ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA

ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE

EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA DE LA DISTANCIA EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA DE LA DISTANCIA DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN EN LA MEDICIÓN. ADMINISTRACIÓN DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN EN LA MEDICIÓN. ADMINISTRACIÓN

LA LIGUA, CONAFE.LA LIGUA, CONAFE.

COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDADSANTIAGO - CHILE

GERENCIA CORPORATIVA DE PROCESOS Y CONTROL

LUIS ALFONSO TERNICIEN MONTENEGRO

AUDITOR SÉNIOR

ÍNDICEÍNDICE

Objetivo del trabajo.

Introducción.

Método de cálculo teórico de las pérdidas en un arranque de media tensión para clientes medidos en baja tensión.

Mediciones en terreno.

Comparaciones entre el cálculo teórico y las mediciones de terreno.

Conclusiones.

Determinar si el recargo del 3,5 % por concepto de pérdidas eléctricas por transformación consideradas para los clientes conectados en alta tensión sin equipos compactos de medidas (decreto Nº385/2008), financia las pérdidas reales que efectivamente se producen si el servicio tuviera instalado dicho equipo.

Línea de media tensión

Transformadorparticular

Carga del clienteECM



Carga del clienteMedidor

Cliente AT

Pérdida variable

Cliente AT-MB

Recargo por transformación:

3,5 %

(tarifado)

Objetivo

GRÁFICO DE PÉRDIDAS EN ADMINISTRACIÓN LA LIGUA.

Pérdidas en la administración La Ligua

4,5 %

5,5 %

6,5 %

7,5 %

8,5 %

9,5 %

10,5 %

11,5 %

12,5 %

dic-

05

ene-

06

feb-

06

mar

-06

abr-

06

may

-06

jun-

06

jul-0

6

ago-

06

sep-

06

oct-

06

nov-

06

dic-

06

ene-

07

Energía SS/EE primarias

(promedio): 16,5 [GWh/mes]

Energía facturada

(promedio): 15 [GWh/mes]

LAS CENIZAS

20%

DBT1 - BT8%

DBT1 -AT26%

BT130%

DBT1- ATMB16%

Energía facturada año 2006

TARIFA ENERGÍA [kWh]

PORCENTAJE [%]

CLIENTES

BT1 54.279.909 30% 33.481 DBT1 -> AT 47.735.512 26% 103 LAS CENIZAS 36.816.017 20% 1 DBT1 -> ATMB 27.980.891 16% 730 DBT1 -> BT 14.011.744 8% 757

TOTAL 180.824.073 100,0% 35.072

3,5 %

979.331 [KWh/año]

3,5 %

81.611 [KWh/mes]

Representa medio punto en la curva de pérdidas



Carga del clienteECM



Carga del clienteMedidor

Medición en AT Medición en AT-MB

Pérdidas energía

3,5%

Pérdidas potencia

Comparación de las pérdidas.

Pérdidas reales:

Pérdida en la línea eléctrica MT que abastece al transformador.

Pérdidas en el transformador, tanto la rama serie como paralelo. Pérdidas en conductores de baja tensión que alimentan al medidor.

Pérdidas en conexionado.

Pérdida en aislamiento.

Pérdidas debido a objetos topando la línea.

Línea demedia tensión


Carga del cliente

ECM

Beneficios adicionales:

Registro de factor de potencia real del cliente. Mantención de equipos de medida y empalme. Inspecciones periódicas (se evita conexiones clandestinas). Toma de estado en forma mensual. Verificaciones de lectura solicitadas por clientes. Trabajos asociados con cambios de tarifa. Mejora en la facturación de los clientes (antenas). Monitoreo de voltaje Etc.

Método de cálculo teórico de las pérdidas en un arranque de media

tensión para clientes medidos en baja tensión.

Circuito equivalente transformador particularCircuito equivalente línea de distribución

argc aV

argc aI

LíneaZ

2LíneaY

2LíneaY

2T serieZ

2T serieZ

T paraleloZ

fuenteI

fuenteV

argc aQE argc aPE

ATSE '

AT MBSE

%% 3,5%

AT MB

comparadoPtransformación

S

EP

Re E

Comparación de la energía de pérdida en el empalme comparando medición en AT y BT

0

50

100

150

200

250

300

350

400

96 576

1056

1536

2016

2496

2976

3456

3936

4416

4896

5376

5856

6336

6816

7296

7776

8256

8736

9216

Energía consumida por el cliente [kWh]

En

erg

ía d

e p

érd

ida

[kW

h]

Energía perdida según 3,5 %

Energía perdida real

Cálculo para un arranque en media tensión trifásico con una subestación de 45 kVA.

El factor de potencia se considerará constante en la carga, igual a 0,98[-] inductivo. La distancia de la línea será de 100 metros. El conductor en 16 mm2 de cobre.

Comparación del factor de potencia con medición en AT y BT

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

96 576

1056

1536

2016

2496

2976

3456

3936

4416

4896

5376

5856

6336

6816

7296

7776

8256

8736

9216


Fac

tor

de

po

ten

cia

factor de potencia medido en BT

factor de potencia medido en AT

Comparación del ángulo de desfase de las energías aparente con medición en AT y BT

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

96 576

1056

1536

2016

2496

2976

3456

3936

4416

4896

5376

5856

6336

6816

7296

7776

8256

8736

9216


Án

gu

lo [

º]

Ángulo de la carga medido en BT

Ángulo de la fuente medido en AT

Comparación del factor de potencia con

medición en AT y BT

Comparación del ángulo de desfase de las energías medidas

en AT y BT


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


En

erg

ía d

e p

érd

ida

[kW

h]



Cálculo para un arranque en media tensión bifásica con una subestación de 15 kVA.

El factor de potencia se considerará constante en la carga, igual a 0,98[-] inductivo. La distancia de la línea será de 500 metros. El conductor en 16 mm2 de cobre.

Comparación del ángulo de desfase de las energías aparente con medición en AT y BT

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

24 144

264

384

504

624

744

864

984

1104

1224

1344

1464

1584

1704

1824

1944

2064

2184

2304


Án

gu

lo [

º]

Ángulo de la carga medido en BT

Ángulo de la carga medido en AT

Comparación del factor de potencia con medición en AT y BT

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

24 144

264

384

504

624

744

864

984

1104

1224

1344

1464

1584

1704

1824

1944

2064

2184

2304


Fac

tor

de

po

ten

cia

factor de potencia medido en BT

factor de potencia medido en AT

Comparación del factor de potencia con

medición en AT y BT

Comparación del ángulo de desfase de las

energías medidas en AT y BT

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

- 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000


En

erg

ía d

e p

érd

ida

[k

Wh

]

Energìa de pérdida según el 3,5%

Enegía de pérdida teórica

Para una muestra de 708 servicios AT-MB se representa la energía de pérdida según el 3,5% y de pérdida teórica.

Nota:

- Se consideró solo las pérdidas en el transformador.

- Se consideró para cada servicio un consumo promedio mensual para el año 2006.

4,3%

Total energía anual [kWh] 27.703.625 Total energía mensual promedio [kWh] 2.308.635

Total energía de pérdida mensual según el 3,5% [kWh] 80.802 Total energía de pérdida mensual teórica [kWh] 99.442

Mediciones en terreno

CASO 1: Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts.

El factor de potencia igual a 0,98[-] inductivo. La distancia de la línea es de 100 metros. El conductor en 16 mm2 de cobre.

Datos del suministro

Dirección : Perteneciente a la comuna de PetorcaTarifa : AT-4.3 MBConsumo de energía promedio activa : 2.000 [kWh]Consumo de energía promedio reactiva : 400 [kVArh]Factor de potencia : 0,98 [-]Demanda registrada en horario normal, fuera de la hora punta

: 15 [kW]

Demanda registrada en horas punta : 3 [kW]

Medidor en equipo compacto de medida

Marca : ACTARIS

Modelo : SL-7000 Número de serie : 36100848Lectura inicial : 0,00Fecha de instalación : 21 de marzo de 2007Horario de instalación : 17:00 horas

Medidor en transformador de del cliente

Marca: ACTARISModelo : SL-7000 Número de serie : 36055927

DiferenciaDiferencia

Diferencia porcentual Diferencia Diferencia

Diferencia porcentual

[kWh] [kWh] ATMB

energía activa

[kVArh] AT

[kVArh] ATMB

energía reactiva

AT

AT MB AT FECHAcos cos

Mediciones efectuadas (21/03/2007 al 27/06/2007)

Medición AT

Medición AT-MB

SUMA 7.050 2.008 251,10%8.448 7.284 15,98%

0,96 0,77

Mediciones históricas extraída de los equipos de medida

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

0:15

1:00

1:45

2:30

3:15

4:00

4:45

5:30

6:15

7:00

7:45

8:30

9:15

10:0

0

10:4

5

11:3

0

12:1

5

13:0

0

13:4

5

14:3

0

15:1

5

16:0

0

16:4

5

17:3

0

18:1

5

19:0

0

19:4

5

20:3

0

21:1

5

22:0

0

22:4

5

23:3

0

Tiempo

Dem

and

a [k

W]

Demanda en ECM

Demanda en transformador

Diferencia de demandas

Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para un día de régimen normal.

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

0:1

5

1:0

0

1:4

5

2:3

0

3:1

5

4:0

0

4:4

5

5:3

0

6:1

5

7:0

0

7:4

5

8:3

0

9:1

5

10:0

0

10:4

5

11:3

0

12:1

5

13:0

0

13:4

5

14:3

0

15:1

5

16:0

0

16:4

5

17:3

0

18:1

5

19:0

0

19:4

5

20:3

0

21:1

5

22:0

0

22:4

5

23:3

0

Tiempo

Dem

and

a [k

W]

Diferencia de demandas entre la regsitrada enel ECM y en el transformador

Diferencia de demandas de potencia activa entre las mediciones en AT y ATMB para un día de régimen normal.

CASO 2: Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts.

El factor de potencia igual a 1 [-] La distancia de la línea es de 500 metros. El conductor en 33,6 mm2 de aluminio.

SUMINISTRO

Dirección : Perteneciente a la comuna de PapudoTarifa : AT-2Consumo de energía promedio activa : 1.000 [kWh]Consumo de energía promedio reactiva : 15 [kVArh]Factor de potencia : 1,0 [-]Potencia contratada : 8 [kW]

MEDIDOR EN EQUIPO COMPACTO DE MEDIDANúmero de serie : 36100849

Tipo : Trifásico electrónicoREMARCADORES EN EL EQUIPO COMPACTO DE MEDIDANúmero de serie : 97003701Tipo : Monofásico electromecánico REMARCADORES EN EL TRANSFORMADOR

Remarcador Nº1 Número de serie : 36049746Tipo : Trifásico electrónico Remarcador Nº2

Número de serie : 6020563

Tipo : Monofásico electrónico Remarcador Nº3Número de serie : 97004082

Tipo : Monofásico electromecánico



Carga del clienteMedidorECM

Medidores: 1) Trifásico SL-7000 Nº 36100849 2) Monofásico SL-17 Nº 97003701

Medidores: 1) Trifásico SL-7000 Nº 36049746 2) Monofásico electrónico ACE 1000, SM0 Nº 6020563 3) Monofásico electromecánico SL-16 Nº 97004082

Mediciones efectuadas (14/03/2007 al 28/06/2007)

Trifásico TrifásicoMonofásico

electromecánicoMonofásico electrónico

Nº 36100849[KWh]

Nº 36049746[KWh]

Nº 97004082[KWh]

Nº 6020563 [KWh]

AT AT MBMonofásico

electromecánico Nº 97003701

[KWh]

28/06/2007 500 397 25,90%

Total 21,70%3.410 2.803

Trifásico

28/06/2007 500 510 397 396 399

Total 2.8153.410 3.460 2.803 2.801

Diferencia medidor trifásico

Diferencia medidor trifásico

Diferencia porcentual

Nº 36100849 Nº 36049746 energía activa[kWh] [kWh]

AT AT-MB

Mediciones históricas extraída de los equipos de medida

Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para una semana de régimen normal.

0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,802,00

0:1

5

5:3

0

10

:45

16

:00

21

:15

2:3

0

7:4

5

13

:00

18

:15

23

:30

4:4

5

10

:00

15

:15

20

:30

1:4

5

7:0

0

12

:15

17

:30

22

:45

4:0

0

9:1

5

14

:30

19

:45

1:0

0

6:1

5

11

:30

16

:45

22

:00

3:1

5

8:3

0

13

:45

19

:00

0:1

5

Tiempo

Dem

an

da

[k

W]

Demanda en ECM



0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,802,00

0:1

5

1:0

0

1:4

5

2:3

0

3:1

5

4:0

0

4:4

5

5:3

0

6:1

5

7:0

0

7:4

5

8:3

0

9:1

5

10

:00

10

:45

11

:30

12

:15

13

:00

13

:45

14

:30

15

:15

16

:00

16

:45

17

:30

18

:15

19

:00

19

:45

20

:30

21

:15

22

:00

22

:45

23

:30

Tiempo

Dem

an

da

[k

W]

Demanda en ECM



Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para una día de régimen normal.

Comparaciones entre el cálculo teórico y práctico.


0

50

100

150

200

250

300

350

400

96 576

1056

1536

2016

2496

2976

3456

3936

4416

4896

5376

5856

6336

6816

7296

7776

8256

8736

9216


En

erg

ía d

e p

érd

ida

[kW

h]



Fecha DíasDiferencia consumo

[kWh] AT

Diferencia consumo

[kWh] ATMB

Energía de pérdida [kWh]

Diferencia consumo equivalente en el mes

[kWh] AT


[kWh] AT-MB

Energía de pérdida equivalente en el mes

[kWh]

21/03/200729/03/2007 8 750 657 93 2.813 2.464 349 20/04/2007 22 2.202 1.937 265 3.003 2.641 361 27/04/2007 7 708 628 80 3.034 2.691 343 11/05/2007 14 1.398 1.222 176 2.996 2.619 377 18/05/2007 7 594 511 83 2.546 2.190 356 25/05/2007 7 642 558 84 2.751 2.391 360 08/06/2007 14 1.086 921 165 2.327 1.974 354 27/06/2007 19 1.068 850 218 1.686 1.342 344

En la práctica la energía de pérdida es más del doble que la calculada en forma teórica

Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts.

Fecha Días

Diferencia consumo

[kWh] AT

Diferencia consumo

[kWh] ATMB

Energía de pérdida [kWh]


[kWh] AT


[kWh] AT-MB

Energía de pérdida equivalente en el mes

[kWh]

14/03/200729/03/2007 15 550 475 75 1.100 950 150 23/04/2007 25 880 735 145 1.056 882 174 27/04/2007 4 150 123 27 1.125 923 203 11/05/2007 14 490 412 78 1.050 883 167 18/05/2007 7 250 204 46 1.071 874 197 08/06/2007 21 590 457 133 843 653 190 28/06/2007 20 500 397 103 750 596 155


0

50

100

150

200

250

60 360

660

960

1260

1560

1860

2160

2460

2760

3060

3360

3660

3960

4260

4560

4860

5160

5460

5760


En

erg

ía d

e p

érd

ida

[kW

h]



En la práctica la energía de pérdida es más de tres veces que la calculada en forma teórica.

Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts.

Resumen comparativo

Cálculo teórico En la prácticaPorcentaje en la

facturación

Diferencia energía activa

7% 16% 3,5%

Diferencia demanda HN

2% 3% 3,5%

Diferencia demanda HP

8% 28% 3,5%

Medición AT-MB (solo FP)

Cálculo teórico En la práctica

Aumentoenergía reactiva

- 128% 251%

Factor de potencia 0,98 0,86 0,76

Recargo por mal factor de potencia = 17 %

Cálculo teórico En la prácticaPorcentaje en la

facturación

Diferencia energía activa

5% 22% 3,5%

Diferencia de demanda

3% 18% 3,5%

Medición AT-MB (solo FP)

Cálculo teórico En la práctica

Aumentoenergía reactiva

- -59% -27%

Factor de potencia 1,00 1,00 1,00

Empalme trifásico con transformador de 45

[kVA], 23.000/400 volts.

Empalme bifásico con transformador de 15

[kVA], 23.000/231 volts.

Caso antena con arranque de 20 km de distancia.

0

1

2

3

4

5

6

0:15

1:15

2:15

3:15

4:15

5:15

6:15

7:15

8:15

9:15

10:1

511

:15

12:1

513

:15

14:1

515

:15

16:1

517

:15

18:1

519

:15

20:1

521

:15

22:1

523

:15

Demanda de potencia cada 15 minutos [kW] (AT)

Demanda media (BT)


Transformador particular

Carga del cliente

ECM

Demanda en kW verus tiempo.

Línea : 23 [kV]Disposición : bifásicaDistancia Línea : 20 [km] Cliente : Antena de celular

Conclusiones Conclusiones

Se debe incorporar el dato de la energía de pérdida de los clientes AT-MB dentro de la curva de pérdida de la

administración.Actualmente la pérdida promedio en la administración es de: 9%

Incluyendo las pérdidas por transformación (0,1 GWh)

Reales, el valor será menor que: 8,4%

Pérdidas totales de energía en administración La Ligua – 12 meses

1

7,0 %

7,5 %

8,0 %

8,5 %

9,0 %

9,5 %

10,0 %

10,5 %

11,0 %

Dic-05 Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06 Ene-07

La Ligua La Ligua AT-MB

Estudiar la factibilidad de la instalación de ECM para clientes, comenzando con los que poseen transformadores de mayor capacidad.

Con la utilización de equipos compactos de medida, se incorpora una variable importante que es el factor de potencia real de los clientes conectados en AT.

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4

Se recomienda que para tarifas de alta tensión la medición sea realizada en AT a través de equipos destinado para este fin, para transparentar la medición con estos clientes.

3

Existen factores que son difíciles de calcular teóricamente y que son demostrados en las mediciones, estas son: en los aisladores, por objetos en las líneas, por falta de poda, transformadores añosos, conexiones sueltas, etc.

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Existen beneficios desde el punto de vista administrativo. Ejemplo de ello: toma de lectura en cerros distantes y parcelas con dificultades de acceso, cambio de equipos de medida, auditorias técnicas, etc.

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Debe considerarse la distancia de la línea de media tensión como una variable importante en la instalación de equipos ECM en alta tensión.

7

MUCHAS

GRACIAS

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ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA