.8
20
1
349431
CL 12 # 13 E- 56, CHICO RESTREPO
5450682
1
28184.6 28201.2
16.6
71.8
21
1
1092659
CL 12 # 13 E- 66 PS 2, CHICO RESTREPO
23105477
1
8065.1
8068.9
3.8
16.4
22
1
1092626
CL 12 # 13 E- 66 PS 1, CHICO RESTREPO
23105449
1
12640 12660.0
20.0
86.5
23
1
930396
CL 12 # 13E- 66, CHICO RESTREPO
12974364
1
26575.4 26598.9
23.5
101.6
24
1
15412
CL 12 # 13 E- 66, CHICO RESTREPO
398.9
17.6
76.1
25
1
532036
MZ 29 CS 1, VILLA SANTANA MONSERRATE
1774717
1
22897.4 22909.6
12.2
52.7
26
1
733600
MZ 29 CS 3, VILLA SANTANA MONSERRATE
19151253
1
9929.8
9961.5
31.7
137.0
27
1
15115
MZ 29 LT 5 A, VILLA SANTANA MONSERRATE
9255213
1
35146 35159.0
13.0
56.2
28
1
17012
MZ 29 CS 6, VILLA SANTANA MONSERRATE
636284
1
1998.9
2012.2
13.3
57.5
29
1
17020
MZ 29 CS 7, CHICO RESTREPO
1
1409.7
1469.5
59.8
258.5
30
1
16857
MZ 25 CS 1, VILLA SANTANA MONSERRATE
1774719
1
20324.8 20342.4
17.6
76.1
31
1
14621
MZ 25 LT 2, CHICO RESTREPO
1791062
1
25253.3 25253.3
0.0
0.0
32
1
16840
MZ 24 CS 10, VILLA SANTANA MONSERRATE
10848081
1
3897.2
3928.8
31.6
136.6
33
1
16832
MZ 24 CS 9, VILLA SANTANA MONSERRATE
9255239
1
36089 36089.0
0.0
0.0
34
1
738948
1069.4
37.4
161.7
35
1
71183
36
1
37
33990880
1
97084
CR 14 BIS # 15 E- 48, CHICO RESTREPO
90905
1
381.3
1032
CS 49, CHICO RESTREPO
867843
1
46019 46033.0
14.0
60.5
589598
MZ 28 CS 50, VILLA SANTANA MONSERRATE
429037
1
19278.9 19295.3
16.4
70.9
1
16816
MZ 24 CS 2, VILLA SANTANA MONSERRATE
9255220
1
29099 29117.0
18.0
77.8
38
1
16980
MZ 26 CS 20, VILLA SANTANA MONSERRATE
12977655
1
25529.5 25579.7
50.2
217.0
39
1
619916
MZ 26 CS 20 A, VILLA SANTANA MONSERRATE
1774718
1
20596.8 20629.0
32.2
139.2
40
1
667733
MZ 26 CS 22, VILLA SANTANA MONSERRATE
0
0.0
0.0
41
1
17004
MZ 26 CS 23, VILLA SANTANA MONSERRATE
2505400
14.9
64.4
42
1
677286
MZ 26 CS 22, VILLA SANTANA MONSERRATE
0
0.0
0.0
43
1
16998
MZ 26 CS 21, VILLA SANTANA MONSERRATE
2510266
1
41573.9 41649.7
75.8
327.7
44
1
16972
MZ 26 CS 17, VILLA SANTANA MONSERRATE
12970912
1
10677.6 10728.9
51.3
221.8
45
1
629808
MZ 26 CS 16, VILLA SANTANA MONSERRATE
19643576
1
6402.9
28.4
122.8
46
1
16964
MZ 26 CS 15, VILLA SANTANA MONSERRATE
1791068
1
28791.7 28842.7
51.0
220.5
47
1
828442
MZ 26 CS 14, VILLA SANTANA MONSERRATE
12970911
1
28253.5 28257.5
4.0
17.3
48
1
16956
MZ 26 CS 13, VILLA SANTANA MONSERRATE
12970555
1
15537 15555.1
18.1
78.2
49
1
771857
MZ 26 CS 12, CHICO RESTREPO
1774905
1
29719.1 29748.4
29.3
126.7
S.D.
1
1
S.D.
25316.4 25331.3
1
6374.5
73
50
1
16949
MZ 26 CS 11, VILLA SANTANA MONSERRATE
19218868
1
11171.6 11189.6
18.0
77.8
51
1
16931
MZ 26 CS 10, VILLA SANTANA MONSERRATE
1791196
1
32913.8 32970.6
56.8
245.5
52
1
16923
MZ 26 CS 9, VILLA SANTANA MONSERRATE
19396371
1
10031.6 10058.2
26.6
115.0
53
1
16915
MZ 26 CS 8, VILLA SANTANA MONSERRATE
36176110
1
7476.4
91.8
396.9
54
1
16907
MZ 26 CS 6, VILLA SANTANA MONSERRATE
1775724
1
44152.9 44185.7
32.8
141.8
55
1
16899
MZ 26 CS 5, VILLA SANTANA MONSERRATE
6885865
1
14196.5 14212.5
16.0
69.2
56
1
653907
MZ 26 CS 4, VILLA SANTANA MONSERRATE
19598197
1
10516.8 10558.7
41.9
181.1
57
1
607192
MZ 26 CS 3, VILLA SANTANA MONSERRATE
6886091
1
17779.4 17816.0
36.6
158.2
58
1
16881
MZ 26 CS 1 PS 1, VILLA SANTANA MONSERRATE 955818
1
53150 53198.0
48.0
207.5
59
1
772327
MZ 26 CS 1 LC 00, VILLA SANTANA MONSERRATE 5700897
1
6808.8
6823.9
15.1
65.3
60
1
673202
MZ 26 CS 1 PS 2, VILLA SANTANA MONSERRATE 13142956
1
29804 29820.0
16.0
69.2
61
1
942318
CL 12 ESTE # 13- 69 PS 2, CHICO RESTREPO
12974366
1
16683.9 16712.3
28.4
122.8
62
1
688341
CL 12 # 13- 69, CHICO RESTREPO
113576
1
29319 29356.0
37.0
160.0
63
1
741280
CL 12 ESTE # 13- 65, CHICO RESTREPO
1
2142.6
2186.7
44.1
190.6
64
1
71100
CL 12 # 12 E- 133, CHICO RESTREPO
2089623
1
64749 64778.0
29.0
125.4
65
1
15495
CL 12 # 12 E- 123, CHICO RESTREPO
28788188
1
1456.4
1456.4
0.0
0.0
66
1
15420
CL 12 # 12 E- 109, CHICO RESTREPO
481162
1
24739.5 24802.6
63.1
272.8
67
1
732669
CL 12 # 12- 101, CHICO RESTREPO
1774901
1
24354.4 24388.5
34.1
147.4
68
1
1302454
CL 12 ESTE # 12 E- 93 APTO 0, KENNEDY
6884994
1
3716.6
3744.0
27.4
118.5
69
1
15438
CL 12 ESTE # 12 E- 93, CHICO RESTREPO
113564
1
61296 61345.0
49.0
211.8
70
1
15289
CL 12 ESTE # 12 E- 81, CHICO RESTREPO
19003204
1
4786.8
4804.4
17.6
76.1
71
1
15446
CL 12 # 12 E- 71, CHICO RESTREPO
2091131
1
76999 76999.0
0.0
0.0
72
1
85050
CR 12 # 12 E- 69, CHICO RESTREPO
3866173
1
49437 49437.0
0.0
0.0
73
1
82834
CL 12 # 12 E- 67, CHICO RESTREPO
6886821
1
19753.2 19775.1
21.9
94.7
74
1
1420090
CL 12 # 12E- 65 PS 2, SAN GREGORIO
9593246
1
2821.5
2883.7
62.2
268.9
75
1
15453
CL 12 # 12 E- 65, CHICO RESTREPO
113566
1
67018 67090.0
72.0
311.3
76
1
5450178
1
65089.6 65153.1
63.5
274.5
77
1
CL 12E # 13- 65, SAN GREGORIO
40104954
1
2827.7
2875.1
47.4
204.9
78
1
CL 12E # 13- 73, SAN GREGORIO
40404440
1
855.4
881.9
26.5
114.6
79
1
CL 12E # 13- 73, SAN GREGORIO
40404439
1
1121.1
1136.2
15.1
65.3
80
1
MZ 24 CS 4
0.0
0.0
40104952
S.D.
1
7384.6
74
81
1
MZ 24 CS 10
82
1
CL 12E # 13-23
83
1
CL 12E
MEDIDOS
SERVICIOS DIRECTOS
S.D.
97136
1
S.D.
77
5
ANEXO 3
1
1
1303.4
1348.2
0.0
0.0
44.8
193.7
0.0
0.0
75
BIBLIOGRAFIA
Sistemas de distribución, información Internet.
Resolución 0-82 del 2002, Comisión reguladora de energía y gas.
Aspectos regulatòrios de pérdidas de energía en distribución, Comisión
reguladora de energía y gas, Bogota Noviembre 15 del 2002.
Investigaciones procedimientos, inventarios y mediciones, Normas para sistemas
de subtransmision y distribución, 1978.
Investigaciones, objeto y condiciones de ejecución, Normas para sistemas de
subtransmision y distribución, 1978.
Tendencias y crecimiento de usuarios y consumo en Pereira, Empresa de
energía de Pereira planeación financiera, Pereira, septiembre del 2004.
Investigaciones determinación de parámetros de diseño, Normas para sistemas
de subtransmision y distribución, 1978.
76
77