SUBSECRETARÍA DE EDUCACIÓN SUPERIOR
DIRECCIÓN GENERAL DE EDUCACIÓN SUPERIOR TECNOLÓGICA
INSTITUTO TECNOLÓGICO DE TUXTLA GUTIÉRREZ
TRABAJO PROFESIONAL
COMO REQUISITO PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO ELÉCTRICO
QUE PRESENTA:
MARCO ANTONIO DÍAZ GIRÓN
CON EL TEMA:
“ESTUDIO ENERGETICO EN MEDIA TENSION Y BAJA
TENSION, RED TUXTLA GUTIERREZ ÁREA URBANA”
MEDIANTE:
OPCION X
(MEMORIA DE RESIDENCIA PROFESIONAL)
3
ÍNDICE
CAPITULO I. INTRODUCCION………..… 9
1.1 Justificación ……….……….. 10
1.2 Objetivos ……… 13
1.2.1 Objetivo general ………...……… 13
1.2.2 Objetivos específicos ……… 13
1.3 Caracterización del área en que participó ……….. 14
1.3.1 Departamento de planeación, división sureste, zona Tuxtla …………..…… 14
1.3.1.1 Misión ………... 14
1.3.1.2 Visión ………..………. 14
1.3.2 Actividades realizadas por el departamento de planeación ……… 15
1.3.2.1 Análisis y estudios del comportamiento del SED ……….... 15
1.3.2.2 Revisión y aprobación de proyectos de obras construídas por terceros ... 15
1.3.2.3 Regir el crecimiento de infraestructura de la zona ………...….. 15
1.4 Problemas a resolver, priorizándolos ……….. 16
1.5 Delimitación ………..………. 16
1.5.1 Alcances ………...………. 17
1.5.1.1 Casos para el análisis de media tensión, en este caso en la ciudad de Tuxtla Gutiérrez ………..……….. 17
1.5.2 Limitaciones ………...……….. 18
CAPITULO II. MARCO TEORICO ………..…… 19
2.1 Tipo de pérdidas ……… 20
2.2 Autodesk Map ………... 22
2.2.1 Autodesk Map 5, solución GIS para la creación de mapas inteligentes ....… 22
4
2.4 Medidor de calidad ION8600 C ………..… 24
2.4.1 Aplicaciones ……….. 24
2.4.1.1 Medición de facturación ………..….. 24
2.4.1.2 Monitoreo IPP y cogeneración ……….. 25
2.4.1.3 Análisis de la calidad de la energía ………...…….... 25
2.4.1.4 Control de la demanda y del factor de potencia ………. 25
2.4.1.5 Reducción de la carga ……….... 25
2.4.1.6 Fuente de alimentación ……….. 26
CAPITULO III. METODOLOGIA ……… 27
3.1 procedimiento y descripción de las actividades a realizar ………...…. 28
3.1.1 Criterios para selección del área a estudiar y consideraciones básicas para el estudio ………. 28
3.1.2 montar el medidor de calidad ION 8600 ó VL28 al ramal en estudio ……… 28
3.1.3 hacer una toma de lectura de los medidor de ese ramal ………..… 29
3.1.4 levantamiento físico de la red, para conocer sus componentes y sus características ………..………. 29
3.1.5 descarga de datos del medidor de calidad ION 8600 ……….……. 29
3.1.6 cálculos para determinar la cantidad de pérdidas técnicas y conocer el porcentaje de pérdidas no técnicas que existen en el ramal …………...………. 30
3.1.7 revisión de los servicios con el personal de ciclo limpio ………... 32
3.1.8 Elaboración del informe técnico ………. 32
CAPÍTULO IV. RESULTADOS ………...…….. 33
4.1 Estudio de Energía en Baja Tensión, Servicio tipo Residencial ………...… 34
4.1.1 Área de estudio ………...………. 34
4.1.1.1 Criterios para Selección del Servicio a Medir y Consideraciones Básicas para el Estudio ……….. 34
5 4.1.2 Análisis del Comportamiento de la Energía en Baja Tensión
(Servicio Tipo Residencial) ……….………. 35
4.1.2.1 Instalación del Equipo de Medición ………. 35
4.1.2.2 Periodo de Medición de la Red en Estudio ………..………… 36
4.1.2.3 Croquis de localización del servicio en estudio ………..………. 36
4.1.2.4 Tipo de Clientes ……….. 37
4.1.3 Resultados ………...………. 38
4.1.3.1 Curvas Características del comportamiento de la energía …………...…. 38
4.1.3.2 Curvas Características del Comportamiento de la Demanda …...……… 42
4.1.4 Consumo de Energía por Periodos de la Tarifa HM ……… 46
4.1.4.1 Consumo Semana 01, del 11 de Agostos al 17 de Agosto de 2010 …..…… 46
4.1.4.2 Consumo Semana 02, del 18 de Agosto al 24 de Agosto de 2010 ……...… 46
4.1.4.3 Consumo Semana 03, del 24 de Agosto al 31 de Agosto de 2010 ……...… 47
4.1.4.4 Consumo Semana 04, del 01 de Septiembre al 04 de Septiembre de 2010 ……….… 47
4.1.5 Conclusiones ………. 48
4.2 Estudio de Energía en Baja Tensión, Servicio Tipo Comercial …………..…….. 51
4.2.1 Área de estudio ………...…. 51
4.2.1.1 Criterios para Selección del Área Secundaria a Medir y Consideraciones Básicas para el Estudio ………...…….. 51
4.2.1.2 Características del Área secundaria ………. 51
4.2.2 Análisis de la Red Tipo Comercial (Zona Centro de Tuxtla Gutiérrez) ….... 52
4.2.2.1 Instalación del Equipo de Medición ……….… 52
4.2.2.2 Periodo de Medición de la Red en Estudio ……….. 53
6 4.2.2.3.1 Croquis de la Red Tipo Comercial (Zona Centro,
Tuxtla Gutiérrez) ………...……….. 55
4.2.2.3.2 Tipo de Clientes ………. 56
4.2.2.3.3 Determinación del Área Eléctrica ………...… 57
4.2.3 Resultados ……… 58
4.2.3.1 Parámetros del Banco ……… 58
4.2.3.2 Curvas Características de Demanda ………...……... 60
4.2.3.3 Curvas características de energía ………. 64
4.2.3.4 Cálculos para determinar las pérdidas de potencia ……… 69
4.2.3.5 Desarrollo del cálculo de pérdidas en acometidas ……….. 73
4.2.3.6 Desarrollo del cálculo de pérdidas en acometidas ………... 75
4.2.3.7 Desarrollo del cálculo de pérdidas en medidores ………...…. 83
4.2.3.8 Determinación de las pérdidas de energía del área ……….... 84
4.2.4 Conclusiones ………. 88
4.3 Estudio de energía en media tensión, servicio tipo comercial alto y bajo consumo, domestico ……….… 90
4.3.1 Desarrollo y metodología ………...…. 90
4.3.1.1 Criterios para selección del área secundaria a medir y consideraciones básicas para el estudio ……… 90
4.3.1.2 Características del área urbana ………... 90
4.3.2 Análisis de la red, zona centro, Tuxtla Gutiérrez (ramal de la Cristóbal Colon) ……….………. 91
4.3.2.1 Instalación del equipo de medición ………... 91
4.3.2.2 Periodo de medición de la red de estudio ………. 92
7 4.3.2.3.1 Croquis de la red Tuxtla Gutiérrez, zona centro
(ramal de la Cristóbal Colón) ……….…… 94
4.3.2.3.2 Tipo de clientes ……….. 95
4.3.2.3.3 Determinación del área eléctrica ………. 96
4.3.3 Resultados ……….…. 100
4.3.3.1 Parámetros del banco ……….. 100
4.3.3.2 Cálculos para determinar las pérdidas de potencia ……….. 102
4.3.3.3 Pérdidas en acometidas por transformador ……….. 107
4.3.3.4 Pérdidas en medidores ……….………… 114
4.3.3.5 Determinación de las pérdidas de energía del área ……….. 114
4.3.3.5.1 Calculo de Pérdidas Técnicas de Energía ……….……… 114
4.3.3.5.2 Determinación de Pérdidas No Técnicas ………….……… 115
4.3.3.5.3 Comparativo de Pérdidas ……….……….. 115
4.3.4 Conclusiones ………...… 116
CAPÍTULO V. CONCLUSIÓN ………. 118
5.1 Conclusión ………...……… 119
CAPÍTULO VI. PROPUESTAS DE SOLUCIÓN ………... 120
6.1 Propuesta para localizar tomas ilícitas de energía eléctrica cubriendo mayor número de servicios ……… 121
6.2 propuesta para reducir las pérdidas por acometidas y evitar el bajo voltaje en los servicios ……….. 122
6.2.1 Red secundaria construida con conductores ACSR 1/0 ……….……… 123
6.2.2 Red construida con conductores de alambre Cu 4 ………. 123
6.2.3 Diseño de una red secundaria tomando en cuenta que se puedan cubrir la misma cantidad de servicios, ubicado a las mismas distancias pero reduciendo las pérdidas por caída de tensión ………. 129
8 6.3 propuesta para reducir el costo por consumo de energía eléctrica
en los servicios de tarifa DAC, con consumos bimestrales de 2000
KWH o mayores ……… 135
6.3.1 Tarifa DAC (tarifa de alto consumo) ………...… 137
6.3.2 Tarifa HM ……….. 137
6.3.3 Comparación ……….. 138
6.3.4 Amortización ……….. 138
CAPÍTULO VII. ANEXOS ……… 141
7.1 Oficio de Presentación de residencia profesional ………. 142
7.2 Oficioo de Aceptación de residencia profesional ………...…. 143
7.3 Oficio de terminación de residencia profesional ………. 144
9
CAPÍTULO I.
10 El estudio de pérdidas técnicas en redes de media y baja tensión, nos arrojan datos técnicos que sirven para el análisis del comportamiento de la red eléctrica del país; dichos datos como son corriente máxima, voltaje máximo, voltaje nominal, y demandas mínimas y máximas; todas estas mediciones son arrojadas por el medidor de calidad ION 8600 instalado en el poste 01 de la red, y para media tensión se utilizan los medidores VL28. El análisis de los datos antes mencionados y de los obtenidos en el levantamiento físico de la red, como lo son, el calibre, longitud y material de los conductores, el tipo de medidores para la cuantificación del consumo por usuario, la cantidad de postes en la red, el tipo de estructura en los postes, y la cantidad y capacidad de los transformadores que se encuentre en la red de estudio. Con todos estos datos, se puede calcular la cantidad de energía que se consume en la red, y la cantidad consumida por los usuarios; saber cuánto se pierde en pérdidas técnica y no técnica.
1.1 Justificación
11 Gráfica 1-1
En el presente estudio se integran mediciones de energía, tensiones, corrientes, demandas mínimas y máximas procesadas a través de medidores de calidad tipo ION 8600 conectados en las boquillas de los transformadores de distribución, que nos permiten realizar un estudio de redes de baja tensión y su respectivo balance de energía con el objeto de determinar las pérdidas técnicas y no técnicas, características de la Zona de Distribución Tuxtla, teniendo como base la siguiente estadística de transformadores:
43%
12%
2% 16%
7% 2%
12%
4% 2%
NO TECNICAS
LINEAS DE ALTA TENSION
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
CIRCUITOS DE MEDIA TENSION
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
TRANSFORMADORES PARTICULARES
CIRCUITOS DE BAJA TENSION
ACOMETIDAS
12 Tabla 1-1
Tipo de
Transformador Cantidad KVA Características de la red Uso predominante
Monofásico 10 545 212 720 Aérea 2F-3H, conductor Cu 2
y 4, ACSR 1/0 y 3/0 Área rural
Trifásico 3 439 147 030 Aérea, 3F-4H, COBRE 2 Y 4, ACSR 1/0 Y 3/0
Área urbana y cabeceras municipales
Total 13 984 359 750
13 1.2 Objetivos
1.1.1 Objetivo General
Determinar el porcentaje y composición de las pérdidas técnicas y no técnicas de una red eléctrica de distribución.
1.1.2 Objetivos Específicos
Determinar el porcentaje y composición de las pérdidas técnicas.
Determinar el porcentaje y origen de las pérdidas no técnicas.
Determinar el factor de utilidad de los transformadores de distribución, del ramal
en estudio.
Crear propuestas de solución, a partir de los resultados obtenidos en el estudio
14 1.2 Caracterización del Área en que Participó
1.3.1 Departamento de Planeación, División Sureste, Zona Tuxtla
1.3.1.1 Misión
Satisfacer las necesidades de nuestros clientes, garantizando el suministro de Energía Eléctrica y otros servicios, a través de una empresa competitiva, comprometida con el desarrollo integral de sus colaboradores y respetando el medio ambiente.
1.3.1.2 Visión
Para el año 2011, nos consolidaremos como una empresa competitiva en el suministro de energía y otros servicios, para la satisfacción de nuestros clientes, integrada por colaboradores en constante desarrollo, con sentido de pertenencia y resultados económicos sustentables.
15 El departamento de planeación de CFE se encuentra constantemente realizando planes para la reducción de pérdidas de energía tanto en media como en baja tensión. Al diseñar estos planes de reducción queda de manifiesto la falta de un proceso que contemple un análisis referido a las perdidas técnicas en redes eléctricas secundarias.
1.3.2 Actividades Realizadas por el Departamento de Planeación.
1.3.2.1 Análisis y Estudios del Comportamiento del SED.
Consiste en realizar una revisión mensual de las instalaciones eléctricas de distribución, considerando los tres niveles de tensión, Alta (115 kV), Media (34.5 y 13.8 kV) y Baja Tensión (120/240/440 V).
Realizar pronóstico de demanda para determinar la tasa de crecimiento del sector eléctrico y proponer obras de infraestructura.
1.3.2.2 Revisión y aprobación de proyectos de Obras Construídas por Terceros.
Consiste en vigilar el crecimiento de la infraestructura eléctrica que es construída por terceros de acuerdo a la normatividad vigente.
1.3.2.3 Regir el Crecimiento de Infraestructura de la Zona.
Bajo este concepto, el Departamento de planeación evalúa la construcción de
16 1.4 Problemas a resolver, priorizándolos
Estos son los problemas que fueron detectados por medio del estudio, y que se les da prioridad. 1 y 2 por ser los dos medios por el cual se tienen más pérdidas no técnicas, y 3 para que el transformador no este muy sobrecargado y pueda conservarse con un buen funcionamiento.
a) Localizar la toma ilícita de energía eléctrica.
b) Reducir las pérdidas en las acometidas de los usuarios. c) Corregir el factor de utilidad de los transformadores. 1.5 Delimitación
La estimación de pérdidas de energía en distribución ha adquirido una gran importancia tanto en la parte técnica como económica, no obstante un análisis completo de las pérdidas del sistema secundario es muy difícil de realizar debido a la gran cantidad de información (una Red de Estudio puede llegar a estar constituido por cientos de redes secundarias y un análisis de flujo de carga trifásico se vuelve impráctico debido a la gran cantidad de información que se debe recopilar y procesar). Por otra parte, están las características propias y muy complejas de operación que posee dicho sistema:
a) La red presenta desequilibrios considerables.
17 1.5.1 Alcances
EL estudio de la muestra característica se realizó en:
a) Baja Tensión, Servicio Particular Residencial
b) Baja Tensión, Servicio Comercial
c) Media Tensión, Muestra de una red que contiene servicios de tipo Comerciales y Domésticos.
1.5.1.1 Casos para el análisis de media tensión, en este caso en la ciudad de
Tuxtla Gutiérrez. El estudio se realizo en los meses de Septiembre a Diciembre
de 2010.
a) Este análisis presenta el caso de un usuario tipo Residencial en tarifa DAC, al cual se le planteo cambiarse a tarifa HM para abaratar sus costos por consumo de energía eléctrica y ayudar en lo posible a su economía sin violar las normas dispuestas por CFE. Se planteo el costo de una construcción de obra para una subestación privada y el ahorro mensual que presentaría este usuario en particular.
18 c) Para el tercer caso, en donde se trató el análisis de un ramal de media tensión no se propuso mejora alguna, por que las pérdidas que obtuvieron de ese ramal fueron pequeñas que se presentan como pérdidas técnicas.
1.5.2 Limitaciones
La ciudad de Tuxtla Gutiérrez, capital del estado de Chiapas. La economía de la ciudad está basada en una vigorosa vocación hacia el comercio y los servicios, con un despertar incipiente hacia la industrialización.
Una ciudad con una actividad económica principalmente comercial, y con un espectro de temperaturas ambientales anuales que van desde los 11°C hasta los 39°C. Por ser una ciudad principalmente comercial, el horario de actividades en la ciudad mantiene un comportamiento similar todos los días, es decir, no existe una diferencia notable entre el consumo de energía entre un día y otro.
La demanda de Energía varia a lo largo del año dependiendo de la temporada en la que se encuentre, es decir, en las temporadas de calor donde las temperaturas agobiantes son de alrededor de 35°C, la necesidad de un clima artificial hace que la población combata el calor de la temporada con aires acondicionados, mientras que en la temporada de lluvias el comercio se ve afectado por la poca afluencia de consumidores y la demanda de energía se ve reducida, o en el caso de Invierno donde las temperaturas descienden el consumo ahora es principalmente por adornos y luces. El Estudio de una muestra característica de una red
19
CAPITULO II.
20 2.1 Tipo de Pérdidas.
Las pérdidas de energía eléctrica son comunes e inherentes de las empresas eléctricas; se tornan en un problema muchas veces grave cuando éstas rebasan ciertos límites lógicos. Es práctica común clasificar las pérdidas de energía eléctrica en técnicas y no técnicas .Las pérdidas técnicas se dan en los elementos y equipos de los circuitos eléctricos, por ejemplo en líneas de transmisión, transformadores y bancos de capacitores. Su origen son los principios que rigen la transformación de la energía.
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar en tres tipos:
a) Accidentales, las cuales tienen su origen en el mal uso u operación de los elementos y equipos de los circuitos eléctricos, tal es el caso de un conexionado erróneo.
b) Administrativas, energía que por algún motivo no se contabiliza: usuarios sin medidores (toma directa), ferias, etcétera.
c) Fraudulentas, referidas a la energía que toman algunos consumidores evitando mediante algún mecanismo pasar por los medidores de la compañía de electricidad. Es posible obtener un buen control de las pérdidas técnicas a través de prácticas operativas y procedimientos de diseño automatizados para el dimensionamiento óptimo de los elementos y equipos de los circuitos eléctricos. De tal suerte que las pérdidas por este concepto se pueden llevar a niveles aceptables.
21 grandes consumidores. De esta manera, los robos de la energía eléctrica se hacen desde la común toma clandestina hasta las más sofisticadas y costosas intervenciones de los equipos de medición de la empresa eléctrica.
22 2.2 Autodesk Map
2.2.1 Autodesk Map 5, solución GIS para la creación de mapas
inteligentes.
Dentro de la gama de soluciones GIS (Geographic Information Systems) de Autodesk, la compañía ha dado a conocer la disponibilidad de Autodesk Map 5, nueva versión de este software de diseño cartográfico.
23 Actualmente los sistemas GIS tienen numerosas aplicaciones: urbanismo, infraestructuras, defensa, gestión de flotas de vehículos, información accesible desde el punto de trabajo a través de plataformas móviles, callejeras por Internet, servicios de emergencia, etc. La gama de soluciones GIS de Autodesk comprende diversos productos. Por un lado figura Autodesk Map, cuya versión número 5 acaba de ser presentada. Esta solución se basa en AutoCAD 2002 y permite crear, almacenar y posteriormente acceder a datos geográficos, generando mapas e informes. Entre sus principales novedades destacan la integración de varios tipos de datos y formatos de archivo, la inclusión de herramientas de análisis de GIS, la posibilidad de elaborar mapas temáticos y la conexión directa con bases de datos Oracle Spatial.
2.3 Deprored
En la década de los años setenta la Comisión Federal de Electricidad (CFE), preparaba los
proyectos con herramientas manuales de dibujo, edición y cálculo; por medio de estilógrafos
sobre restiradores y calculadoras.
A mediados de los años ochenta se empiezan a utilizar los sistemas de cómputo, eligiéndose a
AutoCAD como la herramienta de dibujo para los proyectos, auxiliándose en los cálculos con
otros programas instalados en la computadora.
La Gerencia de Distribución de la CFE, inició su programa de modernización a inicios de los
años noventa, uno de los elementos críticos a escoger era el de la tecnología de Sistemas de
Información Geográfica (SIG), de tal manera de poder digitalizar los proyectos, efectuar los
cálculos y administrar la información geográfica y eléctrica de las redes de Distribución de
24
En año de 1999 se realiza el desarrollo del sistema “Desarrollador de Proyectos de Redes
Eléctricas de Distribución” (DEPRORED), contemplando únicamente la digitalización,
captura y edición de atributos de las instalaciones aéreas. Actualmente DEPRORED ya cuenta
con el modulo de digitalización, captura y edición de instalaciones subterráneas, permitiendo
así el diseño de proyectos híbridos.
Hoy en día DEPRORED es utilizado en las trece Divisiones que conforman a la CFE a nivel
Nacional, permitiendo a estas el contar con un Sistema de levantamiento de Redes Eléctricas
de Distribución, orientado especialmente para los nuevos proyectos realizados por terceros que
se incorporan a la Red de Distribución, además de permitir la transferencia de la información
capturada a el “Sistema de Información Geográfico Eléctrico de Redes Eléctricas de
Distribución” (SIGED), de tal manera de contar con la actualización eficaz de la Base de
Datos del SIGED.
Con lo anterior se logra el objetivo de poder realizar estudios fidedignos de planeación a corto
plazo y la contabilización grafica real de las instalaciones que mantienen el activo fijo
actualizado.
2.4 Medidor de Calidad ION8600 C
2.4.1 Aplicaciones:
2.4.1.1 Medición de facturación
25 2.4.1.2 Monitoreo IPP y Cogeneración.
Use la opción de Rango de Corriente Extendida para monitorear el flujo bidireccional para ambos modos de generación y suspendido.
2.4.1.3 Análisis de la calidad de la energía.
Utilice los medidores para medir el porcentaje de tiempo productivo en nueves (por ejemplo, 99,9% de tiempo productivo). Descubra el origen de los transitorios, las armónicas y los sags. Analice el problema y evite interrupciones recurrentes.
2.4.1.4 Control de la demanda y del factor de potencia.
Evite penalizaciones mediante la separación de carga automatizada, plan de programación, reducción del os picos y sistemas de control de los bancos de condensadores.
2.4.1.5 Reducción de la carga.
26 2.4.1.6 Fuente de alimentación.
Pueden activarse con la fuente de voltaje siendo monitoreada mediante un cable flexible de conexión auxiliar, una fuente CA o CC, una fuente de bajo voltaje o bien con los rangos de voltaje funcional estándares.
Especificaciones de medidas
Parámetro Precisión ±
(Lectura + Corriente Nominal#).
Voltaje (I-I) (I-n) 0, 1%
Frecuencia (47 - 63 Hz) 0,01 Hz
Corrientes (I1, I2, I3) 0, 1% + 0,002%
Corriente (I4) 0, 4%
kW, kVAR, kVA (Unidad PF) 0,2% + 0,001%
kW, kVAR, kVA (±0.5 PF) 0,3% + 0,003%
kWh, kVARh, kva. Clase 0,2*
Factor de Energía a Unidad PF 0,5%
Armónica (hasta la 63) ** 1%
Armónica (hasta la 40) IEC 61000-4-7
Factor K 5%
27
CAPITULO II.
28 3.1 Procedimiento y descripción de las actividades a realizar
3.1.1 Criterios para selección del área a estudiar y consideraciones básicas
para el estudio.
Para el estudio se tomaron instalaciones y redes eléctricas del tipo:
a) Residencial. b) Comercial. c) Media Tensión.
Se decidió tomar este tipo de servicios tomando en cuenta que las cargas más fuertes en baja tensión son estas dos.
3.1.2 montar el medidor de calidad ION 8600 ó VL28 al ramal en estudio.
29 3.1.3 hacer una toma de lectura de los medidor de ese ramal.
Esta actividad se realiza con intensión de conocer cuanta energía se esta midiendo, para compararlo con los datos del medidor de calidad ION 8600. La toma de lecturas se inicia junto con el estudio y se vuelve a tomar lecturas de medidores a los 7 días, para obtener el consumo por semana, las tomas de lecturas se tienen que hacer el mismo día y a la misma hora de la descarga de los datos del medidor de calidad.
3.1.4 levantamiento físico de la red, para conocer sus componentes y sus
características.
Este levantamiento se realiza para conocer el tipo de servicios de cada lote, y poder cuantificar los servicios del mismo tipo. Al realizar el levantamiento de la red en estudio se obtienen datos como: tipo, altura, y material de los postes; tipos de crucetas; calibre, material, y distancia del conductor; tipo de transformador y su capacidad; material, calibre, distancia y numero de fases de la acometida; y por ultimo se obtiene el tipo de medidor, especificando si es electrónico o electromecánico (1, 2 o 3 fases), código y número del medidor.
3.1.5 descarga de datos del medidor de calidad ION 8600.
30 3.1.6 cálculos para determinar la cantidad de pérdidas técnicas y conocer el
porcentaje de pérdidas no técnicas que existen en el ramal.
Para el cálculo de pérdidas se tomo como base el Procedimiento para la Determinación de Pérdidas de Energía eléctrica en el Sistema Eléctrico de Distribución (PESED). Con todo este proceso y su formulario se procede a calcular las pérdidas en baja tensión en servicios de 1 a 3 hilos, en tarifas residenciales y comerciales separados para cada tarifa.
Los datos necesarios para este cálculo son:
Tipo de servicio.
Ventas en kWh.
Voltaje Promedio.
Factor de Carga.
Fases Promedio Por Usuario.
Hilos Promedio por Usuario.
Calibre Promedio.
Longitud Promedio.
Ohm/km.
Factor de Potencia Promedio.
A continuación se muestran las formulas para calcular algunos valores que son parte fundamental para calcular las pérdidas de energía.
Demanda Promedio Mensual:
31 Corriente Promedio Mensual:
Pérdidas de Potencia:
En Hilos / usuario se debe considerar los hilos de corriente más el neutro en tarifas 1 y 2 y en tarifa 3 se considerará 3 hilos.
Con la potencia perdida por acometida multiplicada por el total de acometidas tenemos el Total de Pérdidas de Potencia.
Pérdidas de Energía:
También se calculan las perdidas por acometidas, que al final se suman a las pérdidas totales. Las pérdidas en los equipos de medición para nuestro estudio únicamente se presentan en las bobinas de potencial de los medidores de los clientes y se parte del número total obtenido del levantamiento físico realizado.
Us*FasesProm.porUs*VoltProm*f.p.
D I
1000 / * . . Pr . * / *2 I Ohms km Long om Acom Hilos usuario
R
I
Acometida Watts
R
I2 /
0.85 0.15
*8760* FC2 FC
P
32 Para el cálculo de pérdidas se tomaron en cuenta las siguientes consideraciones:
Se clasificaron los medidores de 1F, 2F y 3F como medidores 1,2 y 3 bobinas respectivamente.
Únicamente se consideró como medidor electrónico el equipo ION8600 instalado en el transformador que se utilizó para el estudio con una carga de 10W.
Se consideraron pérdidas por bobina de medidor de 1.1 watt.
3.1.7 revisión de los servicios con el personal de ciclo limpio.
Cuando las pérdidas no técnicas tengan un valor considerable,se procede a efectuar una revisión minuciosa de toda la red secundaria con personal del programa “CICLO LIMPIO” el cual se tiene implementado en la Zona Tuxtla para el abatimiento de pérdidas no técnicas, corrigiendo aspectos tales como usos ilícitos, medidores dañados, servicios directos, falsos contactos, entre otros, de tal manera que en los estudios subsecuentes arroje un resultado donde las pérdidas no técnicas sean nulas, que viene siendo lo ideal para el caso.
3.1.8 Elaboración del informe técnico.
Es la redacción de un documento para dar a conocer los resultados obtenidos durante el estudio. En el informe se hacen comparaciones de resultados y se presentan las cantidades de pérdidas técnicas y no técnicas. Al final el informe técnico es entregado al jefe del departamento de planeación.
1000 ) 8760 ( * ) 1 ( * ) . (
cos Nomedidores PérdidasTabla
Electróni Medidores Pérdidas 1000 ) 8760 ( * ) 1 . 1 ( * ) (
cos Cantidad deBobinas
áni electromec medidores
en
33
CAPÍTULO IV.
34 4.1 Estudio de Energía en Baja Tensión, Servicio tipo Residencial.
4.1.1 Área de estudio.
4.1.1.1 Criterios para Selección del Servicio a Medir y Consideraciones Básicas
para el Estudio.
Para este estudio se seleccionó un usuario de tipo residencial, con características predominantes de uso para áreas urbanas (cargas residenciales), red de baja tensión con 20 años de uso aproximadamente. Tarifa de Consumo Alta (DAC, por sus Siglas, “De Alto Consumo”).
Una vez seleccionada la muestra, se instalo el equipo de medición ION 8600 en la acometida del
servicio en estudio. El servicio elegido está ubicado en el Fraccionamiento Residencial los
Boulevares, Calle Los ingenieros. El proceso de medición se hizo durante 3 semanas y 4 días.
4.1.1.2 Características del Servicio.
a) Área Urbana
El área típica en estudio es una instalación eléctrica de tipo residencial, que es alimentado con mediante la red secundaria del transformador de 45 KVA, montado en un poste de concreto 11-700, el cual sostiene una red de media tensión construida con conductor ACSR 2/0 aproximadamente con más de 20 años en operación.
35 4.1.2 Análisis del Comportamiento de la Energía en Baja Tensión (Servicio Tipo Residencial)
36 4.1.2.2 Periodo de Medición de la Red en Estudio.
4.1.2.3 Croquis de localización del servicio en estudio.
HORAS 600.00 FECHA DE INICIO
11:45 am, del 11/08/2010
FECHA DE TERMINO
11:45 a.m., del 04/09/2010
37 4.1.2.4 Tipo de Clientes
38 4.1.3 Resultados.
4.1.3.1 Curvas Características del comportamiento de la energía.
42 4.1.3.2 Curvas Características del Comportamiento de la Demanda
46 4.1.4 Consumo de Energía por Periodos de la Tarifa HM.
4.1.4.1Consumo Semana 01, del 11 de Agostos al 17 de Agosto de 2010
4.1.4.2Consumo Semana 02, del 18 de Agosto al 24 de Agosto de 2010
PERIODOS DE LA
TARIFA HM KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH
BASE 0 0 6.919395 23.38 7.014482 21.69 5.214024 19.86 5.368508 18.32 4.216235 21.24 4.137371 30.85 7.014482 135.34 INTERMADIO 5.123506 14.26 5.633847 27.63 5.309441 26.15 5.660355 28.91 4.192780 27.05 11.045820 55.81 5.540140 22.58 11.045820 202.39 PUNTA 5.326292 6.06 2.159656 3.42 5.596074 6.94 3.571068 4.55 2.094531 3.08 no aplica no aplica no aplica no aplica 5.596074 24.05
361.78 MIERCOLES
TABLA DE DEMANDA (KW) Y ENERGIA (KWH)
TOTALES DOMINGO
SEMANA 1 DEL 11 DE AGOSTO AL 17 DE AGOSTO DE 2010
SABADO
LUNES MARTES JUEVES VIERNES
PERIODOS DE LA
TARIFA HM KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH
BASE 4.380364 6.51 3.753805 19.14 5.518237 24.62 4.202501 16.97 2.962816 7.47 2.649901 6.79 3.857884 15.16 5.518237 96.66 INTERMADIO 4.293466 16.96 4.099627 14.9 2.669626 13.86 11.264503 44.97 3.753319 13.08 7.854127 34.79 5.1952 17.07 11.264503 155.63
PUNTA 5.096805 8.05 2.70902 4.49 2.907739 3.93 3.487882 4.39 3.796044 4.99 no aplica no aplica no aplica no aplica 5.096805 25.85 278.14
MARTES MIERCOLES JUEVES TOTALES
LUNES
SEMANA 2 DEL 18 DE AGOSTO AL 24 DE AGOSTO DE 2010 TABLA DE DEMANDA (KW) Y ENERGIA (KWH)
SABADO DOMINGO
47 4.1.4.3 Consumo Semana 03, del 24 de Agosto al 31 de Agosto de 2010
4.1.4.4 Consumo Semana 04, del 01 de Septiembre al 04 de Septiembre de 2010
Energía total y promedio.
PERIODOS DE LA
TARIFA HM KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH
BASE 1.85587 6.7 3.424812 3.96 4.655728 14.59 1.66439 4.83 2.869875 10.49 4.436898 16.24 8.527969 56.79 8.527969 113.6 INTERMADIO 5.824411 17.75 4.753998 21.36 1.924108 15.74 2.583823 18.04 4.332097 20.26 8.554371 26.32 7.657663 16.46 8.554371 135.93
PUNTA 2.37469 2.23 1.995597 2.59 2.288438 2.99 2.345166 2.68 4.151144 4.96 no aplica no aplica no aplica no aplica 4.151144 15.45 264.98
SABADO DOMINGO
JUEVES TOTALES
SEMANA 3 DEL 25 DE AGOSTO AL 31 DE AGOSTO DE 2010
LUNES MARTES VIERNES
TABLA DE DEMANDA (KW) Y ENERGIA (KWH) MIERCOLES
PERIODOS DE LA
TARIFA HM KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH KW KWH
BASE 6.800633 29.25 0.991117 17.67 3.948913 8.47 1.929073 5.21 0 0 0 0 0 0 6.800633 60.6 INTERMADIO 2.888315 14.15 3.80603 14.84 2.054659 11.88 0.88579 3.53 0 0 0 0 0 0 3.806030 44.4 PUNTA 0.991117 1.56 2.829252 2.74 2.010706 2.36 0 0 0 0 no aplica no aplica no aplica no aplica 2.829252 6.66 111.66 SEMANA 4 DEL 01 DE SEPTIEMBRE AL 04 DE SEPTIEMBRE DE 2010
TABLA DE DEMANDA (KW) Y ENERGIA (KWH)
LUNES MARTES MIERCOLES JUEVES VIERNES SABADO DOMINGO TOTALES
1016.56
40.6624
48 4.1.5 Conclusiones
49 Tomando en cuenta el tipo de carga del servicio se realizó un proyecto para la construcción de una subestación de tipo pedestal. Y con esto, el cliente podrá emigrar a la tarifa HM.
Haciendo el análisis de la comparación de las facturaciones mensuales de la tarifa DAC contra la tarifa HM, se puede decir que para este servicio se tiene un ahorro promedio mensual de $ 2,612.44.
Tomando en cuenta que para la construcción de una subestación particular de 25 KVA, se requiere una inversión de $ 118,219.00, se concluye, que la amortización de la inversión se hará en 3 años y 9 meses.
Con los resultados obtenidos se demuestra que este proyecto es viable para este servicio, tomando en cuenta que la vida útil de la subestación es de 30 años, operando bajo las condiciones de carga para las que fue fabricado el transformador.
amortización
de la inversión
3 años y 9 meses
$118,219.00
$2,612.44
ahorro promedio
mensual
51 4.2 Estudio de Energía en Baja Tensión, Servicio Tipo Comercial.
4.2.1 Área de estudio.
4.2.1.1 Criterios para Selección del Área Secundaria a Medir y Consideraciones
Básicas para el Estudio.
Para el estudio y de manera aleatoria se selecciona un área homogénea en cuanto a tipo de carga y saturadas en área geográfica, con características predominantes de uso para áreas urbanas (cargas comerciales), red de baja tensión con más de 20 años de uso aproximadamente.
Una vez seleccionada aleatoriamente la muestra, se instalaron los equipos de medición ION 8600 en la salida de los bancos correspondientes, obteniéndose de manera paralela el número y lectura de los medidores de cada uno de los clientes conectados a la red del banco, teniendo en consideración y especial cuidado sobre los nuevos clientes o los que se pudieran dar de baja durante el estudio. El transformador elegido es de 75 KVA, ubicado en 1° PTE. Entre Av. Central y 1° Norte, se realizo el levantamiento físico de la red y su digitalización considerando las características de todos los componentes de la misma, longitudes del secundario, acometidas de los usuarios y tipos de medidores.
4.2.1.2 Características del Área secundaria.
a) Área Urbana
52 avenida y saturada en área geográfica, con una longitud de 84 metros en el tramo más largo de la red secundaria.
4.2.2 Análisis de la Red Tipo Comercial (Zona Centro de Tuxtla Gutiérrez).
53 4.2.2.2 Periodo de Medición de la Red en Estudio.
PERIODO DE MEDICIÓN EN LA 1ra PONIENTE (ZONA CENTRO)
SEMANA FECHA DE INICIO FECHA DE TERMINO HORAS
1 12:00 pm del 27/09/2010 11:45 a.m. del 04/10/2010 168
2 12:00 pm del 04/10/2010 11:45 a.m. del 11/10/2010 168
3 12:00 pm del 11/10/2010 11:45 a.m. del 18/10/2010 168
4 12:00 pm del 18/10/2010 11:45 a.m. del 25/10/2010 168
4.2.2.3 Datos Básicos del Área en Estudio.
Semana 01; Lunes 27/Septiembre/2010, 12:00:00 p.m. – Lunes 04/Octubre/2010, 11:45:00 a.m.
USUARIOS TOTALES 54
TOTAL SERVICIOS "TIPO" KVA TOTALES
19,68
1F 2F 3F TOTAL CAP. TRANSF.
75 F. U.
43 5 6 54 TOTAL POSTES
7 26%
LONG CABLE B.T.
84 Mts.
Semana 02; Lunes 04/Octubre/2010, 12:00:00 p.m. – Lunes 11/Octubre/2010, 11:45:00 a.m.
USUARIOS TOTALES 54
TOTAL SERVICIOS "TIPO" KVA TOTALES
18,46
1F 2F 3F TOTAL CAP. TRANSF.
75 F. U.
43 5 6 54 TOTAL POSTES
7 25%
LONG CABLE B.T.
54 Semana 03; Lunes 11/Octubre/2010, 12:00:00 p.m. – Lunes 18/Octubre/2010, 11:45:00 a.m.
USUARIOS TOTALES 54
TOTAL SERVICIOS "TIPO" KVA TOTALES
19,36
1F 2F 3F TOTAL CAP. TRANSF.
75 F. U. 43 5 6 54 TOTAL POSTES
7 26%
LONG CABLE B.T.
84 Mts.
Semana 04; Lunes 18/Octubre/2010, 12:00:00 p.m. – Lunes 25/Octubre/2010, 11:45:00 a.m.
USUARIOS TOTALES 54
TOTAL SERVICIOS "TIPO" KVA TOTALES
19,49
1F 2F 3F TOTAL CAP. TRANSF.
75 F. U. 43 5 6 54 TOTAL POSTES
7 26%
LONG CABLE B.T.
56 4.2.2.3.2 Tipo de Clientes
La carga predominante de la red en el centro de la ciudad de Tuxtla Gutiérrez es del tipo comercial, se analiza un transformador de 75 KVA, red trifásica construida con cable de CU 4 y ACSR 1/0 en 3F-4H
57 4.2.2.3.3 Determinación del Área Eléctrica.
58 4.2.3 Resultados.
4.2.3.1 Parámetros del Banco.
Semana 01; Lunes, 11/Octubre/2010 – Lunes 18/Octubre/2010.
TOTAL DEL CONSUMO MEDIDOR (KWH) 5534,98
DEMANDA (KW) 18,10
HORAS 168,0
FC 1,241
FP 1,496
FACTOR DE POTENCIA 0,97
59 Semana 02; Lunes 04/Octubre/2010 – Lunes 11/Octubre/2010.
TOTAL DEL CONSUMO MEDIDOR (KWH) 5435,38
DEMANDA (KW) 16,98
HORAS 168,00
FC 1,359
FP 1,774
FACTOR DE POTENCIA 0,97
VOLTAJE 110 V
Semana 03; Lunes ,11/Octubre/2010 – Lunes, 18/Octubre/2010. TOTAL DEL CONSUMO MEDIDOR (KWH) 5508,53
DEMANDA (KW) 17,8
HORAS 168,0
FC 1,341
FP 1,728
FACTOR DE POTENCIA 0,97
VOLTAJE
110
Semana 04; Lunes, 18/Octubre – Lunes, 25/Octubre/2010. TOTAL DEL CONSUMO MEDIDOR (KWH) 5552,19
DEMANDA (KW) 17,9
HORAS 168,00
FC 1,424
FP 1,937
FACTOR DE POTENCIA 0,97
60 4.2.3.2 Curvas Características de Demanda.
64 4.2.3.3 Curvas Características de Energía.
68 - Densidad de Carga por Unidad de Área (Kw/Ha).
CONCEPTO SEMANA 1 SEMANA 2
AREA DE ESTUDIO Ha 0,3 0,3
CLIENTES 54 54
CONSUMO KWH 3775,00 3878,00
DEMANDA MAXIMA KW 18,102741 16,981615
kW por Ha 60,34 56,61
kW por Clientes 0,34 0,31
CONCEPTO SEMANA 3 SEMANA 4
AREA DE ESTUDIO Ha 0,3 0,3
CLIENTES 54 54
CONSUMO KWH 4011,00 4289,00
DEMANDA MAXIMA KW 17,8 17,9
kW por Ha 59,37 59,76
kW por Clientes 0,33 0,33
69 4.2.3.4 Cálculos para determinar pérdidas de potencia.
- Desarrollo del cálculo de pérdidas en secundario.
73 4.2.3.5 Desarrollo del Cálculo de Pérdidas en Acometidas.
Tomando como base el Procedimiento para la Determinación de Pérdidas de Energía Eléctrica en el Sistema Eléctrico de Distribución (PESED). Se procede a calcular las pérdidas en acometidas en baja tensión en servicios de 1 a 3 hilos, en tarifas residenciales y comerciales separados para cada tarifa.
Los datos necesarios para este cálculo son:
Usuarios
Ventas en kWh
Voltaje Promedio
Factor de Carga
Fases Promedio Por Usuario
Hilos Promedio por Usuario
Calibre Promedio
Longitud Promedio
Ohms/km
Factor de Potencia Promedio
a. Demanda Promedio Mensual
Dias mes
Horas FCMensuales Totales
kWh D
24 * / *
74 b. Corriente Promedio Mensual
c. Pérdidas de Potencia
En Hilos / usuario se debe considerar los hilos de corriente más el neutro en tarifas 1 y 2 y en tarifa 3 se considerará 3 hilos.
Con la potencia perdida por acometida multiplicada por el total de acometidas tenemos el total de pérdidas de potencia.
d. Total de Pérdidas de Potencia P= (Watts / acometida) (No. de acometidas)
e. Pérdidas de Energía
Us*FasesProm.porUs*VoltProm*f.p.
D I
1000 / * . . Pr . * / *2 I Ohms km Long om Acom Hilos usuario
R
I
Acometida Watts
R
I2 /
0.85 0.15
*8760* FC2 FC
P
75 4.2.3.6 Desarrollo del cálculo de pérdidas en acometidas
a. Semana 1, del 27 Septiembre al 04 de Octubre de 2010.
POSTE MTS. POSTE-ACOMETIDA
CALIBRE DE
ACOM. No. MEDIDOR
LECTURA 27 DE SEPTIEMBRE DE 2010 CODIGO DE MEDIDOR LECTURA 04 DE OCTUBRE DE 2010.
CONSUMO DEL 27 DE SEPTIEMBRE
AL 04 DE OCTUBRE DE
2010.
KW VOLTAJE CORRIENTE RES OHM/KM OHM PERDIDAS W
P1 19.60 Al 8 21HY14 28833 F121 29082.00 249.00 1.19 110.00 10.86 3.42 0.067032 7.8986
P2 0.00 N N N N N 0.00 0.00 110.00 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P3 32.96 Al 8 AN6572 8341 F121 8365.00 24.00 0.12 110.00 1.05 3.42 0.112723 0.1234
P3 31.00 Al 6 29E42D 157 F62H 201.00 44.00 0.21 110.00 1.92 2.15 0.066650 0.2452
P3 31.20 Al 8 74YG30 919 F121 927.00 8.00 0.04 110.00 0.35 3.42 0.106704 0.0130
P3 31.40 Al 8 9H7D44 9367 F121 9367.00 0.00 0.00 110.00 0.00 3.42 0.107388 0.0000
P3 38.73 Al 8 J6H898 43858 F121 43901.00 43.00 0.21 110.00 1.87 3.42 0.132457 0.4655
P3 38.73 Al 8 V36H47 11165 F121 11170.00 5.00 0.02 110.00 0.22 3.42 0.132457 0.0063
P3 45.33 Al 8 6B5W57 25784 F121 25809.00 25.00 0.12 110.00 1.09 3.42 0.155029 0.1841
P3 53.85 Al 8 33HY60 941 F121 1073.00 132.00 0.63 110.00 5.75 3.42 0.184167 6.0986
P3 53.70 Al 8 BN8714 3116 F121 3261.00 145.00 0.70 110.00 6.32 3.42 0.183654 7.3385
P3 48.00 Al 8 1N2U73 19889 F121 19928.00 39.00 0.19 110.00 1.70 3.42 0.164160 0.4745
P4 14.40 Al 8 78D9W9 565 F12X 573.00 8.00 0.04 110.00 0.35 3.42 0.049248 0.0060
P4 14.50 Al 8 F197T4 14797 F121 14826.00 29.00 0.14 110.00 1.26 3.42 0.049590 0.0793
P4 14.30 Al 8 07D1W8 4093 F12X 4093.00 0.00 0.00 110.00 0.00 3.42 0.048906 0.0000
P4 10.00 Al 8 89DU51 106 F121 128.00 22.00 0.11 110.00 0.96 3.42 0.034200 0.0315
P4 13.40 Al 8 M314G0 31709 F121 31740.00 31.00 0.15 110.00 1.35 3.42 0.045828 0.0837
P5 11.00 Al 8 26B9F1 1500 F121 1529.00 29.00 0.14 109.95 1.26 3.42 0.037620 0.0602
P5 10.00 Al 8 86D4X6 19763 F12X 20065.00 302.00 1.45 109.95 13.17 3.42 0.034200 5.9332
P5 11.00 Al 8 H1W500 32002 F121 32007.00 5.00 0.02 109.95 0.22 3.42 0.037620 0.0018
P5 12.00 Al 8 07D1W6 2246 F12X 2279.00 33.00 0.16 109.95 1.44 3.42 0.041040 0.0850
P5 3.80 Al 8 8P8B68 78361 FD21 78550.00 189.00 0.91 109.95 8.24 3.42 0.012996 0.8830
P5 14.00 Al 6 D9112F 8484 w 111 8484.00 0.00 0.00 109.95 0.00 2.15 0.030100 0.0000
P5 3.40 Al 6 J947R3 45605 FD21 45957.00 352.00 1.69 109.95 15.35 2.16 0.007344 1.7309
P6 0.00 N N N N N 0.00 0.00 108.57 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P7 7.60 Al 8 4W16V9 20211 FD21 20486.00 275.00 1.32 107.93 12.22 3.42 0.025992 3.8803
P7 7.70 CU 8 2A331U 4974 F121 4988.00 14.00 0.07 107.93 0.62 2.10 0.016170 0.0063
P7 31.60 CU 8 79D1W2 1770 F12X 1892.00 122.00 0.59 107.93 5.42 2.10 0.066360 1.9498
P7 31.80 Cu 10 U9C104 40168 F121 40206.00 38.00 0.18 107.93 1.69 3.34 0.106212 0.3028
P7 31.90 Al 8 R0V541 85185 F121 85248.00 63.00 0.30 107.93 2.80 3.42 0.109098 0.8548
76
P7 42.60 CU 8 17D2W1 14896 F12X 15128.00 232.00 1.11 107.93 10.31 2.10 0.089460 9.5054 P7 59.00 Al 8 17D2W2 7985 F12X 8101.00 116.00 0.56 107.93 5.15 3.42 0.201780 5.3599 P7 59.20 Al 8 17D2W0 5516 F12X 5609.00 93.00 0.45 107.93 4.13 3.42 0.202464 3.4568 P7 50.00 Al 8 7N4K98 68850 F621 68972.00 122.00 0.59 107.93 5.42 3.42 0.171000 5.0244 P7 31.80 Al 8 96VM53 292 F121 293.00 1.00 0.00 107.93 0.04 3.42 0.108756 0.0002 P7 31.90 Al 8 7V171G 4578 F121 4614.00 36.00 0.17 107.93 1.60 3.42 0.109098 0.2791 P7 31.70 Al 8 2N5U28 8020 F621 8020.00 0.00 0.00 107.93 0.00 3.42 0.108414 0.0000 P7 31.60 Al 8 2D670F 3871 F621 3878.00 7.00 0.03 107.93 0.31 3.42 0.108072 0.0105 P7 31.50 Al 8 3G4K15 8182 F121 8183.00 1.00 0.00 107.93 0.04 3.42 0.107730 0.0002 P7 31.40 Al 8 79D1W3 951 F12X 966.00 15.00 0.07 107.93 0.67 3.42 0.107388 0.0477 P7 31.30 Al 8 5P371J 7482 F121 7516.00 34.00 0.16 107.93 1.51 3.42 0.107046 0.2443 P7 70.00 Al 8 8X07A7 2668 FD21 2824.00 156.00 0.75 107.93 6.93 3.42 0.239400 11.5011 P7 51.00 Al 8 T515T9 3002 F121 3052.00 50.00 0.24 107.93 2.22 3.42 0.174420 0.8608 P1-A 41.80 Al 8 4RT628 34217 F121 34274.00 57.00 0.27 110.00 2.48 3.42 0.142956 0.8827 P1-A 41.70 Al 8 627038 13925 FD21 13934.00 9.00 0.04 110.00 0.39 3.42 0.142614 0.0220 P1-A 26.50 Al 8 2N27N9 22823 F121 22894.00 71.00 0.34 110.00 3.10 3.42 0.090630 0.8683 P1-A 26.40 Al 8 2F94W1 40748 F621 40811.00 63.00 0.30 110.00 2.75 3.42 0.090288 0.6811 P1-A 44.60 Al 8 56P3Y3 10101 F12X 10291.00 190.00 0.91 110.00 8.28 3.42 0.152532 10.4650 P1-A 43.80 Cu 10 2H385H 50 F121 51.00 1.00 0.00 110.00 0.04 3.34 0.146292 0.0003 P1-A 44.00 Al 8 1J408L 31761 F121 31833.00 72.00 0.35 110.00 3.14 3.42 0.150480 1.4826 P1-A 49.00 Al 8 7D291V 3469 F121 3479.00 10.00 0.05 110.00 0.44 3.42 0.167580 0.0318 P1-A 32.00 Al 8 M76J33 4768 F121 0.00 0.00 110.00 0.00 3.42 0.109440 0.0000 P1-A 32.30 Al 8 G5W206 11801 F121 11809.00 8.00 0.04 110.00 0.35 3.42 0.110466 0.0134 P1-A 32.00 Al 8 9J843L 8893 F121 8917.00 24.00 0.12 110.00 1.05 3.42 0.109440 0.1198 P1-A 32.60 Cu 6 8G73C7 68352 FD21 68521.00 169.00 0.81 110.00 7.37 1.32 0.043032 2.3358 P1-A 32.40 Al 8 03YL13 352 F121 364.00 12.00 0.06 110.00 0.52 3.42 0.110808 0.0303
3775.00 68.20261249%
5534.98 55.34978591 1759.98 31.79738751%
91.96
3775.00 0.0920
TOTAL CONSUMO
TOTAL DE PERDIDAS WATTS
KW
KWH TOTAL: MEDIDOR DE CALIDAD:
77 b. Semana 2, del 04 al 11 de Octubre de 2010.
POSTE MTS. POSTE-ACOMETIDA
CALIBRE DE
ACOM. No. MEDIDOR
LECTURA DEL 04 OCTUBRE DE 2010. CODIGO DE MEDIDOR LECTURA DEL 11 DE OCTUBRE DE
2010.
CONSUMO DEL 04 AL 11 DE OCTUBRE DE
2010.
KW VOLTAJE CORRIENTE RES OHM/KM OHM PERDIDAS W
P1 19.60 Al 8 21HY14 29082.00 F121 29331 249.00 1.090362 110.00 9.91 3.42 0.067032 6.5862
P2 0.00 N N N N N 0.00 0.000000 110.00 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P3 32.96 Al 8 AN6572 8365.00 F121 8388 23.00 0.100716 110.00 0.92 3.42 0.112723 0.0945
P3 31.00 Al 6 29E42D 201.00 F62H 244 43.00 0.188295 110.00 1.71 2.15 0.066650 0.1953
P3 31.20 Al 8 74YG30 927.00 F121 940 13.00 0.056927 110.00 0.52 3.42 0.106704 0.0286
P3 31.40 Al 8 9H7D44 9367.00 F121 9367 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.107388 0.0000
P3 38.73 Al 8 J6H898 43901.00 F121 43941 40.00 0.175158 110.00 1.59 3.42 0.132457 0.3359
P3 38.73 Al 8 V36H47 11170.00 F121 11172 2.00 0.008758 110.00 0.08 3.42 0.132457 0.0008
P3 45.33 Al 8 6B5W57 25809.00 F121 25833 24.00 0.105095 110.00 0.96 3.42 0.155029 0.1415
P3 53.85 Al 8 33HY60 1073.00 F121 1208 135.00 0.591160 110.00 5.37 3.42 0.184167 5.3195
P3 53.70 Al 8 BN8714 3261.00 F121 3311 50.00 0.218948 110.00 1.99 3.42 0.183654 0.7277
P3 48.00 Al 8 1N2U73 19928.00 F121 19970 42.00 0.183916 110.00 1.67 3.42 0.164160 0.4589
P4 14.40 Al 8 78D9W9 573.00 F12X 580 7.00 0.030653 110.00 0.28 3.42 0.049248 0.0038
P4 14.50 Al 8 F197T4 14826.00 F121 14860 34.00 0.148885 110.00 1.35 3.42 0.049590 0.0908
P4 14.30 Al 8 07D1W8 4093.00 F12X 4093 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.048906 0.0000
P4 10.00 Al 8 89DU51 128.00 F121 151 23.00 0.100716 110.00 0.92 3.42 0.034200 0.0287
P4 13.40 Al 8 M314G0 31740.00 F121 31769 29.00 0.126990 110.00 1.15 3.42 0.045828 0.0611
P5 11.00 Al 8 26B9F1 1529.00 F121 1551 22.00 0.096337 109.96 0.88 3.42 0.037620 0.0289
P5 10.00 Al 8 86D4X6 20065.00 F12X 20377 312.00 1.366236 109.96 12.43 3.42 0.034200 5.2801
P5 11.00 Al 8 H1W500 32007.00 F121 32017 10.00 0.043790 109.96 0.40 3.42 0.037620 0.0060
P5 12.00 Al 8 07D1W6 2279.00 F12X 2314 35.00 0.153264 109.96 1.39 3.42 0.041040 0.0797
P5 3.80 Al 8 8P8B68 78550.00 FD21 78753 203.00 0.888929 109.96 8.08 3.42 0.012996 0.8494
P5 14.00 Al 6 D9112F 8484.00 w 111 8484 0.00 0.000000 109.96 0.00 2.15 0.030100 0.0000
P5 3.40 Al 6 J947R3 45957.00 FD21 46144 187.00 0.818866 109.96 7.45 2.16 0.007344 0.4073
P6 0.00 N N N N N 0.00 0.000000 108.66 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P7 7.60 Al 8 4W16V9 20486.00 FD21 20763 277.00 1.212973 107.99 11.23 3.42 0.025992 3.2791
P7 7.70 Al 8 2A331U 4988.00 F121 5002 14.00 0.061305 107.99 0.57 2.10 0.016170 0.0052
P7 31.60 Al 8 79D1W2 1892.00 F12X 2011 119.00 0.521096 107.99 4.83 2.10 0.066360 1.5451
P7 31.80 Cu 10 U9C104 40206.00 F121 40242 36.00 0.157643 107.99 1.46 3.34 0.106212 0.2263
P7 31.90 Al 8 R0V541 85248.00 F121 85308 60.00 0.262738 107.99 2.43 3.42 0.109098 0.6458
78
P7 42.60 Al 8 17D2W1 15128.00 F12X 15357 229.00 1.002782 107.99 9.29 2.10 0.089460 7.7137
P7 59.00 Al 8 17D2W2 8101.00 F12X 8222 121.00 0.529854 107.99 4.91 3.42 0.201780 4.8575
P7 59.20 Al 8 17D2W0 5609.00 F12X 5703 94.00 0.411622 107.99 3.81 3.42 0.202464 2.9415
P7 50.00 Al 8 7N4K98 68972.00 F621 69087 115.00 0.503581 107.99 4.66 3.42 0.171000 3.7184
P7 31.80 Al 8 96VM53 293.00 F121 294 1.00 0.004379 107.99 0.04 3.42 0.108756 0.0002
P7 31.90 Al 8 7V171G 4614.00 F121 4660 46.00 0.201432 107.99 1.87 3.42 0.109098 0.3796
P7 31.70 Al 8 2N5U28 8020.00 F621 8020 0.00 0.000000 107.99 0.00 3.42 0.108414 0.0000
P7 31.60 Al 8 2D670F 3878.00 F621 3878 0.00 0.000000 107.99 0.00 3.42 0.108072 0.0000
P7 31.50 Al 8 3G4K15 8183.00 F121 8183 0.00 0.000000 107.99 0.00 3.42 0.107730 0.0000
P7 31.40 Al 8 79D1W3 966.00 F12X 979 13.00 0.056927 107.99 0.53 3.42 0.107388 0.0298
P7 31.30 Al 8 5P371J 7516.00 F121 7550 34.00 0.148885 107.99 1.38 3.42 0.107046 0.2035
P7 70.00 Al 8 8X07A7 2824.00 FD21 3161 337.00 1.475710 107.99 13.67 3.42 0.239400 44.7038
P7 51.00 Al 8 T515T9 3052.00 F121 3131 79.00 0.345938 107.99 3.20 3.42 0.174420 1.7898
P1-A 41.80 Al 8 4RT628 34274.00 F121 34334 60.00 0.262738 110.00 2.39 3.42 0.142956 0.8156
P1-A 41.70 Al 8 627038 13934.00 FD21 13943 9.00 0.039411 110.00 0.36 3.42 0.142614 0.0183
P1-A 26.50 Al 8 2N27N9 22894.00 F121 22964 70.00 0.306527 110.00 2.79 3.42 0.090630 0.7038
P1-A 26.40 Al 8 2F94W1 40811.00 F621 40877 66.00 0.289011 110.00 2.63 3.42 0.090288 0.6233
P1-A 44.60 Al 8 56P3Y3 10291.00 F12X 10486 195.00 0.853898 110.00 7.76 3.42 0.152532 9.1915
P1-A 43.80 Cu 10 2H385H 51.00 F121 51 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.34 0.146292 0.0000
P1-A 44.00 Al 8 1J408L 31833.00 F121 31910 77.00 0.337180 110.00 3.07 3.42 0.150480 1.4139
P1-A 49.00 Al 8 7D291V 3479.00 F121 3492 13.00 0.056927 110.00 0.52 3.42 0.167580 0.0449
P1-A 32.00 Al 8 M76J33 4768.00 F121 4768 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.109440 0.0000
P1-A 32.30 Al 8 G5W206 11809.00 F121 11822 13.00 0.056927 110.00 0.52 3.42 0.110466 0.0296
P1-A 32.00 Al 8 9J843L 8917.00 F121 8956 39.00 0.170780 110.00 1.55 3.42 0.109440 0.2638
P1-A 32.60 Cu 6 8G73C7 68521.00 FD21 68790 269.00 1.177941 110.00 10.71 1.32 0.043032 4.9346
P1-A 32.40 Al 8 03YL13 364.00 F121 373 9.00 0.039411 110.00 0.36 3.42 0.110808 0.0142
3878.00 71.34731589 %
5435.38 54.3538317
1557.38 28.65268411 %
110.82
3878.00 KW 0.1108
KWH TOTAL:
TOTAL CONSUMO
TOTAL DE PERDIDAS WATTS MEDIDOR DE CALIDAD:
79 c. Semana 3, del 11 al 18 de Octubre de 2010.
POSTE MTS. POSTE-ACOMETIDA
CALIBRE DE
ACOM. No. MEDIDOR
LECTURA DEL 11 DE OCTUBRE DE
2010.
CODIGO DE MEDIDOR
LECTURA DEL 18 DE OCTUBRE DE
2010.
CONSUMO DEL 11 AL 18
DE OCTUBRE DE 2010.
KW VOLTAJE CORRIENTE RES OHM/KM OHM PERDIDAS W
P1 19.60 Al 8 21HY14 29331 F121 29590 259.00 1.150068 110.00 10.46 3.42 0.067032 7.3273
P2 0.00 N N N N N 0.00 0.000000 110.00 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P3 32.96 Al 8 AN6572 8388 F121 8413 25.00 0.111010 110.00 1.01 3.42 0.112723 0.1148 P3 31.00 Al 6 29E42D 244 F62H 279 35.00 0.155415 110.00 1.41 2.15 0.066650 0.1331 P3 31.20 Al 8 74YG30 940 F121 946 6.00 0.026643 110.00 0.24 3.42 0.106704 0.0063 P3 31.40 Al 8 9H7D44 9367 F121 9367 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.107388 0.0000 P3 38.73 Al 8 J6H898 43941 F121 43983 42.00 0.186498 110.00 1.70 3.42 0.132457 0.3808 P3 38.73 Al 8 V36H47 11172 F121 11175 3.00 0.013321 110.00 0.12 3.42 0.132457 0.0019 P3 45.33 Al 8 6B5W57 25833 F121 25857 24.00 0.106570 110.00 0.97 3.42 0.155029 0.1455 P3 53.85 Al 8 33HY60 1208 F121 1372 164.00 0.728228 110.00 6.62 3.42 0.184167 8.0723 P3 53.70 Al 8 BN8714 3311 F121 3355 44.00 0.195378 110.00 1.78 3.42 0.183654 0.5794 P3 48.00 Al 8 1N2U73 19970 F121 20011 41.00 0.182057 110.00 1.66 3.42 0.164160 0.4497
P4 14.40 Al 8 78D9W9 580 F12X 588 8.00 0.035523 110.00 0.32 3.42 0.049248 0.0051 P4 14.50 Al 8 F197T4 14860 F121 14891 31.00 0.137653 110.00 1.25 3.42 0.049590 0.0777 P4 14.30 Al 8 07D1W8 4093 F12X 4093 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.048906 0.0000 P4 10.00 Al 8 89DU51 151 F121 172 21.00 0.093249 110.00 0.85 3.42 0.034200 0.0246 P4 13.40 Al 8 M314G0 31769 F121 31798 29.00 0.128772 110.00 1.17 3.42 0.045828 0.0628
P5 11.00 Al 8 26B9F1 1551 F121 1578 27.00 0.119891 109.95 1.09 3.42 0.037620 0.0447 P5 10.00 Al 8 86D4X6 20377 F12X 20643 266.00 1.181151 109.95 10.74 3.42 0.034200 3.9465 P5 11.00 Al 8 H1W500 32017 F121 32026 9.00 0.039964 109.95 0.36 3.42 0.037620 0.0050 P5 12.00 Al 8 07D1W6 2314 F12X 2350 36.00 0.159855 109.95 1.45 3.42 0.041040 0.0867 P5 3.80 Al 8 8P8B68 78753 FD21 78946 193.00 0.857001 109.95 7.79 3.42 0.012996 0.7895 P5 14.00 Al 6 D9112F 8484 w 111 8484 0.00 0.000000 109.95 0.00 2.15 0.030100 0.0000 P5 3.40 Al 6 J947R3 46144 FD21 46365 221.00 0.981332 109.95 8.92 2.16 0.007344 0.5850
P6 0.00 N N N N N 0.00 0.000000 108.61 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P7 7.60 Al 8 4W16V9 20763 FD21 21036 273.00 1.212234 107.90 11.23 3.42 0.025992 3.2806 P7 7.70 Al 8 2A331U 5002 F121 5014 12.00 0.053285 107.90 0.49 2.10 0.016170 0.0039 P7 31.60 Al 8 79D1W2 2011 F12X 2128 117.00 0.519529 107.90 4.81 2.10 0.066360 1.5384 P7 31.80 Cu 10 U9C104 40242 F121 40283 41.00 0.182057 107.90 1.69 3.34 0.106212 0.3024 P7 31.90 Al 8 R0V541 85308 F121 85373 65.00 0.288627 107.90 2.67 3.42 0.109098 0.7806
80
P7 42.60 Al 8 17D2W1 15357 F12X 15596 239.00 1.061260 107.90 9.84 2.10 0.089460 8.6540 P7 59.00 Al 8 17D2W2 8222 F12X 8349 127.00 0.563933 107.90 5.23 3.42 0.201780 5.5116 P7 59.20 Al 8 17D2W0 5703 F12X 5804 101.00 0.448482 107.90 4.16 3.42 0.202464 3.4977 P7 50.00 Al 8 7N4K98 69087 F621 69214 127.00 0.563933 107.90 5.23 3.42 0.171000 4.6709 P7 31.80 Al 8 96VM53 294 F121 294 0.00 0.000000 107.90 0.00 3.42 0.108756 0.0000 P7 31.90 Al 8 7V171G 4660 F121 4706 46.00 0.204259 107.90 1.89 3.42 0.109098 0.3910 P7 31.70 Al 8 2N5U28 8020 F621 8020 0.00 0.000000 107.90 0.00 3.42 0.108414 0.0000 P7 31.60 Al 8 2D670F 3878 F621 3878 0.00 0.000000 107.90 0.00 3.42 0.108072 0.0000 P7 31.50 Al 8 3G4K15 8183 F121 8183 0.00 0.000000 107.90 0.00 3.42 0.107730 0.0000 P7 31.40 Al 8 79D1W3 979 F12X 995 16.00 0.071047 107.90 0.66 3.42 0.107388 0.0466 P7 31.30 Al 8 5P371J 7550 F121 7583 33.00 0.146534 107.90 1.36 3.42 0.107046 0.1974 P7 70.00 Al 8 8X07A7 3161 FD21 3529 368.00 1.634074 107.90 15.14 3.42 0.239400 54.9051 P7 51.00 Al 8 T515T9 3131 F121 3212 81.00 0.359674 107.90 3.33 3.42 0.174420 1.9380
P1-A 41.80 Al 8 4RT628 34334 F121 34416 82.00 0.364114 110.00 3.31 3.42 0.142956 1.5664 P1-A 41.70 Al 8 627038 13943 FD21 13951 8.00 0.035523 110.00 0.32 3.42 0.142614 0.0149 P1-A 26.50 Al 8 2N27N9 22964 F121 23034 70.00 0.310829 110.00 2.83 3.42 0.090630 0.7237 P1-A 26.40 Al 8 2F94W1 40877 F621 40950 73.00 0.324150 110.00 2.95 3.42 0.090288 0.7840 P1-A 44.60 Al 8 56P3Y3 10486 F12X 10700 214.00 0.950249 110.00 8.64 3.42 0.152532 11.3828 P1-A 43.80 Cu 10 2H385H 51 F121 52 1.00 0.004440 110.00 0.04 3.34 0.146292 0.0002 P1-A 44.00 Al 8 1J408L 31910 F121 32003 93.00 0.412959 110.00 3.75 3.42 0.150480 2.1208 P1-A 49.00 Al 8 7D291V 3492 F121 3507 15.00 0.066606 110.00 0.61 3.42 0.167580 0.0614 P1-A 32.00 Al 8 M76J33 4768 F121 4768 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.109440 0.0000 P1-A 32.30 Al 8 G5W206 11822 F121 11836 14.00 0.062166 110.00 0.57 3.42 0.110466 0.0353 P1-A 32.00 Al 8 9J843L 8956 F121 8995 39.00 0.173176 110.00 1.57 3.42 0.109440 0.2712 P1-A 32.60 Cu 6 8G73C7 68790 FD21 69062 272.00 1.207794 110.00 10.98 1.32 0.043032 5.1879 P1-A 32.40 Al 8 03YL13 373 F121 373 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.110808 0.0000
4011.00 72.8143 % 5508.53 55.0853 1497.53 27.1857 %
130.71
4011.00 0.1307
KWH TOTAL: MEDIDOR DE CALIDAD:
DIFERENCIA KWH:
TOTAL DE PERDIDAS WATTS
81 d. Semana 4, del 18 al 25 de Octubre de 2010.
POSTE MTS. POSTE-ACOMETIDA
CALIBRE DE
ACOM. No. MEDIDOR
LECTURA DEL 18 DE OCTUBRE DE
2010.
CODIGO DE MEDIDOR
LECTURA DEL 25 DE OCTUBRE DE
2010.
CONSUMO DEL 18 AL 25 DE OCTUBRE
DE 2010.
KW VOLTAJE CORRIENTE RES OHM/KM OHM PERDIDAS W
P1 19.60 Al 8 21HY14 29590 F121 29858.00 268.00 1.120330 110.00 10.18 3.42 0.067032 6.9533
P2 0.00 N N N N N 0.00 0.000000 110.00 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P3 32.96 Al 8 AN6572 8413 F121 8436.00 23.00 0.096148 109.99 0.87 3.42 0.112723 0.0861 P3 31.00 Al 6 29E42D 279 F62H 313.00 34.00 0.142131 109.99 1.29 2.15 0.066650 0.1113 P3 31.20 Al 8 74YG30 946 F121 964.00 18.00 0.075246 109.99 0.68 3.42 0.106704 0.0499 P3 31.40 Al 8 9H7D44 9367 F121 9367.00 0.00 0.000000 109.99 0.00 3.42 0.107388 0.0000 P3 38.73 Al 8 J6H898 43983 F121 44022.00 39.00 0.163033 109.99 1.48 3.42 0.132457 0.2910 P3 38.73 Al 8 V36H47 11175 F121 11189.00 14.00 0.058525 109.99 0.53 3.42 0.132457 0.0375 P3 45.33 Al 8 6B5W57 25857 F121 25879.00 22.00 0.091967 109.99 0.84 3.42 0.155029 0.1084 P3 53.85 Al 8 33HY60 1372 F121 1513.00 141.00 0.589427 109.99 5.36 3.42 0.184167 5.2884 P3 53.70 Al 8 BN8714 3355 F121 3501.00 146.00 0.610329 109.99 5.55 3.42 0.183654 5.6544 P3 48.00 Al 8 1N2U73 20011 F121 20048.00 37.00 0.154672 109.99 1.41 3.42 0.164160 0.3246 P4 14.40 Al 8 78D9W9 588 F12X 596.00 8.00 0.033443 110.00 0.30 3.42 0.049248 0.0046 P4 14.50 Al 8 F197T4 14891 F121 14918.00 27.00 0.112869 110.00 1.03 3.42 0.049590 0.0522 P4 14.30 Al 8 07D1W8 4093 F12X 4093.00 0.00 0.000000 110.00 0.00 3.42 0.048906 0.0000 P4 10.00 Al 8 89DU51 172 F121 194.00 22.00 0.091967 110.00 0.84 3.42 0.034200 0.0239 P4 13.40 Al 8 M314G0 31798 F121 31819.00 21.00 0.087787 110.00 0.80 3.42 0.045828 0.0292 P5 11.00 Al 8 26B9F1 1578 F121 1606.00 28.00 0.117049 109.96 1.06 3.42 0.037620 0.0426 P5 10.00 Al 8 86D4X6 20643 F12X 20955.00 312.00 1.304264 109.96 11.86 3.42 0.034200 4.8120 P5 11.00 Al 8 H1W500 32026 F121 32034.00 8.00 0.033443 109.96 0.30 3.42 0.037620 0.0035 P5 12.00 Al 8 07D1W6 2350 F12X 2386.00 36.00 0.150492 109.96 1.37 3.42 0.041040 0.0769 P5 3.80 Al 8 8P8B68 78946 FD21 79134.00 188.00 0.785903 109.96 7.15 3.42 0.012996 0.6639 P5 14.00 Al 6 D9112F 8484 w 111 8484.00 0.00 0.000000 109.96 0.00 2.15 0.030100 0.0000 P5 3.40 Al 6 J947R3 46365 FD21 46579.00 214.00 0.894591 109.96 8.14 2.16 0.007344 0.4861
P6 0.00 N N N N N 0.00 0.000000 108.67 0.00 0.00 0.000000 0.0000
P7 7.60 Al 8 4W16V9 21036 FD21 21321.00 285.00 1.191395 107.99 11.03 3.42 0.025992 3.1635 P7 7.70 Al 8 2A331U 5014 F121 5031.00 17.00 0.071066 107.99 0.66 2.10 0.016170 0.0070 P7 31.60 Al 8 79D1W2 2128 F12X 2246.00 118.00 0.493279 107.99 4.57 2.10 0.066360 1.3845 P7 31.80 Cu 10 U9C104 40283 F121 40319.00 36.00 0.150492 107.99 1.39 3.34 0.106212 0.2063 P7 31.90 Al 8 R0V541 85373 F121 85436.00 63.00 0.263361 107.99 2.44 3.42 0.109098 0.6488 P7 42.60 Al 8 17D2W1 15596 F12X 15827.00 231.00 0.965657 107.99 8.94 2.10 0.089460 7.1530
