Impacto de la compensación reactiva en redes de distribución de baja tensión del sistema eléctrico Lima norte

FACUL TAO DE INGENIERÍA MECÁNICA

"IMPACTO DE

LA

COMPENSACIÓN REACTIVA EN

REDES DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN DEL

SISTEMA ELÉCTRICO LIMA NORTE"

INFORME DE SUFICIENCIA

PARA OPTAR POR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA

CÉSAR SIMÓN CAMPAÑA ACHULLI

PROMOCIÓN 1999-11

PRÓLOGO ... ... 1

CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN ... 3

1 . 1 Antecedentes ... 3

1 .2 Objetivos ... 3

1.3 Alcances ... 4

CAPÍTULO 2 ASPECTOS CONCEPTUALES ... 6

2.1 Sistema de Distribución ... 7

2.2 Regulación Tarifaria ... 9

2.3 Calidad de Tensión ... 21

2.4 Pérdidas de Energía ... 27

CAPÍTULO 3 SITUACIÓN ACTUAL ... 32

3.1 Descripción del Sistema Eléctrico Lima Norte ... 32

3.2 Situación Comercial ... 37

3.3 Pérdidas de Energía Eléctrica ... 40

3.4 Registros Históricos de Tensión de la Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE) ... .41

3.5 Características Socioeconómicas ... 44

CAPÍTULO 4 ANÁLISIS DE INFORMACIÓN ... 48

4.1 Registros de Tensión del Estudio de Caracterización de la Carga -Año 2003 . . .. . . _{_} . . . .. . . ... . . . .. . . . .. . . 48

4.2 Registros de Mediciones de la NTCSE ... 50

4.3 Consumo de Energía por Nivel Socioeconómico ... 53

CAPÍTULO 5 FLUJO DE CARGA EN REDES DE BAJA TENSIÓN ... 62

5.1 Metodología ... 62

5.2 Selección de SEDs e Información de Entrada ... 70

5.3 Resultados ... 79

CONCLUSIONES ... 87

BIBLIOGRAFÍA ... 89

II

CUADROS

Cuadro 2.1 Pérdidas Estándar para el Sector Típico 1 ... 12

Cuadro 2.2 Exceso de Pérdidas para Sistemas Eléctricos calificados en el Sector Típico 1 ... 13

Cuadro 2.3 Cuadro 2.4 Cuadro 2.5 Cuadro 3.1 Cuadro 3.2 Cuadro 3.3 Cuadro 3.4 Cuadro 3.5 Cuadro 3.6 Cuadro 3.7 Cuadro 3.8 Cuadro 3.9 Cuadro 4.1 Cuadro 4.2 Opciones Tarifarias para Clientes en Media Tensión ... 19

Opciones Tarifarías para Clientes en Baja Tensión ... 20

Factores de proporcionalidad Ap ... 24

Tipos de SED ... 35

Clientes y SED por distrito ... 36

Cantidad de Clientes por Opción Tarifaria ... 37

Ventas de Energía por Opción Tarifaría ... 38

Facturación de Energía por Opción Tarifaria ... 39

Pérdidas en la Red de Distribución - Año 2004 ... 40

Población por Nivel Socioeconómico ... 45

Clientes por SET ... 46

Consumo de Energía por SET ... 47

Relación de Registros de Medición de la NTCSE ... 51

Ingreso familiar por nivel socioeconómico - Fuente Apoyo S.A. 54 Cuadro 4.3 Vivienda Típica del NSE "E" ... 54

Cuadro 4.4 Vivienda Típica del NSE "D" ... 54

Cuadro 4.5 Vivienda Típica del NSE "C" ... 55

Cuadro 4.6 Vivienda Típica del NSE "B" ... 56

Cuadro 4.7 Vivienda Típica del NSE "A" ... 57

Cuadro 4.8 dP/dV de Artefactos Electrodomésticos ... 59

Cuadro 5.1 Distribución del Consumo de Energía en Baja Tensión por Nivel Socioeconómico ... · ... 70

Cuadro 5.2 Rangos de Consumo por Nivel Socioeconómico ... 71

Cuadro 5.3 Subestaciones seleccionadas ... 71

Cuadro 5.4 Característica de la red secundaria - SED 03616A ... 73

Cuadro 5.5 Característica de la red secundaria - SED 02284A ... 74

Cuadro 5.6 Característica de la red secundaria - SED 22026A ... 75

Cuadro 5. 7 Parámetros eléctricos cables y conductores ... 76

Cuadro 5.8 Resumen de resultados en SED 03616A - NSE "C" ... 82

Cuadro 5.9 Resumen de resultados en SED 02284A - NSE "D" ... 83

FIGURAS

Figura 2.1 Sistema de Distribución Eléctrica ... 8

Figura 2.2 Tarifas de distribución eléctrica ... 1 O Figura 2.3 Pérdidas Estándar. ... 12

Figura 2.4 Pérdidas Estándar y Exceso Reconocido ... 14

Figura 2.5 Curva de Carga ... 16

Figura 2.6 Estructura del Cargo de la Energía - Opción Tarifaría BT58 .. 21

Figura 2.7 Compensación cuando hay mala calidad por subtensión . ... 26

· Figura 2.8 Compensación cuando hay mala calidad por sobretensión . ... 26

Figura 2.9 Flujo de Energía en un Sistema de Distribución ... 27

Figura 3.1 Ubicación Geográfica del Sistema Eléctrico Lima Norte ... 33

Figura 3.2 Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Lima Norte ... 34

Figura 3.3 Evolución del Porcentaje de Pérdidas ... 40

Figura 3.4 Distribución de los registros de Calidad de Tensión por Rango de Tensión - Año 2004 ... 41

Figura 3.5 Distribución de los registros de Calidad de Tensión por Rango de Tensión - Año 2003 ... 42

Figura 3.6 Resultados de las Mediciones de Tensión BT por Distrito de Lima - Segundo Semestre 2004 ... 43

Figura 4.1 Variación de la Tensión - Promedio ... . 49

Figura 4.2 Variación de la Tensión - Por SED ... 49

Figura 4.3 Distribución de Tensión por Rangos ... 52

Figura 4.4 Perfiles de Tensión ... 52

Figura 4.5 Variación del Consumo de Potencia según la Tensión de Suministro por Tipo de Artefactos ... 60

Figura 4.6 Variación de la Potencia en función de la Tensión de Suministro - NSE "E" ... 61

Figura 5.1 Metodología usada ... 63

Figura 5.2 Diagrama de Carga de un Día Útil - Tarifa BT58 ... 65

Figura 5.3 Diagrama de Bloques - Método Newton Desacoplado ... 68

Figura 5.4 Red eléctrica típica de sistemas de distribución secundaria ... 69

Figura 5.5 Nodo de carga con conexión a varios suministros ... 69

Figura 5.6 Red de Servicio Particular de la SED 03616A ... 73

Figura 5. 7 Red de Servicio Particular de la SED 02284A ... 7 4 Figura 5.8 Red de Servicio Particular de la SED 22026A ... 75

Figura 5.9 Diagrama de Carga para un Día Útil ... 78

Figura 5.1 O Entorno de Ingreso de Datos ... 79

Figura 5.11 Ventana de Resultados Numéricos ... 80

Figura 5.12 Ventana de Resultados Gráficos ... 80

IV

Figura 5.14 Variación con respecto a la Tensión Nominal VN en SED

02284A-Tensión en Barra 220V y sin Compensación Reactiva ... 83 Figura 5.15 Variación con respecto a la Tensión Nominal VN en SED

El presente trabajo corresponde al estudio de "Compensación Reactiva en

Redes de Distribución de Baja Tensión" en el sistema eléctrico Lima Norte.

En el Capítulo 1, se presenta los objetivos generales y específicos del

estudio.

En el Capítulo 2, se da a conocer los aspectos conceptuales relacionados al

estudio. Se detallan los conceptos básicos de la regulación tarifaria, normas técnicas de calidad del servicio eléctrico y las pérdidas de energía en redes de distribución.

En el Capítulo 3, se muestra la situación actual del sistema eléctrico Lima

Norte. Sus indicadores como pérdidas de energía en media y baja tensión,

ventas de energía, número de clientes y facturación. Además se muestra la

situación actual referente a la aplicación de la Norma Técnica de Calidad de

los Servicios.

2

Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos y Factor de Balance de Potencia.

En el Capítulo 5, se realiza flujos de carga para diferentes escenarios con la

finalidad de evaluar la variación de la tensión y pérdidas de energía ante la instalación de condensadores en redes de baja tensión. Para ello se ha tomado información de entrada tales como, consumo de energía por

· suministro, topología de la red de baja tensión, tipos de conductores de la

red y sus parámetros eléctricos.

1.1 Antecedentes

La empresa concesionaria del sistema eléctrico Lima Norte ha instalado

desde el año 2001 condensadores monofásicos en las cajas porta medidor de los clientes residenciales (usuarios de la tarifa BT58). Sin embargo, hasta el momento no hay alguna norma técnica que contemple este tipo de instalaciones. Por otro lado se desconocen los efectos de este tipo de instalación en los usuarios así como en la red secundaria.

1.2 Objetivos

El presente estudio tiene por objetivo evaluar el impacto técnico de la

instalación de condensadores en las redes de distribución de baja

tensión, sobretodo donde hay alta densidad de clientes residenciales.

Para ello, se evalúa principalmente los indicadores de pérdidas de

energía y potencia, caída de tensión y mejoramiento del factor de

4

Para alcanzar los objetivos indicados se realizaron los siguientes

procesos:

• Recopilar y analizar información del sistema eléctrico en lo referente a

pérdidas de energía, caída de tensión y factores de potencia.

• Selección y configuración de tres subestaciones típicas del sistema

eléctrico Lima Norte que representan a los niveles socioeconómicos

más de mayor presencia.

• Realizar simulaciones de flujo de carga para las subestaciones

seleccionadas antes y después de la instalación de condensadores.

1.3 Alcances

Mediante el flujo de carga se analizaran la variación de los siguientes

parámetros eléctricos ante diferentes escenarios:

• La caída de tensión, según los limites establecidos por la Norma

Técnica de Calidad de Servicio Eléctrico.

• Las pérdidas de energía en Baja Tensión comparadas con las pérdidas reconocidas por el OSINERG.

Por otro lado, se evaluará la variación del consumo de energía y

potencia en un cliente residencial como consecuencia de la variación de

CAPÍTULO 2

.ASPECTOS CONCEPTUALES

· El sector eléctrico peruano ha pasado históricamente por diferentes etapas vinculadas a la forma de organización y a la estructura de propiedad imperante. En 1972 se produce en nuestro país la estatización de los servicios eléctricos, por la que el estado concentró todas las actividades de la industria eléctrica. Es decir operaba bajo una estructura verticalmente integrada entre las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Las empresas creadas para tal fin fueron Electrolima y Electroperu.

Luego a partir de 1992, el modelo de propiedad cambia hacia uno de

desintegración vertical a través de la implementación de un conjunto de

reformas a estructurales que enfatizan la propiedad privada y el uso de

mecanismos de mercado. Bajo este contexto, se promulgó la Ley de

Concesiones Eléctricas (LCE) que estableció la nueva organización del

sector, con diferentes mercados y regímenes de precios. Así se determina el

libre acceso a la actividad de generación y el otorgamiento de concesiones

Adicionalmente se sabe que la actividad de distribución se desarrolla en

condiciones de monopolio natural en cada zona de concesión, lo cual

constituye una falla del mercado que no permite el mejor aprovechamiento

de recursos si no se le regula adecuadamente. Por tal motivo el Estado fija

los precios máximos que pueden aplicar los prestadores de dichos

monopolios. Así también, la regulación contempla l,a aplicación de una

Norma de Calidad del Servicio Eléctrico, en especial por el monopolio al que

están sujetos los usuarios finales, par lo cual se han establecido estándares

mínimos de calidad que deben cumplirse.

2.1 Sistema de Distribución

Un sistema de distribución está compuesto principalmente por la red

primaria en media tensión, subestaciones de distribución MT/BT (SED) y

la red secundaria en baja tensión. Los niveles de tensión utilizados en

redes de media tensión son de 1 O kV, 13,2 kV, y 22,9 kV; y en baja

tensión son 220 V y 380/220 V. Las tolerancias admitidas sobre las

tensiones nominales de los puntos de entrega de energía a todo

consumidor es hasta ± 5 %. Tratándose de redes de baja tensión en

zonas rurales (urbano rurales o rurales o ambas), dicha tolerancia es

Figura 2.1 Sistema de Distribución Eléctrica

M.EDIA TENSIÓN

BAJA TEHSIÓN

Sube$tación dt1 T ransmisi6 n

Redes�· Equip--i.lS rJe

PS.8

Subes1aci0ries de Dtslt1J)Ul;ión

Redes y AJumlnado

Público

D:e la Geoerncióri y Transmisión

_..., __ J.jta Tensión

JJ

- Media Tensión

Baja Tensión Uzusrlo en Bajtl Tensión

ln-frnestr1Jc.h.1rá No Eléctfica (O:frcJriss, e entrc,s. <l-9 All?n-c-í6n .1l lJsLJ,Hi o., etc.}

8

La red de media tensión está formada de alimentadores que parten de las barras de salida de las Subestaciones de Transmisión (SET), lugar al cual llega la energía por intermedio de las líneas de transmisión o subtransmisión. Generalmente la configuración de la red primaria es de tipo radial.

Una empresa distribuidora tiene a su cargo una zona de concesión, el

cual puede estar conformado por uno o más sistemas eléctricos, el cual

a su vez está conformado por alimentadores de MT de uno o varias

subestaciones de transmisión.

caso del Sistema Eléctrico Lima Norte, se tipifica en el Sector Típico1 al

igual que el Sistema Eléctrico Lima Sur. En cuanto a los niveles de

tensión, la red primaria de distribución funciona en 1 OkV y la red

secundaria en 0,23kV.

2.2 Regulación Tarifaria

Actualmente el mercado eléctrico está dividido en clientes libres y

clientes regulados. En el caso de los clientes regulados, la LCE y su

Reglamento establecen los principios, criterios y procedimientos

mediante los cuales se fijan las tarifas de electricidad. Es así que las

tarifas de electricidad comprenden los costos eficientes en que se

incurren para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión

y distribución eléctrica.

La LCE define que las actividades de generación, transmisión y

distribución se desarrollan con un régimen de concesión o autorización a

través de operadores independientes, ya sean privados o públicos,

reservándose al Estado el rol normativo y regulatorio (fijación de tarifas).

10

2.2.1 Tarifas de Distribución Eléctrica

Las tarifas de distribución eléctrica están representadas por el Valor

Agregado de Distribución (VAD). El VAD considera los siguientes

componentes:

• Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía.

• Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía.

• Costos estándar de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.

Figura 2.2 Tarifas de distribución eléctrica

Valor Agregado éfe 1 Distribución {VAD} r __ J

/ l /,,

_�---�

Costos Asocil'Klos · PéráJdas al Usuario Está.ndar

l l

CostM Estándar de lnvers,ón.

M¡ir,t�nlmlento y Operl!e:ión

VAD M�,\ T(W';ióit

VADMT VJ,C,8'.!).1�T-0miM VADBT

Los costos asociados al usuario se denominan Cargos Fijos y

cubren los costos eficientes para el desarrollo de las actividades de

lectura del medidor, procesamiento de la lectura y emisión, reparto

Las pérdidas estándar de distribución son las pérdidas inherentes a

las instalaciones de distribución eléctrica y que reconocen a través

·de factores de expansión de pérdidas aplicables en el cálculo de las

tarifas.

Los costos estándar de inversión, mantenimiento y operación se

reconocen a través del VAD de media y baja tensión (VADMT y

VADBT). El VAD es el costo por unidad de potencia necesario para

poner a disposición del usuario, la energía eléctrica desde el inicio

de la distribución eléctrica (después de la celda de salida del

alimentador de media tensión ubicada en la subestación de

transmisión) hasta el punto de empalme de la acometida del

usuario.

2.2.2 Factores de Expansión de Pérdidas

La Reglamento de la LCE establece que las pérdidas estándar a

considerarse para el cálculo del Valor Agregado de Distribución

comprenden las pérdidas estándar físicas y comerciales. Así

mismo, e·stablece que las pérdidas estándar fijadas deberán ser

alcanzadas progresivamente en tres períodos de regulación de las

tarifas de distribución eléctrica y en la primera regulación se deberá

reducir por lo menos el 50% de la diferencia entre las pérdidas

Figura 2.3 Pérdidas Estándar

Pérdidas

Totales

Exceso de Pérdidas

Pérdidas Estóndar

12

Pérdidas Estándar.- Las pérdidas estándar comprenden las

pérdidas estándar físicas y las pérdidas estándar comerciales. El

porcentaje de pérdidas estándar referido al ingreso en cada nivel de

tensión se muestran en el Cuadro 2.1 .Estos valores son aplicados

para los sistemas eléctricos que están calificados como Sector

Típico 1.

Cuadro 2.1 Pérdidas Estándar para el Sector Típico 1

Pérdidas Estándar ·Media Tensión Baja Tensión

Energía(%) Potencia(%) Energía(%) Potencia {%)

Físicas 1,42 1,99 6,71 8,00

Comerciales 0,00 0,00 2,00 2,00

Pérdidas Totales.- Las pérdidas totales resultan de la diferencia

entre la energía entregada al sistema de distribución eléctrica y la

energía vendida a los usuarios de media y baja tensión.

Pérdidas Reconocidas.- Las pérdidas reconocidas son las calculadas conforme lo establece la segunda disposición transitoria del Título XI del Reglamento de la LCE.

Exceso de Pérdidas.- El exceso de pérdidas resulta de la diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas estándar. El exceso de pérdidas como porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión se muestra en el Cuadro 2.2, donde se listan solo

los sistemas eléctricos calificados dentro del sector típico 1.

Cuadro 2.2 Exceso de Pérdidas para Sistemas Eléctricos calificados en el Sector Típico 1

Sistema Eléctrico Media Tensión Baja Tensión

Energía(%) Potencia (%) Energía(%) Potencia (%)

Lima Norte 1,99 2,47 10,61 12,47

Lima Sur 1,99 2,47 16,73 16,67

Tal como lo estableció la segunda disposición transitoria del Título

XI del Reglamento de la LCE en la primera regulación se deberá

reducir por lo menos el 50% de la diferencia entre las pérdidas

totales y las pérdidas estándar. Con tal finalidad, en la Regulación

Noviembre 1993 - Octubre 1997, se reconoció el 75% del exceso

14

término del período de regulación alcanzarán una reducción del

50% del exceso.

Para la Regulación Noviembre 1997 - Octubre 2001 se previó una

reducción gradual del exceso de pérdidas en cuatro etapas de un

año cada una. Se reconoció el 45%, 40%, 35% y 30% del exceso

de pérdidas en cada etapa.

Para la Regulación Noviembre 2001 - Octubre 2005 se prevé

continuar con la reducción gradual del exceso de pérdidas en

cuatro etapas de un año cada una. Se reconoce el 25%, 20%, 15%

y 10% del exceso de pérdidas en cada etapa.

Figura 2.4 Pérdidas Estándar y Exceso Reconocido

Pérdidas Estándar y Exceso Reconocido

+ 1

ºº��

1--,--�---1-Esl,indor

+75% -ToL:il

1= 1003-1997 1lfP-1WS 1998-1900 199'.).20JO 2000-2001 2001-Xl02 2002-2003 20)3-2Cú4 2004-2005 Nov-2005

'----.,.---J

---Re;,uloción 1993-1997 R�ulación 1997-2001 Regulación 2001 -2005

Factores de Expansión de Pérdidas.- De acuerdo al porcentaje

determina los factores de expansión de pérdidas a través de la

siguiente expresión:

1

Factor de Expansión de Pérdidas

= ---­

100

Los factores de expansión de pérdidas que entran en cálculo del las tarifas de electricidad son:

• _{PEMT: Factor de expansión de pérdidas de energía en MT}

• _{PPMT: Factor de expansión de pérdidas de potencia en MT}

• _{PEBT: Factor de expansión de pérdidas de energía en BT}

• _{PPBT: Factor de expansión de pérdidas de potencia en BT}

2.2.3 Opciones Tarifarías

De acuerdo a la política tarifaría vigente, los usuarios finales

pueden elegir entre diferentes opciones tarifarías y optar por

aquélla que le resulte más económica. La elección de la opción

tarifaría más conveniente dependerá de los patrones de consumo

de energía de cada usuario, caracterizados mediante sus curvas de

carga.

El diseño de estas opciones contempló la diferenciación en base a

los sistemas de medición para cada alternativa y no como se hacía

16

diferencias explícitas entre tarifas comerciales, industriales, de uso

general y otras.

Figura 2.5 Curva de Carga

l

Ola de, rT13f::f" CCff.UTlO _J�

kW

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I

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1 2 3" 5 s 7 � o 10 11 12 13 14. 15 16 11 1a m 21J 2122232" Horas

Para entender la concepción de las diferentes opciones tarifarias,

se debe considerar la definición actual de horas punta (HP), que

abarcan desde las 18 hasta las 23 horas y las horas fuera de punta

(HFP) que corresponde a horas restantes. Esta diferenciación

horaria tiene una serie de consecuencias sobre los costos de las

empresas, ya que el costo de la energía en horas punta es mayor

que el costo en horas fuera de punta.

En la actualidad existen ocho opciones tarifarías, tres en media

tensión (MT} y seis en baja tensión (BT). No hay opciones en el

nivel de alta tensión debido a que sus usuarios asumen el costo de

tener las instalaciones para tomar la energía a ese nivel

encima del que tipifica al cliente regulado, negociando por tanto el

suministro de energía bajo condiciones particulares.

Tipos de Medición.- Las opciones tarifarías BT2 y MT2 consideran

mediciones de energía activa y de potencia tanto en horas "punta"

como "fuera de punta", y por lo tanto, reflejan con mayor exactitud

el consumo del usuario, esperándose su rápida difusión ante la

reducción de los costos de los equipos de medición. La potencia

considerada puede ser contratada, en cuyo caso no se requiere de

la existencia de un medidor de máxima demanda, o leída, según lo

desee el cliente.

Por su parte, las opciones BT3 y MT3, consideran sólo dos

mediciones para la energía activa, mas no para la potencia,

mientras que en las BT4 y MT4 se registra una medición simple,

tanto de la energía activa como de la potencia. Ambas permiten la

medición o contratación de potencia. En estos casos se establece

que las empresas concesionarias pueden diferenciar a sus

consumidores, calificándolos como "clientes de punta", si su

demanda media en horas punta es mayor a 0,5 veces la demanda

máxima, o "clientes fuera de punta", en caso contrario. Esta

calificación se revisa mensualmente.

Por último, las opciones tarifarías BT5 y BT6 son diferentes

18

simple, energía activa en la BT5 y una pensión fija por potencia en

la BT6. La opción BT5 se aplica a aquellos usuarios que no

superan un consumo de potencia de 20 kW, aunque a esta opción

pueden acogerse consumidores más grandes siempre y cuando

cuenten con sus !imitadores de potencia. La opción BT6 considera

consumos especiales con alta participación en horas punta, tales

como letreros luminosos, semáforos y cabinas telefónicas.

Cargo Facturado.-Todas las opciones están sujetas a un cargo fijo

mensual. Las opciones MT2, MT3, MT4 y sus correspondientes en

baja tensión, mantienen cargos por energía activa en horas punta y

fuera de punta según corresponda, y cargos por potencia. Sin

embargo, la opción MT2 considera además dos tipos: de cargo por

potencia en horas punta y cargos por exceso de potencia en horas

fuera de punta (igual a la diferencia entre las potencias facturadas

en horas "fuera de punta" y "en punta", siempre que sea positiva).

Asimismo, se considera un cargo por energía reactiva cuando ésta

supera el 30% de la energía activa. Cabe señalar que este tipo de

energía inutilizable viene asociada a la energía activa, aunque en

diferentes magnitudes dependiendo del tipo de equipo.

La opción BT5 es una tarifa monómica que tiene dos cargos de

facturación, un cargo fijo y un cargo variable (el cargo por energía

activa); mientras que la opción BT6 adiciona al cargo fijo, el cargo

Tarifa

MT2

MT3

MT4

2.3 y 2.4 se presentan los diferentes cargos para las diferentes

opciones tarifarias.

De acuerdo a los procedimientos tarifarios existentes, las empresas

distribuidoras calculan sus correspondientes pliegos tarifarios, los

mismos que son revisados por el OSINERG, específicamente por la

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART). Se facturan las

cantidades medidas por los cargos de la opción tarifaria

correspondiente. La facturación es mensual.

Cuadro 2.3 Opciones Tarifarias para Clientes en Media Tensión

Tipo de Medición Cargos de Facturación

Medición de dos energías activas y dos poencias a) Cargo fijo mensual. activas (2E2P).

b) Cargo por energía activa en horas de punta.

Energía: Punta y Fuera de Punta c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta.

Poencia: Punta y Fuera de Punta d) Cargo por polencia activa en horas de punta.

e) Cargo por exceso de poencia activa en horas fuera de punta.

ij Cargo por energía reactiva. Medición de dos energías activas y una poencia a) Cargo fijo mensual. activa (2E1 P).

b) Cargo por energía activa en horas de punta. Energía: Punta y Fuera de Punta c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta. Poencia: Máxima del mes d) Cargo por potencia activa.

e) Cargo por energía reactiva.

Calificación de Potencia:

P: Usuario presene en punta

FP: Usuario presenle en fuera de punta

Medición de una energía activa y una potencia _{a) Cargo fijo mensual.} activa (1 E1 P).

b) Cargo por energía activa.

Energía: Total del mes c) Cargo por potencia activa.

Potencia: Máxima del mes d) Cargo por energía reactiva.

Calificación de Polencia:

P: Usuario presene en punta

Tarifa

BT2

BT3

BT4

BTSA

BTSB

BT6

Cuadro 2.4 Opciones Tarifarias para Clientes en Baja Tensión

Tipo de Medición Cargos de Facturación

Medición de dos energías activas y dos a) Cargo fijo mensual.

potencias activas (2E2P) b) Cargo por energía activa en horas de punta. c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta. Energía: Punta y Fuera de Punta d) Cargo por polencia activa en horas de punta. Poencia: Punta y Fuera de Punta e) Cargo por exceso de poencia activa en horas fuera

de punta.

ij Cargo por energía reactiva.

Medición de dos energías activas y una a) Cargo fijo mensual.

potencia activa (2E1 P) b) Cargo por energía activa en horas de punta.

c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta.

Energía: Punta y Fuera de Punta d) Cargo por potencia activa.

Poencia: Máxima del mes e) Cargo por energía reactiva.

Calificación de Potencia:

P: Usuario presene en punta

FP: Usuario presente en fuera de punta

Medición de una energía activa y una a) Cargo fijo mensual. potencia activa (1 E1 P) b) Cargo por energía activa.

c) Cargo por poencia activa.

Energía: Total del mes d) Cargo por energía reactiva.

Poencia: Máxima del mes

Calificación de Potencia: P: Usuario presene en punta

FP: Usuario presente en fuera de punta

Medición de dos energías activas (2E) a) Cargo fijo mensual.

b) Cargo por energía activa en horas de punta.

Energía: Punta y Fuera de Punta c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta.

d) Cargo por exceso de poencia en horas fuera de punta

Medición de una energía activa (1 E) a) Cargo fijo mensual. Energía: Total del mes b) Cargo por energía activa.

Medición de una potencia activa ( 1 P) a) Cargo fijo mensual.

Poencia: Máxima del mes b) Cargo por potencia activa.

20

2.2.4 Incidencia de las Tarifas de Distribución Eléctrica

En el cargo de energía de la opción tarifaría BT5B aplicable a la

mayoría de usuarios del servicio público de electricidad (usuarios

residenciales), las tarifas de distribución eléctrica tienen una

incidencia del 30%. De esta manera, por ejemplo, si el cargo de

tarifas de distribución eléctrica es de 9,80 ctm. S/./kWh, con los

cuales se pagan los costos de inversión, operación y

mantenimiento de las redes de distribución eléctrica, instalaciones

de alumbrado público e infraestructura no eléctrica. La diferencia de

22,88 ctm. S/./kWh se traslada a las empresas de generación y

transmisión eléctrica para pagar, igualmente, los costos de

inversión, operación y mantenimiento de las centrales de

generación eléctrica y las líneas de transmisión eléctrica.

Figura 2.6 Estructura del Cargo de la Energía - Opción Tarifaría BTSB

2.3 Calidad de Tensión

52%

C!1I Generacioo • Transmisión D Distribución

La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE),

aprobado mediante Decreto Supremo Nº _{020-97-EM, es de aplicación}

obligatoria para el suministro de servicios relacionados con las

22

sujeto a regulación de precios, realizándose el control de calidad en los

siguientes aspectos:

a) Calidad de Producto

• Tensión

• Frecuencia

• Perturbaciones (Flíckers y Tensiones Armónicas)

b) Calidad de Suministro

• Interrupciones

c) Calidad de Servicio Comercial

• Trato al Cliente

• Medios de Atención

• Precisión de Medida

d) Calidad de Alumbrado Público

• Deficiencias del Alumbrado

2.3.1 Indicador de Calidad de Tensión

El indicador para evaluar la tensión de entrega, en un intervalo de

medición (k) de quince (15) minutos de duración, es la diferencia

(ó.VK) entre la media de los valores eficaces (RMS) instantáneos

medidos en el punto de entrega (VK) y el valor de la tensión nominal

(VN) del mismo punto. Este indicador está expresado como un

2.3.2 Tolerancia

Las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los

puntos de entrega de energía, en todos los niveles de tensión, es

de hasta el ±5,0% de las tensiones nominales de tales puntos.

Tratándose de redes secundarias en servicios calificados como

Urbano-Rurales y/o Rurales, dichas tolerancias son de hasta el

±7.5%.

Se considera que la energía eléctrica es de mala calidad, si la

tensión se encuentra fuera del rango de tolerancias establecidas,

por un tiempo superior al cinco por ciento (5%) del período de

medición.

2.3.3 Compensaciones por Mala Calidad de Tensión

Los concesionarios de servicio deben compensar a sus clientes

cuando se haya comprobado que la calidad de tensión no satisface

los estándares especificados anteriormente. Las compensaciones

se calculan, para el período de medición, en función a la energía

entregada en condiciones de mala calidad en ese período, según la

siguiente fórmula:

Compensacfm

=

_¿Pa

24

p.- Es un Intervalo de Medición en el que se violan las

tolerancias en los niveles de tensión.

a.- Es la compensación unitaria por violación de tensiones

equivalente a 0,05US$/kWh

E(p).- Es la energía en kWh suministrada durante el intervalo de

medición p.

Ap.- Es un factor de proporcionalidad que está definido en

función de la magnitud del indicador /1Vp (%), medido en el

intervalo p, de acuerdo a la tabla mostrada en el Cuadro 2.5.

Cuadro 2.5 Factores de proporcionalidad Ap

Indicador Todo Servicio Red Secund. Rural (*)

/iVp (%) Ap Ap

5,0 < 16 Vp (%)1 �7,5 1 NA

7,5 < 16 Vp (%)1 2 + ( 16 V p (%) 1 - 7, 5) NA

7,5 < 16 Vp (%)1 �10,0 NA 1

10,0 < 16 Vp (%)1 NA 2 + (

lt.

(*) : _{Se refiere a las redes secundarias (baja tensión) en los servicios}

calificados como Urbano-Rurales y Rurales.

Ap : Se calcula con dos decimales de aproximación.

NA : No aplicable

2.3.4 Control

El control se realiza a través de mediciones y registros monofásicos

o trifásicos, según corresponda al tipo de cliente, llevados a cabo

con equipos debidamente certificados y cuyas especificaciones

muestra mensual debe garantizar por lo menos el siguiente número de lecturas validas:

a) 1 por cada 12 de los puntos de entrega a Clientes con suministros en muy alta, alta y media tensión.

b) 1 por cada 3000 de los puntos de entrega a Clientes en baja tensión atendidos por la empresa distribuidora, con un mínimo de 12. El OSINERG puede requerir hasta un 10% de mediciones adicionales con lecturas válidas sobre esta cantidad. En la selección de puntos se considera la proporción de mediciones monofásicas y trifásicas equivalente a la proporción de tales suministros en baja tensión que atiende el suministrador.

Debe considerarse que la energía entregada a los Clientes en

condiciones de mala calidad se evalúa o mide en los puntos de

entrega respectivos, integrándola por intervalos de quince (15)

minutos.

Así mismo, las fases de todos los sistemas trifásicos deben estar

balanceadas y equilibradas; por lo que, ubicada una deficiencia de

voltaje en un punto de medición en baja tensión, sea éste un

suministro monofásico o trifásico, son objeto de compensación

todos aquellos clientes con suministros monofásicos y/o trifásicos

26

2.8) o "aguas abajo" (Figura 2.7), según sea el caso, desde e

incluido el cliente en cuyo punto de entrega se realizó la medición.

Figura 2.7 Compensación cuando hay mala calidad por subtensión.

Punto de

medición

í

Figura 2.8 Compensación cuando hay mala calidad por sobretensión.

Punto de medición

2.4 Pérdidas de Energía

A lo largo del proceso de producción, transporte y venta de energía no es

posible entregar a los consumidores toda la energía que se tiene

disponible, debido a que existen restricciones físicas fundamentales de

los materiales usados para el transporte de la energía. La energía que se

pierde por este concepto se denomina Pérdidas Técnicas; cuya magnitud

puede reducirse a valores aceptable; en cambio es muy difícil que la

empresa de distribución logre recaudar el pago de toda la energía

registrada. Por otro lado la diferencia entre la energía que fue entregada

a los usuarios y la energía por la cual la empresa logra facturar su pago

se denomina Perdidas No Técnicas.

Figura 2.9 Flujo de Energía en un Sistema de Distribución

Compra de Energía

,·. · ...

P. dºd er I as Pérdidas Té . cmcas MT Comerciales MT

Pérdidas en la SED

Venta Energía Clientes MT

. , -:-· --�--- , . ' . ' .·�:. -� '·. ' ' .'.

. .

·.:.1,"'.

Pérdidas Pérdidas _{Comerciales BT}

Técnicas BT

28

2.4.2 Pérdidas Técnicas

Las pérdidas técnicas se pueden clasificar de acuerdo a los

siguientes criterios:

a) Por la función de sus componentes:

•

•

•

Pérdidas por distribución en al red primaria

Pérdidas por distribución en al red secundaria

Perdidas por transformación

b) Por causa de las pérdidas:

• _{Pérdidas por efecto Joule.}

• _{Pérdidas por corrientes parásitas e histérisis.}

Una de las formas de evaluar las pérdidas en las redes de

distribución secundaria es el método de caída de tensión, cuyos

pasos se describen a continuación:

a) Medición de voltaje en el lado secundario de todas las

subestaciones, al inicio, media línea, y final de línea en el

tramo seleccionado, a fin de determinar la caída de tensión,

de acuerdo al criterio de tramo más sobrecargado y de

b) Determinación del diagrama de carga típico de las

subestaciones, de acuerdo al tipo de usuarios.

c) Cálculo de las pérdidas porcentuales de potencia y energía

en hora punta. Este porcentaje se aplica a la energía total

que pasó por la SED y se obtiene los kWh de pérdidas

físicas de cada subestación.

F p

%E=%px-_F

c

Donde:

% p

=

V

"P2 _{X t}

F = L..J UI

p _T

'°'P.xt

F _L..J Ul

c- _T

PE = Pérdidas de energía (kWh)

PT

=

%E = Porcentaje de pérdidas de energía

%p

=

Fe

=

b.. V = Caída de tensión (V)

Vm = b..V/2 = Caída de tensión media (V)

Pui = Potencia en por unidad

P¡ = Potencia instantánea

Pmax

=

t

=

T

=

2.4.3 Pérdidas No Técnicas

30

Las pérdidas no técnicas son las calculadas como la diferencia

entre las pérdidas totales de un sistema eléctrico y las pérdidas

técnicas estimadas para el mismo.

Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar de la siguiente

manera:

a) Según las causas que las producen:

• Conexión directa

• Errores de medición

• Error de consumo estimado

• Fraude

b) Clasificación según su relación con las actividades

administrativas de la empresa:

• _{· Por registro o medición deficiente del consumo.}

CAPÍTULO 3

. SITUACIÓN ACTUAL

3.1 Descripción del Sistema Eléctrico Lima Norte

El sistema eléctrico Lima Norte, que abarca geográficamente la provincia

constitucional del Callao y la zona norte de la provincia de Lima, esta

conformado por 20 subestaciones de transformación (SET)

interconectadas la mayor parte al nivel de tensión de 60 kV. Los puntos

de compra de energía a los generadores están en las SETs Chavarría,

Barsi y Santa Rosa; donde se adquiere la energía en niveles de tensión

de 60 y 220 kV. En las SETs de 60/1 O kV se distribuye la energía a

través de alimentadores, formando estos la red de media tensión en 1 O

kV.

De acuerdo al diagrama unifilar (Figura 3.2), se observa que las SETs

Chavarría, Barsi y Santa Rosa conforman interconexiones

independientes. La mayor parte de SETs de 60/1 O kV (11 SETs) están

ubicados en Chavarría. La SET Barsi esta conformado de 5 SETs de

60/1 O kV y la SET Santa Rosa tiene de 3 SETs de 60/1 O kV. Por otro

dos líneas de subtransmisión en 60 kV para alimentar las SETs Chancay

y Huaral que pertenecen al Sistema Eléctrico Huaral - Chancay.

Las líneas de subtransmisión en 60 kV en su mayoría son aéreas y las

redes de media y baja tensión son mixtas (aéreas y subterráneas).

Figura 3.1 Ubicación Geográfica del Sistema Eléctrico Lima Norte

Figura 3.2 Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Lima Norte

:1.i

2(3x•10)+1 (Jx60) ti.VA

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IJ

2(3x28.J)MVA

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i1 i

13,8 kV

Moyop3mpa

3X30MVA i 2x18.4 MVA - 3x30 M\6!1.

+1.x2a.st.w�P 10 i<.V 1{V60 kV

4x25 MVA

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700k\l

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1

0,248 km

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8,368 km (Provisi¡¡nal)

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....

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r--o r--o

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60W

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2x25MVA

10 kV

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2x25 M\,11, )l. a;) N

10 kV

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!t

Sistema de Distribución Eléctrica: Lima Norte

Química Pacifico

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Sector Típico: 1

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-;-10�v SE Canto Grancl,i 00 k\l 2x25MVA 10 k.V

ro kV Industrial

1J kV

Fecha: Diciembre 2004

Las subestaciones de distribución de 10/0.23 kV son en su mayoría de

tipo caseta-pedestal, biposte y monoposte. A mediados de 2003 estaban

operando en la zona de Lima - Callao 6018 unidades. La estructura por

tipo de SED se indica en el Cuadro 3.1.

Cuadro 3.1 Tipos de SED

Tipo SED

S.E. Caseta - Pedestal

S.E. Biposte

S.E. Monoposte

Total

Cantidad Porcentaje(%)

1 834 30.5

3 119 51.8

1 065 17.7

6 018 100.0

La distribución de SED y clientes por cada distrito se presenta en el

Cuadro 3.2.

Por otro lado, en el Anexo A se muestra un mapa de densidad de carga

de los sistemas eléctricos Lima Norte y Lima Sur, donde Alta Densidad

indica que en una cuadricula de 1 m2 _{hay una demanda mayor o igual a}

4MW; todo esto considerando solo .suministros conectados a la red de

baja de tensión. En el caso de Media Densidad implica una potencia

entre 2 y 4MW, y en Baja Densidad una demanda menor a 2MW en la

Cuadro 3.2 Clientes y SED por distrito

Distrito SED

Cantidad Porcentaje (%)

Ancón 68 1, 1

Bellavista 98 1,6

Breña 56 0,9

Callao 635 10,6

Carabayllo 294 4,9

Carmen de La Legua 29 0,5

Cercado de Lima 343 5,7

Comas 554 9,2

El Agustino 113 1,9

1 ndependencia 182 3,0

Jesús María 55 0,9

La Perla 69 1,1

La Punta 7 0,1

Los Olivos 361 6,0

Magdalena 48 0,8

Pueblo Libre 62 1,0

Puente Piedra 617 10,3

Rímac 175 2,9

San Antonio de Chaclla 15 0,2

San Isidro 25 0,4

San Juan de Lurigancho 921 15,3

San Martín de Parres 798 13,3

San Miguel 128 2, 1

Santa Rosa 18 0,3

Ventanilla 347 5,8

Total 6 018 100,0

36

Clientes

Cantidad Porcentaje (%)

6 912 0,9

13 621 1,7

22 276 2,8

67 824 8,6

24 317 3, 1

5 665 0,7

72 540 9,2

68 929 8,7

19 645 2,5

25 216 3,2

13 504 1,7

10 846 1,4

1 428 0,2

54 180 6,8

13 096 1,7

18 446 2,3

36 949 4,7

35 285 4,5

235 0,0

3 636 0,5

125 125 15,8

86 812 11,0

27 960 3,5

1 012 O, 1

35 544 4,5

3.2 Situación Comercial

Durante el año 2004, el sistema Lima Norte abasteció de energía a

829 404 clientes regulados, de los cuales el 99,9 % eran clientes en baja

tensión; así como el 93,4% estaban dentro de la opción tarifaria BT5B­

Residencial.

Cuadro 3.3 Cantidad de Clientes por Opción Tarifaria

Tarifa Rango Nº _{Clientes %}

Media Tensión 750 0,1

MT2 93 0,0

MT3P 224 0,0

MT3FP 219 0,0

MT4P 131 0,0

MT4FP 83 0,0

Baja Tensión 828 654 99,9

BT4 178 0,0

BT3P 498 0,1

BT3FP 613

o,

BT4P 396

o.o

BT4FP 831 O, 1

BT4AP

o

o.o

BTSANR 91

o.o

BT5B-R 774 992 93,4

De 1 a 30 KWh 122 489 14,8

De 31 a 100 KWh 236 554 28,5

De 101 a 150 KWh 144 329 17,4

De 151 a 300 KWh 182 493 22,0

De 301 a 500 KWh 60 763 7,3

De 501 a 750 KWh 17 203 2, 1

De 751 a 1000 KWh 5 246 0,6

Exceso de 1000 KWh 5 915 0,7

BT5BNR 50 650 6, 1

BT6NR _¡ 405

o.o

38

Las ventas de energía totalizaron 2,97 GWh de los cuales 72,8% eran

consumidos por clientes en baja tensión, mientras que el consumo de

clientes con tarifa BT5B-Residencial representan el 49, 1 %.

Cuadro 3.4 Ventas de Energía por Opción Tarifaría

Tarifa Rango Energía (MWh)

Media Tensión 808 681

MT2 55 469

MT3P 384 703

MT3FP 152 201

MT4P 181 145

MT4FP 35 163

Baja Tensión 2 164 493

BT2 14 128

BT3P 75 922

BT3FP 55 573

BT4P 72 436

BT4FP 55 855

BT4AP 157 077

BT5A 3 788

BTSB-R 1 459 618

De 1 a 30 KWh 13 050

De 31 a 100 KWh 185 096

De 101 a 150 KWh 214 433

De 151 a 300 KWh 461 018

De 301 a 500 KWh 277 964

De 501 a 750 KWh 123 915

De 751 a 1000 KWh 51 890

Exceso de 1000 KWh 132 251

BT5B-NR 266 052

BT6 4 044

Total 2 973 174

% 27,2

1,9

12,9

5, 1 6, 1

1,2

72,8

0,5

2,6

1,9

2,4 1,9 5,3 O, 1

49,1 0,4

6,2

7,2 15,5 9,3

4,2

1,7 4,4

Con respecto a la facturación del año 2004, se vendió por un valor de

846,3 millones de soles, representando los clientes en baja tensión el

81,7% y los clientes con la opción tarifaria BT58-Residencial el 55,4%.

Cuadro 3.5 Facturación de Energía por Opción Tarifaria

Tarifa Rango Facturación _{(miles S/.)} %

Media Tensión 154 526 18,3

MT2 10 966 1,3

MT3P 70 625 8,3

MT3FP 30 427 3,6

MT4P 34 820 4,1

MT4FP 7 688 0,9

Baja Tensión 691 772 81,7

BT2 5 399 0,6

BT3P 20 175 2,4

BT3FP 19 454 2,3

BT4P 21 820 2,6

BT4FP 20 316 2,4

BT4AP 50 482 6,0

BT5ANR 768 O, 1

BT5B-R 468 787 55,4

De 1 a 30 KWh 6 947 0,8

De 31 a 100 KWh 62 635 7,4

De 101 a 150 KWh 69 579 8,2

De 151 a 300 KWh 146 607 17,3

De 301 a 500 KWh 87 215 10,3

De 501 a 750 KWh 38 667 4,6

De 751 a 1000 KWh 16 148 1,9

Exceso de 1000 KWh 40 990 4,8

BTSBNR 83 128 9,8

BT6NR 1 444 0,2

40

3.3 Pérdidas de Energía Eléctrica

En cuanto al nivel de pérdidas a nivel empresa, en las redes de

distribución primaria y secundaria se obtuvieron pérdidas de 8,6% para

el año 2004 según se muestra en el Cuadro 3.6, resultando mayor las

pérdidas en la red de baja tensión (7,3%).

Cuadro 3.6 Pérdidas en la Red de Distribución - Año 2004

Descripción Porcentaje (%)

Perdidas Técnicas MT 1,3

Perdidas Comerciales MT 0,0

Perdidas Técnicas BT 4,2

Perdidas Comerciales BT 3, 1

Total 8,6

La siguiente figura muestra la evolución del porcentaje de pérdidas

totales en distribución para el sistema eléctrico Lima Norte.

Figura 3.3 Evolución del Porcentaje de Pérdidas

Evolución de Pérdidas _- Lima Norte

25%�---� 20% -1---l

15%

10%

5%

0%

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3.4 Registros Históricos de Tensión de la Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE)

El análisis de los registros de medición de la calidad de tensión

realizados por la aplicación de la NTCSE para el sistema eléctrico Lima

Norte se muestran en los histogramas de la Figura 3.4 (año 2004) y

Figura 3.5 (año 2003).

Figura 3.4 Distribución de los registros de Calidad de Tensión por Rango de Tensión -Año 2004

90% -,---�

78,1%

Rango Aceptable

¡

---

₁

-

---

---

-

-

-

---

-

-

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---

-

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-

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En los histogramas podemos observar que la mayor parte de intervalos

deficientes se deben a sobretensión y están ubicados en el rango de 5%

- 7,5 % VN (231V a 236,5V). Para el año 2004, considerando que un día

de medición consta de 96 intervalos de 15 minutos, los suministros de

42

expuestos a sobretensiones 3,5 horas por día y a subtensiones 1,8 horas

por día.

Figura 3.5 Distribución de los registros de Calidad de Tensión por Rango de Tensión - Año 2003

90% .---,

75 4% Rango Aceptable �

� 60% --- -

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Para la provincia de Lima durante el segundo semestre del año 2004, se

Figura 3.6 Resultados de las Mediciones de Tensión BT por Distrito

de Lima - Segundo Semestre 2004

Ll!YENDA i"-MEOIClONeS MA.V.C.Ali:OAD

e

ºª

15 n 30%

•

•

44

3.5 Características Socioeconómicas

3.5.1 Por Distrito

El sistema eléctrico Lima Norte comprende 24 distritos de las

provincias de Lima y Callao, de los cuales 4 (El Agustino, Jesús

María, San Isidro y Lima Cercado) son compartidos con el sistema

eléctrico Lima Sur, administrado por la empresa Luz dei Sur.

La estructura de la población por nivel socioeconómico (NSE) se

muestra en el Cuadro 3.7, donde se observa que el 86% de la

población pertenecen a los niveles C y D, siendo los distritos más

representativos San Juan de Lurigancho, Comas, Callao y San

Martín de Parres.

3.5.2 Por Subestación de Transformación SET

Del estudio de Caracterización de la Carga realizado en el año

1997, se obtienen los Cuadros 3.8 y 3.9 que muestran la cantidad

de clientes y la energía mensual consumida por los clientes

residenciales. De esta manera apreciamos el comportamiento del

sector residencial en cada SET, y cuanto contribuye cada nivel

Cuadro 3. 7 Población por Nivel Socioeconómico

Población

Distrito

.NSEA NSE B NSEC NSE D

Ancón 458 5 319 4 403 15 271

Bellavista 41 483 34 494

Breña 7 675 78 840 698

Callao 24 551 224 284 167 277

Carabayllo 7 609 31 091 92 485

Carmen de La Legua 37 973 1 054

Cercado de Lima 78 993 121 434 44 894

Comas 5 737 154 908 280 688

El Agustino 11 039 53 140

Independencia 56 883 135 290

Jesús María 36 584 633

La Perla 40 863 23 984 326

La Punta 123 6 214 499

Los Olivos 48 411 93 870 152 908

Magdalena 5683 31 759 7 424 962

Pueblo Libre 66 824 1 109 1 386

Puente Piedra 144 35 427 108 441

Rímac 8 165 71 210 11 O 518

San Isidro 11379 856

San Juan de Lurigancho 18 670 160 563 443 103

San Martín de Parres 4 192. 213 814 201 237

San Miguel 90 512 32 134 5 377

Santa Rosa 134 6 744 542

Ventanilla 230 44 882 69 677

Total 17 777 531 535 1 441 440 1 884 732

Porcentaje(%) 0,5 13,7 37,2 48,6

Porcentaje

Total

(%)

25 451 0,7

75 977 2,0

87 213 2,3

416 112 10,7

131 185 3,4

39 027 1,0

245 321 6,3

441 333 11,4

64 179 1,7

192 173 5,0

37 217 1,0

65 173 1,7

6 836 0,2

295 189 7,6

45 828 1,2

69 319 1,8

144 012 3,7

189 893 4,9

12 235 0,3

622 336 16, 1

419 243 10,8

128 023 3,3

7 420 0,2

114 789 3,0

3 875 484 100,0

-Cuadro 3.8 Clientes por SET

46

Cantidad de Clientes

SET _Porcentaje

NSEA NSEB NSEC NSE O Total

(%)

Chavarría 3 030 32 314 44 102 79 446

Canto Grande 2 147 18 463 50 954 71 564

Tacna 10 307 31 061 25 613 66 981

Infantas 3 552 21 293 40 284 65 129

Santa Rosa 1 3 575 15 988 40 401 59 965

Pershing 3 996 36 700 4 918 796 46 410

Santa Marina 23 10 999 22 228 12 341 45 591

Mirones 7 476 24 123 10 131 41 730

Caudivilla 1 326 11 625 26 100 39 051

Tomas Valle 1 127 14 245 12 083 27 455

Barsi 4 314 15 252 6 810 26 376

Ventanilla 59 9 550 14 875 24 484

Maranga 13 896 4 837 715 19 448

Pando 5 189 9 568 1 429 16 186

Zapallal 59 4 439 11 176 15 674

Oquendo 648 6 727 5 331 12 706

Ancón 132 2 039 1 484 4 433 8 088

Puente Piedra 87 1 806 5 500 7 393

Total 4 152 106 530 249 921 313 074 673 677

Porcentaje(%) 0,6 15,8 37,1 46,5 100,0

Así tenemos que casi la totalidad de clientes del NSE A están

alimentados por el SET Pershing. Por otro lado, los SET Chavarría,

Canto Grande, Tacna e Infantas alimentan al 46% de los clientes

del NSE C y D, los cuales representan el 67% de la totalidad de

clientes del sistema eléctrico Lima Norte.

11,8

10,6 9,9

9,7

8,9

6,9 6,8 6,2 5,8 4, 1 3,9

3,6

2,9

2,4

2,3 1,9 1,2

1, 1

Cuadro 3.9 Consumo de Energía por SET

Consumo de Energía (kWh)

SET _{NSEA NSEB NSEC NSE D Total} Porcentaje

(%)

Pershing 2 077 560 9 300 686 676 780 63 117 12 118 143

Tacna 2 612 141 4 273 967 2 029 833 8 915 941

Chavarría 767 982 4 446 439 3 495 110 8 709 531

Canto Grande 544 088 2 540 574 4 038 095 7 122 757

Infantas 900 301 2 929 956 3 192 557 7 022 814

Santa Marina 11 861 2 787 426 3 058 594 978 065 6 835 946

Santa Rosa 306 905 918 2 199 963 3 201 785 6 307 972

Mirones 1 894 522 3 319 344 802 884 6 016 750

Maranga 3 521 543 665 577 56 687 4 243 807

Caudivilla 335 993 1 599 632 2 068 409 4 004 034

Barsi 1 093 351 2 098 730 539 671 3 731 752

Tomas Valle 285 715 1 960 127 957 594 3 203 436

Pando 1 315 055 1 316 584 113 283 2 744 922

Ventanilla 14 997 1314117 1 178 815 2 507 929

Oquendo 164 275 925 699 422 446 1 512 420

Zapallal 14 973 610 740 885 680 1 511 393

Ancón 68 507 516 675 204 248 351 287 1 140 717

Puente Piedra 21 961 248 512 435 865 706 338

Total 2 158 234 26 997 602 34 389 583 24 811 183 88 356 602

Porcentaje(%) 2,4 30,6 38,9 28,1 100,0

En el Anexo B se muestra un mapa de nivel socioeconómico a nivel

de Lima Metropolitana donde. se puede observar la zona de

concesión del sector eléctrico Lima Norte.

13,7 10, 1

9,9

8, 1 7,9

7,7 7, 1 6,8

4,8

4,5 4,2

3,6

3, 1 2,8

1,7 1,7

CAPÍTULO 4

. ANÁLISIS DE INFORMACIÓN

4.1 Registros de Tensión del Estudio de Caracterización de la Carga -Año 2003.

48

Con la finalidad de tener una referencia de los niveles de variación de la

tensión en las barras de BT en las SEDs, se ha considerado evaluar los

registros de mediciones realizadas por el OSINERG-GART para el

Estudio de Caracterización de la Carga del año 2003. De dicho estudio

se tomó muestra de 24 SEDs, cuyos resultados se presentan en las

Figuras 4.1 y 4.2.

Del primer gráfico, vemos que los valores promedios no superan las

tolerancias máximas (231 V) ni mínimas (209 V) establecidas en la

Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico (NTCSE). Sin embargo,

si hacemos un análisis por SED se muestra que hay 5 SEDs que

sobrepasan el límite máximo establecido. Adicionalmente cabe destacar

que las tensiones en el lado de baja tensión de las SEDs casi siempre

están por encima de la tensión nominal. En el gráfico de tensiones

niveles de tensión en las barras secundarias de las SEDs, y en la

madrugada se presentan los niveles máximos de tensión.

Figura 4.1 Variación de la Tensión - Promedio

235 -,---�

230

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HORA

1-TENSION NOMINAL -TOLERANCIA MINIMA -TOLERANCIA MAXIMA -PROMEDIO 1

Figura 4.2 Variación de la Tensión - Por SED

245

240

235 _ 230

:::,. 225

z

Q 220

z ₂₁₅

210 205 200 195 _{� ....}

-SE937 -SE655 SE1921 SE1594

-SE1136

HORA

-SE908 SE898 -SE802

-SE497 -SE47 -SE391

SE182 --·SE1735 ----SE1688

-SE1584 -SE1255 -SE1251

-SE1111 -SE1025 -TOLERANCIA MAXIMA

-SE668

SE318 - -- SE1623