Propuesta para la sistematización de los cálculos de las pérdidas en el SIGERE

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(1)Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA Propuesta para la sistematización de los cálculos de las pérdidas en el SIGERE Autor: Yamilet Urquiza Choy. Tutor: Ing. Raúl Fernández Álvarez Ing. Yoandrys Rodríguez Quintana. Consultante: Ing. Mario Martínez Cancio. Sancti Spíritus 2010 "Año 52 de la Revolución".

(2) Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas Facultad de Ingeniería Eléctrica Departamento de Electroenergética. TRABAJO DE DIPLOMA Propuesta para la sistematización de los cálculos de las pérdidas en el SIGERE Autor: Yamilet Urquiza Choy Tutores: Ing. Raúl Fernández Álvarez e-mail: [email protected];. Ing. Yoandrys Rodríguez Quintana e-mail: [email protected];. Consultante: Mario Martínez Cancio e-mail: [email protected];. Sancti Spíritus 2010 "Año 52 de la Revolución".

(3) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.. Firma del Autor Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.. Firma del Autor. Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) i. PENSAMIENTO. “En la tierra hace falta personas que trabajen más y critiquen menos, que construyan más y destruyan menos, que prometan menos y resuelvan más, que esperen recibir menos y dar más, que digan mejor AHORA que MAÑANA.”. Ernesto Guevara.

(5) ii. DEDICATORIA. A mi familia, por apoyarme siempre. A mi papá que tanto quiero y mis hermanitas y sobrinas que las adoro. A mi mamita querida. A Michu por quererme tanto. A Jorgi y Yandy por ayudarme siempre..

(6) iii. AGRADECIMIENTOS. A mi papá y mis hermanitas que gracias a ellos he llegado tan lejos. A mis sobrinas que tanto quiero. A mi novio Michel que tanto me ha apoyado. A mis tutores por toda la ayuda que siempre me brindaron. A mi primo Miche. A todos mis compañeros de aula. A todos mis amigos en especial a Aime, Grettel, Sacha y Yandy (Ani) que me han ayudado tanto durante toda la carrera..

(7) iv. TAREA TÉCNICA. 1. Hacer una revisión bibliográfica sobre el tema. 2. Realizar un recorrido de campo para un levantamiento poste a poste del circuito primario y sus secundarios, de la zona de balance eléctrica seleccionada. 3. Actualizar los módulos del Sistema de Gestión de Redes (SIGERE). 4. Actualizar los ficheros del Radial, PSX y WinGeneral. 5. Calcular las pérdidas a través de los diferentes programas, identificando el porciento de pérdidas por cada zona escogida.. Firma del Autor. Firma del Tutor.

(8) v. RESUMEN. En las Direcciones Comerciales y en las de Distribución de todas las Empresas Eléctricas del país hasta el momento no existe un sistema automatizado para el control de las pérdidas de energía eléctrica, técnicas y comerciales, siendo almacenada toda la información de forma manual en hojas de cálculo en Excel. Este trabajo tiene como objetivo estudiar y validar posibles formas de sistematizar los cálculos de pérdidas para su automatización en el SIGERE, a través del módulo de Estudio de Sistemas. Para lograr esto se realizaron cálculos de pérdidas en las zonas de balance seleccionadas y se actualizaron, en el SIGERE, los módulos que lo requerían. Con el estudio realizado se detectaron errores de mediciones y se lograron obtener desgloses de pérdidas. En este trabajo se propone el módulo de Estudio de Sistemas para realizar los balances de energía para tener el desglose de las pérdidas por niveles típicos, permitiendo tener conocimiento de las áreas y componentes que presentan los mayores problemas y que requieren una mayor atención..

(9) vi. TABLA DE CONTENIDOS. PENSAMIENTO .....................................................................................................................i DEDICATORIA .................................................................................................................... ii AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................ iii TAREA TÉCNICA ................................................................................................................iv RESUMEN ............................................................................................................................. v INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 1 CAPÍTULO 1.. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA .................. 4. 1.1. Configuración actual de la provincia de Sancti Spíritus .......................................... 4. 1.2. Clasificación de las pérdidas de energía eléctrica. ................................................... 5. 1.2.1. Pérdidas técnicas ............................................................................................... 5. 1.2.2. Pérdidas no técnicas o comerciales ................................................................... 7. 1.3. Clasificación de los errores en las mediciones eléctricas ......................................... 9. 1.4. Comportamiento histórico de las pérdidas en Sancti Spíritus................................ 13. 1.5. Recopilación y análisis de información en estudios de pérdidas eléctricas. .......... 16. 1.5.1. Información necesaria para la estimación de pérdidas en circuitos de. distribución. .................................................................................................................. 17 1.6. Sistemas Integrales de Gestión (SIGE) .................................................................. 18. 1.6.1. Sistema de Gestión Comercial ........................................................................ 18. 1.6.2. Concepción del SIGERE ................................................................................ 19.

(10) vii 1.6.3. Estructura del SIGERE ................................................................................... 19. 1.6.3.1. Subsistema de Instalaciones....................................................................... 20. 1.6.3.2. Subsistema de Explotación ...................................................................... 20. 1.6.3.3. Subsistema de Análisis y Estudios .......................................................... 20. 1.6.3.4 Subsistema de Planificación de Inversiones ................................................ 21 1.6.3.5 Subsistema de Gestión y Control ................................................................ 21 1.6.3.6. Subsistema de Servicios .......................................................................... 21. 1.6.3.7. Subsistema de Operación ........................................................................ 21. CAPÍTULO 2.. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y. ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE ...................................................................................... 22 2.1. Metodología para el cálculo de las pérdidas de energía eléctrica en la provincia de. Sancti Spíritus ................................................................................................................... 23 2.1.1. Pérdidas globales de energía ........................................................................... 23. 2.1.2. Determinación de las pérdidas técnicas .......................................................... 23. 2.2. Recorrido de Campo .............................................................................................. 29. 2.3. Actualización del SIGERE ..................................................................................... 32. 2.3.1. Actualización del módulo de Instalaciones .................................................... 32. 2.3.2. Actualización del módulo de Lectura ............................................................. 33. 2.3.3. Actualización del módulo de Circuitos ........................................................... 34. 2.3.4. Actualización del módulo de Servicios .......................................................... 36. 2.4. Actualización del Radial ........................................................................................ 38. 2.5. Actualización del WinGeneral ............................................................................... 40. 2.6. Actualización del Power System Xplorer (PSX) .................................................... 42. 2.7. Descripción del módulo de Estudio de Sistemas ................................................... 42. CAPÍTULO 3.. BALANCES DE ENERGÍA POR ZONAS ELÉCTRICAS ................... 44.

(11) viii 3.1. Situación actual del proceso para la determinación de las pérdidas. ..................... 44. 3.2. Zona de balance de subestaciones de transmisión ................................................. 45. 3.3. Zona de balance de subtransmisión........................................................................ 47. 3.4. Zona de balance de distribución primaria .............................................................. 50. 3.5. Zona de balance de la distribución secundaria ....................................................... 52. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 54 Conclusiones ..................................................................................................................... 54 Recomendaciones ............................................................................................................. 54 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................. 56 ANEXOS .............................................................................................................................. 57 Anexo I: Comportamiento de las pérdidas en Sancti Spíritus .......................................... 57 Anexo II: Causas fundamentales que determinaron el incremento de las pérdidas comerciales ....................................................................................................................... 59 Anexo III: Diagrama monolineal del circuito SK 10 ........................................................ 60 Anexo IV: Modelo de celaje para los circuitos secundarios ............................................. 61 Anexo V: Modelo para la captación de los datos de los clientes ...................................... 62 Anexo VI: Gráfica de variables por desconectivo NU-Lec .............................................. 63 Anexo VII: Esquema de los circuitos SU 3010 y SU 1180 .............................................. 64 Anexo VIII: Ventana para registrar punto de transferencia de energía ............................ 65 Anexo XI: Ventanas para registrar datos de pérdidas técnicas del PSX .......................... 66 Anexo XII: Ventanas donde se registran las zonas de balance por estructura administrativa.................................................................................................................... 67 Anexo XIII: Ventanas donde se registran las zonas de balance eléctricas ....................... 68 Anexo XIII: Ventanas donde se registran las zonas de balance eléctricas (Continuación) .......................................................................................................................................... 69.

(12) ix Anexo XIV: Ventanas donde se realizan los balances por estructuras administrativas ... 70 Anexo XV: Ventana donde se realiza el balance por zona eléctrica ................................ 71 Anexo XIV: Resultados básicos de los circuitos secundarios (salidas WinGeneral) ....... 72 Anexo XV: Resultados de los circuitos secundarios (salidas WinGeneral) ..................... 73.

(13) INTRODUCCIÓN. 1. INTRODUCCIÓN. Todos los sistemas eléctricos son afectados, en mayor o menor medida, por pérdidas de energía. Estas causan diversos perjuicios al sistema eléctrico y al medio ambiente en general, requiriendo un mayor consumo de recursos no renovables, pues debe disponerse de una mayor generación conforme aumentan las pérdidas. En los últimos años el ahorro de energía eléctrica se ha convertido en una de las principales tareas de nuestro país, dirigido al desarrollo y consolidación de la eficiencia económica en todos los sectores y a todos los niveles. Las pérdidas constituyen uno de los indicadores fundamentales para medir la eficiencia de la actividad eléctrica en las redes, su control resulta de gran importancia para la estabilidad, rentabilidad y el direccionamiento de futuras inversiones asociadas con la planificación de mediano y largo plazo de una empresa. Para disminuirlas se establecen estrategias de trabajo nacionales y para las OBEs. Las acciones que se toman por parte de las Direcciones de Comerciales y las de Distribución son los programas provinciales de reducción de pérdidas en redes, siendo los resultados esperados: validar los niveles de pérdidas y desagregarlas en técnicas y comerciales, zonificar pérdidas y desglosarlas por causas y niveles de tensión en cada caso, identificar las medidas remediables por impacto económico: proyectos ejecutivos de mejoras e inversiones, además de alcanzar las pérdidas objetivo de cada año. En la provincia las pérdidas de energía al cierre del 2009 representaban el 13.41% de la energía total disponible en la distribución lo que equivale a 76 300 MW.h/año, a pesar que se ha trabajado en un intenso programa de disminución de las pérdidas de energía.. rehabilitación de redes para lograr la.

(14) INTRODUCCIÓN. 2. En las Direcciones Comerciales y en las de Distribución de todas las Empresas Eléctricas del país, hasta el momento no existe un sistema automatizado para el control de las pérdidas de energía eléctrica técnicas y comerciales, siendo almacenada toda la información de forma manual en hojas de cálculo en Excel. Cuando se necesita un cálculo de pérdidas técnicas los técnicos de distribución deben efectuar estudios en sistemas como el Radial, el General y el PSX y posteriormente hacer cálculos, gráficos y comparaciones de forma manual. Por lo que actualmente, en la Empresa de las Tecnologías de la información y la Automática (ATI), específicamente la Unidad Básica de Aplicaciones de Redes de Sancti Spíritus, se desarrolla dentro del Sistema de Gestión de Redes (SIGERE) el módulo de Estudio de Sistemas, perteneciente al Subsistema de Análisis y Estudios, que será el encargado de controlar las pérdidas de energía eléctrica dividiéndolas en técnicas y comerciales, permitiendo su control a través de los balances de energía, uno de los métodos tradicionalmente empleados para ese propósito. Si se logra sistematizar los cálculos de las pérdidas en el SIGERE se tendrá un control desglosado, diferenciando las pérdidas técnicas de las comerciales así como lograr almacenar históricamente los balances de pérdidas, para permitir un análisis futuro más efectivo. Permitirá tener conocimiento de las áreas y componentes que presentan los mayores problemas y que requieren por tanto mayor atención. Por ello que se plantea como problema científico establecer formas de calcular sistemáticamente las pérdidas e identificar las zonas que pueden tener mayores incidencias en este problema. El objetivo general de este trabajo es estudiar y validar posibles formas de sistematizar los cálculos de pérdidas para su automatización en el Sistema de Gestión de Redes. Para el logro del objetivo propuesto y la solución del problema científico, se plantearon los siguientes objetivos específicos:  Identificar posibles tipos de zonas de balances genéricas donde se puedan establecer mecanismos para el cálculo sistemático o provisional de las mismas.  Establecer mecanismos para los cálculos por zonas de balance y relacionarlas entre ellas..

(15) INTRODUCCIÓN. 3.  Calcular las pérdidas en las zonas de balance seleccionadas utilizando los programas PSX, Radial y WinGeneral.  Actualizar los módulos del SIGERE. El trabajo está estructurado de la siguiente forma: introducción, capitulario, conclusiones, recomendaciones, referencias bibliográficas y anexos. A continuación se muestra un breve resumen del capitulario. Capítulo 1 Este capítulo abarca lo relacionado con las pérdidas de energía eléctrica y su clasificación, aspectos técnicos, así como un estudio minucioso del comportamiento histórico de las mismas en la provincia de Sancti Spíritus. También se tienen en cuenta aspectos como los errores de las mediciones y los Sistemas Integrales de Gestión (SIGE) existentes en el país relacionados con las pérdidas. Capítulo 2 En este capítulo se amplía la metodología para el cálculo y determinación de las pérdidas de energía que se utiliza en la provincia de Sancti Spíritus. Además se actualizan los módulos del SIGERE y las herramientas empleadas y se brinda una descripción del módulo de Estudio de Sistemas. Capítulo 3 Este capítulo contiene el análisis de las zonas de balance eléctricas seleccionadas y los cálculos necesarios para el desglose de las pérdidas en el circuito primario y algunos de sus secundarios..

(16) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 4. CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 1.1. Configuración actual de la provincia de Sancti Spíritus. En Sancti Spíritus la utilización de la energía eléctrica por vez primera data del 14 de Marzo de 1891, cuando Alfredo Estiefel, residente de la localidad, deslumbra a los espirituanos con la instalación de un foco en la Plaza de Armas, hoy parque Serafín Sánchez. Posteriormente, el 17 de Enero de 1900 recibe energía eléctrica desde una planta que con vapor generaba electricidad, la cual fue sustituida a finales del siglo por una hidroeléctrica, primera de su tipo en Cuba, que construyó el Ing. Rafael Gutiérrez. Ambas plantas fueron vendidas a la Compañía Cubana de Electricidad y funcionaron hasta 1925 cuando Sancti Spíritus fue enlazada al sistema nacional por una línea de 33 kV desde las inmediaciones del Central Tuinucú. De ese momento en adelante el sistema eléctrico de la provincia se fue desarrollando hasta alcanzar la configuración actual, en el cual se encuentran integrados sus diferentes niveles al igual que en el Sistema Electroenergético Nacional (SEN).( Román, 2005). El mismo se estructura de la siguiente manera: Nivel de generación. Nivel de transmisión. Nivel de subtransmisión. Nivel de distribución primaria. Nivel de distribución secundaria..

(17) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 5. En la actualidad la provincia cuenta con cinco subestaciones 110/34.5 kV. La más antigua de estas es la enmarcada en Tuinucú, que se encarga de servir energía al municipio de Cabaiguán, parte de La Sierpe y a Sancti Spíritus, este último recibe la energía eléctrica a través de dos líneas de 34.5 kV (33 kV), el 3010 y 1180, nombre de los interruptores que las identifican. Estas presentan una configuración radial, o sea, reciben suministro energético desde un solo punto. La subestación Jatibonico sirve a este municipio, a la parte restante de La Sierpe y Taguasco. Tanto Yaguajay como Trinidad se alimentan de subestaciones 110/34.5 kV instaladas en el año 2009. Trinidad recibe la energía desde una línea de 110 kV proveniente de Cienfuegos la cual recorre desde su fuente más de 90 km y el municipio de Fomento se alimenta desde una línea que parte de Placetas, provincia de Villa Clara. La quinta subestación de la provincia suministra energía de manera expresa a la fábrica de cemento Siguaney. 1.2. Clasificación de las pérdidas de energía eléctrica.. En el proceso de generación, transmisión y distribución para suministrar la energía eléctrica a cada consumidor se producen pérdidas en una u otra medida. En este epígrafe no se tratarán las pérdidas en generación pues estas varían de acuerdo a la composición del sistema y no son motivo de análisis en este trabajo. Las pérdidas de energía eléctrica se pueden clasificar en dos grandes grupos según su origen: pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas o comerciales. 1.2.1 Pérdidas técnicas Las pérdidas técnicas se deben a la energía consumida por los equipos relacionados a los procesos de generación, transmisión y distribución. Es un fiel reflejo del estado y la ingeniería de las instalaciones eléctricas, dependen básicamente, del grado de optimización de la estructura del sistema eléctrico, y de las políticas de operación y mantenimiento. Su mayor concentración, es ocasionada por la transmisión de energía eléctrica por medio de conductores, transformadores y otros equipos del sistema de distribución (efecto Joule, pérdidas en el núcleo), así como por las ocasionadas en las líneas de transmisión por el efecto corona..

(18) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 6. Las pérdidas técnicas representan una verdadera pérdida de energía desde el punto de vista físico; es energía que no puede ser utilizada de ninguna manera y cualquier medida que permita reducirlas representa un beneficio para la empresa y para la economía en general. Estas pueden subdividirse, a su vez, en correspondencia con el tipo y las causas de origen.(Dr. Ing. Pascual H. O., 2008) Según el tipo podemos considerar: 1). Pérdidas por transporte: En las líneas de transmisión. En las líneas de subtransmisión. En los circuitos de distribución primaria. En los circuitos de distribución secundaria. En acometidas.. 2). Pérdidas por transformación: En transformadores de transmisión-subtransmisión. En transformadores de subtransmisión-distribución. En transformadores de distribución.. 3). Pérdidas en las mediciones. Son las que se producen en los equipos y aparatos de medición, incluidas las pérdidas en los transformadores de medición cuando la medición sea indirecta. Según la causa de origen: 1). Pérdidas por efecto corona: Estas son sólo consideradas en los niveles de voltaje elevados.. 2). Pérdidas por efecto Joule. Las ocasionadas por el paso de la corriente a través del conductor.. 3). Pérdidas por corrientes parásitas o histéresis: Estas aparecen en los transformadores..

(19) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 7. 1.2.2 Pérdidas no técnicas o comerciales Las pérdidas no técnicas o comerciales constituyen una pérdida real para la economía pues esta energía es consumida por los usuarios en alguna actividad pero no contabilizada en la facturación. Estas pérdidas son reflejo de la efectividad de los sistemas de facturación, la precisión de los equipos de medición de energía empleados, las dificultades en las empresas para cobrar por el servicio prestado, el nivel de las tarifas y de la calidad del servicio. En algunas ocasiones los sistemas de facturación de los propios distribuidores son deficientes e incapaces de facturar por toda la energía servida así como de detectar dónde en la infraestructura se producen los robos. Por otra parte las pérdidas no técnicas representan energía que está siendo utilizada para algún fin, por lo cual la empresa no recibe pago alguno. Desde un punto de vista macroeconómico esto no representa una pérdida real; sin embargo, para las finanzas de la empresa conlleva una carga real, la cual generalmente tiene que ser transferida a los clientes que sí pagan por el servicio de una energía eléctrica. (Autores, 1998) El criterio más acertado para clasificar y evaluar estas pérdidas es la causa que la originan donde se agrupan según las siguientes: 1) Consumo de usuarios no suscriptores Comprende fundamentalmente la conexión directa de usuarios del servicio a una red sin haber suscrito un contrato o acuerdo con la empresa encargada de la distribución de energía. En este grupo se incluyen también aquellos usuarios que habiendo tenido un contrato con la empresa distribuidora son desconectados de la red y se vuelven a conectar a ésta sin autorización. Estos usuarios obviamente no tienen medición de energía consumida. 1) Pérdidas por fraude o hurto (por parte de suscriptores) Comprende todos los casos en los cuales el usuario, siendo un suscriptor de la empresa distribuidora, altera el equipo de medición o toma directamente la energía. Las formas en que estas pueden manifestarse son: a. Puente de chequeo y calibración sueltos. b. Puente de chequeo y calibración aislados. c. Conexión invertida..

(20) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 8. d. Contador inclinado. e. Intercambio de una fase con el conductor neutro. f. Contador perforado. g. Freno del disco (para los contadores electromagnéticos) ya sea total o parcial y de cualquier manera como: Alteración de sus órganos de ajuste de la máxima o de la mínima. Utilizando limallas u otro objeto entre imanes. Alterando la posición de la relojería logrando una mayor fricción. h. Línea interrumpida. i. Línea directa. j. Alteración de la bobina de potencial logrando un menor flujo de ésta. k. Alteración en el circuito de control de los metros electrónicos. 2) Pérdidas debido al fallo de la medición Las causas fundamentales que originan estas pérdidas son: a. Una mala conexión del metro contador de los transformadores de medición en caso que la medición sea indirecta. b. Transformadores de medición no adecuados, o sea, subempleados, en mal estado o sin protección. c. Descalibración de los metros contadores debido a la obsolescencia, suciedad, mala manipulación, ineficiente reparación e interrupción del ciclo de verificación, poca capacidad. 3) Pérdidas por administración Estas pérdidas corresponden a la energía no registrada por problema de gestión administrativa de la empresa (energía estimada) como son: a. Errores en la medición de los consumos (de lectura y cobro). b. Errores en los procesos del registro de los consumos. c. Inadecuada información que produce errores y/o demoras en la facturación..

(21) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 9. d. Errores en la estimación de consumos en los casos en que por cualquier motivo ya sea tanto en consumidores o en algún punto de interés no es posible registrarlo con la medición. e. Errores y/o atrasos en los registros y censos de instalaciones de alumbrado público. 4) Pérdidas por los insumos de la empresa Se entiende por consumo propio o insumo de la empresa a toda la energía que se consume en oficinas, talleres, subestaciones, etc., de la empresa y que no se contabiliza o se hace de forma incorrecta. 1.3. Clasificación de los errores en las mediciones eléctricas. Medir significa comparar una magnitud de valor desconocido con una magnitud de referencia de igual especie, previamente elegida, que se denomina unidad de medida. En general los resultados de las mediciones no son exactos. Por más cuidado que se tenga en todo el proceso de la medición, es imposible expresar el resultado de la misma como exacto. Antes de realizar una medición con un grupo de instrumentos dados, es importante determinar qué tipos de errores pueden presentarse, para saber si se está dentro de los requerimientos de exactitud. Mediciones repetidas de una magnitud dada, por el mismo observador e instrumento y en circunstancias análogas, no conducen siempre al mismo resultado. Esto muestra que cada una de las mediciones está afectada por un error que depende de los agentes que concurren a la medición: El método de medida empleada. El observador. El instrumento. Condiciones del ambiente en que se desarrolla la experiencia..

(22) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 10. Atendiendo a su naturaleza y a las causas que los producen estos errores pueden clasificarse en tres categorías, errores groseros o fallas, errores sistemáticos y errores aleatorios o casuales. 1. Errores groseros o fallas: Consisten en equivocaciones en las lecturas y registros de los datos. En general se originan en la fatiga del observador, en el error al transcribir los valores medidos a las planillas de los protocolos de ensayos, a la desconexión fortuita de alguna parte del circuito de medición, etcétera. El cuidado con que trabaja el observador contribuye a disminuir la frecuencia de estos errores los cuales es necesario precaverse mediante oportunas operaciones de control. Estos errores se caracterizan por su gran magnitud, y pueden detectarse fácilmente al comparar varias mediciones de la misma magnitud. Por ello se aconseja siempre realizar al menos tres mediciones repetidas. 2. Errores sistemáticos: Se llaman así porque se repiten sistemáticamente en el mismo valor y sentido en todas las mediciones que se efectúan en iguales condiciones. Las causas de estos errores están perfectamente determinadas y pueden ser corregidas mediante ecuaciones matemáticas que eliminen el error. En algunos casos pueden emplearse distintos artificios que hacen que la perturbación se auto elimine. En virtud de las causas que originan este tipo de error, es conveniente realizar una subdivisión de los errores sistemáticos: a). Errores que introducen los instrumentos o errores de ajuste.. Estos errores son debidos a las imperfecciones en el diseño y construcción de los instrumentos. Mediante la calibración durante la construcción, se logra que para determinadas lecturas se haga coincidir las indicaciones del instrumento con valores obtenidos con un instrumento patrón local. Sin embargo, por limitaciones técnicas y económicas, no se efectúa ese proceso en todas las divisiones de la escala. Esto origina ciertos desajustes en algunos valores de la escala, que se mantienen constantes a lo largo del tiempo..

(23) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 11. Estos errores repetitivos pueden ser medidos en módulo y signo a través del contraste, que es un ensayo consistente en comparar simultáneamente la indicación del instrumento con la indicación de un instrumento patrón de la más alta calidad metrológica (cuya indicación representa el valor verdadero convencional). b) Errores debidos a la conexión de los instrumentos o errores de método. Los errores de método se originan en el principio de funcionamiento de los instrumentos de medición. Hay que considerar que el hecho de conectar un instrumento en un circuito, siempre origina algún tipo de perturbación en el mismo. Por ejemplo, en los instrumentos analógicos aparecen los errores de consumo, fase, etcétera. Para corregir estos errores deben determinarse las características eléctricas de los instrumentos (resistencia, inductancia y capacidad). En algunos casos es posible el uso de sistemas de compensación, de forma tal de auto eliminar el efecto perturbador. Por ejemplo, en el caso del wattímetro compensado, que posee un arrollamiento auxiliar que contrarresta la medición del consumo propio. c). Errores por causas externas o errores por efecto de las magnitudes de influencia.. El medio externo en que se instala un instrumento influye en el resultado de la medición. Una causa perturbadora muy común es la temperatura, y en mucha menor medida, la humedad y la presión atmosférica. La forma de eliminar estos errores es mediante el uso de las ecuaciones físicas correspondientes, que en los instrumentos de precisión, vienen indicadas en la chapa que contiene la escala del mismo. En algunos casos, los instrumentos disponen de artificios constructivos que compensan la acción del medio externo. Por ejemplo, la instalación de resortes arrollados en sentidos contrarios, de manera que la dilatación térmica de uno de ellos se contrarresta por la acción opuesta del otro. Por otra parte, la mejora tecnológica de las aleaciones utilizadas ha reducido mucho los efectos debidos a la acción de la temperatura ambiente. d) Errores por la modalidad del observador o ecuación personal. Cada observador tiene una forma característica de apreciar los fenómenos, y en particular, de efectuar lecturas en las mediciones. Lo curioso que nos muestra la experiencia, es que.

(24) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 12. cada observador repite su modalidad en forma sistemática. De allí que se denomine a esta característica ecuación personal. Por ejemplo, al medir tiempos un determinado observador registra los mismos con adelanto o retraso con respecto a otro observador. 3 - Errores aleatorios Es un hecho conocido que al repetir una medición utilizando el mismo proceso de medición (el mismo instrumento, operador, excitación, método, etc.) no se logra el mismo resultado. En este caso, los errores sistemáticos se mantienen constantes, y las diferencias obtenidas se deben a efectos fortuitos, denominados errores aleatorios (mal llamados accidentales). Por ello, una característica general de los errores aleatorios es que no se repiten siempre en el mismo valor y sentido. En virtud de las causas que originan este tipo de error, es conveniente realizar una subdivisión de los errores aleatorios: 1) Rozamientos internos. En los instrumentos analógicos se produce una falta de repetitivilidad en la respuesta, debido fundamentalmente a rozamientos internos en el sistema móvil. Así mismo, los falsos contactos también dan lugar a la aparición de este tipo de error. 2) Acción externa combinada. Muchas veces la compleja superposición de los efectos de las distintas magnitudes de influencia no permite el conocimiento exacto de la ley matemática de variación del conjunto, por ser de difícil separación. De esta manera, no puede predecirse el error ni realizarse las correcciones debidas, convirtiéndose en un error aleatorio. 3) Errores de apreciación de la indicación. En muchas mediciones, el resultado se obtiene por la observación de un índice (o aguja) en una escala, originándose así errores de apreciación. Estos a su vez tienen dos causas diferentes que pasamos a explicar: Error de paralaje Se origina en la falta de perpendicularidad entre el rayo visual del observador y la escala respectiva. Esta incertidumbre se puede reducir con la colocación de un espejo en la parte.

(25) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 13. posterior del índice. Así la perpendicularidad del rayo visual se logrará cuando el observador no vea la imagen del mismo en el espejo. Error del límite separador del ojo El ojo humano normal puede discriminar entre dos posiciones separadas a más de 0,1 mm, cuando se observa desde una distancia de 300 mm. Por lo tanto, si dos puntos están separados a menos de esa distancia no podrá distinguirlos. La magnitud de este error es típicamente subjetiva, pues hay personas que tienen una visión mejor o peor que la normal. Para disminuir este tipo de error se puede recurrir al uso de lentes de aumento en las lecturas. 4) Errores de truncamiento. En los instrumentos provistos con una indicación digital, la representación de la magnitud medida está limitada a un número reducido de dígitos. Por lo tanto, en tales instrumentos no pueden apreciarse unidades menores que la del último dígito del visor (o display), lo que da lugar a un error por el truncamiento de los valores no representados. La magnitud máxima de este tipo de error dependerá del tipo de redondeo que tenga el instrumento digital, siendo el 50 % del valor del último dígito representado para el caso de redondeo simétrico y el 100 % para el caso del redondeo asimétrico. (Rabinovich, 2005). 1.4. Comportamiento histórico de las pérdidas en Sancti Spíritus. El control de pérdidas resulta de gran importancia para la estabilidad y rentabilidad de las empresas. Con este objetivo se han realizado diversos estudios en la OBE provincial. Sus resultados demuestran que desde 1989 las pérdidas de energía en la provincia han oscilado entre un 10 y 19 % (Ver anexo I). Al cierre del 2009 representaban el 13,41 % de la energía total disponible en la distribución. A continuación se presenta el comportamiento de las pérdidas de distribución, la energía disponible y el cuadrado de la energía disponible en los últimos 21 años (Figura 1.1). En el.

(26) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 14. gráfico todos los valores en por unidad (p.u) son referidos a los resultados obtenidos en 1989. 2.5. 2. 1.5. 1. 0.5. Energía Disponible. Pérdidas.. % de Pérdidas.. 20 09. 20 08. 20 07. 20 06. 20 05. 20 04. 20 03. 20 02. 20 01. 20 00. 19 99. 19 98. 19 97. 19 96. 19 95. 19 94. 19 93. 19 92. 19 91. 19 90. 19 89. 0. Cuadrado de la Energía Disponible x 10-7. Figura 1.1: Comportamiento de las pérdidas de distribución en los últimos 21 años. En el gráfico se puede apreciar que la curva de pérdidas en todo momento, a partir del año de referencia, se mantiene por encima de la energía disponible, estableciendo un indicador que iba en ascenso todos los años a un ritmo de 2 % como promedio anual, hasta alcanzar el valor máximo de las pérdidas en 1995, lo que denota las insuficiencias tanto en el control de las pérdidas como en la aplicación de medidas de reducción con que afrontaba la empresa en dicho período. Sin embargo a partir de 1995 se logra invertir el sentido de la curva de pérdidas, disminuyendo esta en 1,1 puntos de por ciento como promedio anual (33,2 GW.h de ahorro). Los esfuerzos en este sentido han estados concentrados fundamentalmente en la reducción de pérdidas comerciales. En el año 2005 comienza de nuevo a incrementarse las pérdidas, el asenso fue de 0,6 % como promedio anual con un decrecimiento en el 2008 de 0,8 % y un marcado incremento de 1 % en el 2009 cuyas causas fundamentales se detallan más adelante. A continuación en la Tabla 1.1 se presenta una comparación de la estructura de las pérdidas obtenida a partir de los estudios de pérdidas técnicas efectuados..

(27) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 15. Tabla 1.1: Comportamiento histórico de las pérdidas en Sancti Spíritus. Año 1990. Año 1995. Año 1999. Año 2007. GW.h. %. GW.h. %. GW.h. %. GW.h. %. E. Disponible. 389,1. 100. 338,6. 100. 439. 100. 564,9. 100. Pérdidas Totales. 46,1. 11,8. 67. 19,8. 53,5. 12,2. 74,6. 13,2. Pérdidas Técnicas. 42,7. 11,0. 25,5. 7,5. 46. 10,5. 66,1. 11,7. Pérdidas no Técnicas. 3,4. 0,9. 41,5. 12,3. 7,5. 1,7. 8,5. 1,5. Se debe resaltar que en el año 1990 aún existían las condiciones propicias para obtener un % bajo de pérdidas, en lo fundamental por: La papelera de Jatibonico, cuyo consumo sobrepasaba los 24 GW.h/año, representaba un 0,8 punto de porciento de disminución. Los casos de fraudes eran puntuales. La medición se presentaba sin déficit de recursos. La posibilidad de consumidores clandestino era mínima, pues las variaciones de contrato eran escasas. El incremento de la energía consumida en el sector residencial es un factor determinante en el crecimiento de las pérdidas técnicas de la distribución en todos los niveles de tensión, tanto en líneas como en transformadores. El incremento de nuevos servicios también contribuye al aumento de las pérdidas fijas en transformadores y metros contadores. El cambio de la estructura del consumo que ha tenido la provincia en los años 1989, 1995, 2004 y 2009, ha experimentado un incremento en un 94,4 % respecto al de 1989 (Ver anexo II), a esto se le añade la descapitalización de las redes por falta de mejoras y una pésima infraestructura eléctrica. Las pérdidas comerciales en 1995 fueron del orden de los 41,1 GW.h, constituyendo el valor más grande alcanzado en la historia. El acelerado crecimiento de estas estuvo determinado fundamentalmente por: La proliferación del fraude eléctrico, primeramente por las restricciones del consumo residencial a través de un plan de consumo mensual y posteriormente por. el. consumidor tratar de evadir el pago de la electricidad, a partir del cambio de tarifa en 1994. A esto se le añade insuficiencias en el trabajo de inspección y que en el territorio.

(28) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 16. solo el 16 % de los consumidores contaban con una correcta instalación sin posibilidades reales de cometer fraude debido al deterioro del sellaje y las limitaciones de recursos para el servicio tales como gabinetes, tapas de block y mangueras conduí. Un estudio realizado sobre el tema arrojó que en ese año el 13 % de los clientes cometían fraude y que la energía perdida por esta causa fue del orden de los 17,5 GW.h al año. Falta de recursos para la medición: Esta situación provocó pérdidas comerciales del orden de los 10 GW.h, sólo por concepto de empates directos, metros defectuosos, fallos en la medición de mayores y errores de relación en transformadores de corriente (TC) por falta de mantenimientos. Las transferencias estimadas, aunque no constituyen pérdidas como tal, sí influyen considerablemente en la cuantificación de las pérdidas de la provincia. El hecho de metrar las transferencias con Villa Clara demostró que ese año se había considerado, de más, una energía de entrada a la provincia superior a los 3 GW.h. En ese año, se estima que las pérdidas comerciales por concepto de tendederas y consumos sin contrato (clandestino), entre los que se encontraban más de un centenar de consumidores estatales, estuvieron en el orden de los 3,1 GW.h. (Autores, 2009) 1.5. Recopilación y análisis de información en estudios de pérdidas eléctricas.. La estimación de pérdidas tanto de potencia como de energía en los sistemas eléctricos es un problema complejo por las siguientes razones: La magnitud de los sistemas, en los cuales hay gran diversidad de elementos. La gran cantidad de información que se debe manejar. La incertidumbre, falta parcial o carencia total de información. La naturaleza variable de la carga tanto en el sistema eléctrico como en cada elemento que lo compone. Los costos involucrados en la realización de mediciones en diferentes puntos del sistema. Las distintas metodologías para la estimación de pérdidas se diferencian precisamente en la calidad y cantidad de información que requieren. Debido al gran número de elementos que.

(29) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 17. contribuyen a las pérdidas eléctricas en un sistema, se hace necesario reducir los tiempos y costos de estudio para evaluarlas, y por lo tanto se recurre a técnicas de muestreo. 1.5.1 Información necesaria para la estimación de pérdidas en circuitos de distribución. En todo estudio de pérdidas es aconsejable empezar el análisis con un conocimiento adecuado del sistema a estudiar. La información necesaria está relacionada con: 1. Características técnicas: Diagrama monolineal. Longitud de conductores. Clase de conductores. Características de los conductores. Configuración geométrica de las estructuras. Fases por circuitos. Ubicación de los transformadores. Características eléctricas de los transformadores. Ubicación de otros equipos (Condensadores por ejemplo). 2. Información de la carga. Factor de carga. Demanda horaria de plantas de generación, subestaciones de distribución, alimentadores primarios, transformadores de distribución, etc. Según el alcance del estudio. Factor de potencia. Ventas de energía de acuerdo con el tipo de usuario. Usuarios asociados a cada transformador de distribución..

(30) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 1.6. 18. Sistemas Integrales de Gestión (SIGE). En la actualidad muchos países cuentan con sistemas computacionales, para el control de la distribución de la energía eléctrica y su comercialización. Estos brindan grandes posibilidades para el diseño, control y manejo de las redes y evolucionan con los cambios estructurales y avances tecnológicos del dominio donde se aplican. Nuestro país dispone del Sistema de Gestión Comercial (SIGECO) y el Sistema Integral de Gestión de Redes (SIGERE) que forman parte del Sistema de Gestión de la Unión Nacional Eléctrica. 1.6.1 Sistema de Gestión Comercial El SIGECO se encarga de ejercer un control sobre todos los consumidores, ya sean del sector residenciales o estatales. Realiza a su vez una diferenciación entre los clientes mayores y menores. Su control abarca datos técnicos como: número y tipo de metro, lecturas realizadas, así como información referente al consumidor. A continuación se muestran los puntos principales que este abarca: Solicitud de Nuevo Servicio. Reconexiones. Atención a Clientes en Ventanillas. Recepción de Cobradores. Recepción de los Listados de Cargos. Entrega del Cobro. Cierre de la Ventanilla. Cierre de Submayores Apertura de la Ventanilla. El sistema puede proveer una fuente importante de información empleable como un sistema de monitoreo. Permite organizar estratégicamente la función de cobro y efectuar un seguimiento más estrecho de las gestiones con el cliente. Combina la consultoría estratégica con el software de apoyo y es una herramienta para que el deudor reciba un tratamiento personalizado, que garantiza la seguridad de los datos del cliente. (Díaz, 2008).

(31) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 19. 1.6.2 Concepción del SIGERE El SIGERE es una evolución del Sistema de Gestión de Distribución (SIGEDI) cuyo alcance inicial era a partir de las barras de 33 kV y los Despachos de Distribución. En la concepción original del SIGE la transmisión iba a ser abarcada por el. Sistema de. Explotación (SIE) y su operación en los Despachos Territoriales por el Sistema de Gestión de Despacho (SIGEDES). Sin embargo hoy la mayor parte de las Subestaciones y Líneas de Transmisión siguen siendo responsabilidad de las Empresas Eléctricas, los Despachos Territoriales desaparecieron, el SIE y el SIGEDES están paralizados y por otro lado para aplicar el módulo de Control de la Red es necesario un modelo mallado de la red y este modelo en red puede ser aplicado tanto a la Distribución como a la Transmisión. Debido a esto se ha ampliado el SIGEDI de forma que abarque también la transmisión convirtiéndolo en un Sistema de Gestión de Redes que abarca desde las centrales generadoras hasta las instalaciones de medición del cliente, su objetivo es mejorar radicalmente el control de las redes de distribución, permitiendo mejorar la calidad de suministro y la reducción de costos operativos, un mejor servicio a nuestros clientes y la superación de nuestros técnicos que permite un uso más racional de los recursos humanos. El Sistema deberá recoger datos técnicos, económicos y de gestión que faciliten la operación, explotación, estudios, planificación y gestión de las redes en las empresas eléctricas incluyendo el intercambio de información entre los diferentes niveles estructurales. (Autores, 2007) 1.6.3 Estructura del SIGERE Para un. mejor. control del desarrollo e implementación el sistema se divide en. subsistemas y estos en módulos. Esta división debe corresponder a los procesos generales que se siguen puestos de trabajo que se encuentran en las estructuras reales. La interfaz común a estos tiene que ser alfanumérica y gráfica, esta última contendrá representaciones esquemáticas monolineales y los datos necesarios para el soporte de un Sistema de Información Geográfico en los Subsistemas que lo necesiten, así como planos de detalles, croquis e incluso fotos de los elementos e instalaciones que lo ameriten. Permitirá igualmente la introducción paulatina de desarrollos tecnológicos relativamente reciente en los módulos que lo justifiquen (Autores, 2007)..

(32) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 1.6.3.1. 20. Subsistema de Instalaciones. El núcleo del Sistema lo constituye el Subsistema de Instalaciones. Una instalación es un conjunto de posiciones con una topología implícita a cada instalación que pueden estar ocupadas por elementos eléctricamente importantes. Las instalaciones reflejarán todos los datos y actividades necesarias para su proyección, operación, explotación y evaluación de acuerdo a las normas internacionales existentes. Este subsistema lo componen los siguientes módulos: Nomencladores Básicos, Ubicación de Instalaciones, Esquemas Monolineales y SIG-OBE. (Autores, 2007) 1.6.3.2. Subsistema de Explotación. El Subsistema de Explotación debe ser la interfaz entre el Subsistema de Instalaciones y los técnicos que lo explotan en OBES territoriales y los diferentes Departamentos del OBE Provincial. Debe proporcionar el acceso regulado, de acuerdo al puesto de trabajo, a la actualización de las diferentes instalaciones a través de las acciones (levantamientos, nuevas instalaciones, mantenimientos, celajes, etc.) que se realizan según. los. procedimientos y registros establecidos por el Manual de Distribución a través de los siguientes módulos: Subestaciones, Protecciones, Transformadores de Distribución, Alumbrado Público, Servicios, Medición Tecnológica, Líneas. (Autores, 2007) 1.6.3.3. Subsistema de Análisis y Estudios. El subsistema de Análisis y Estudio agrupa los análisis y estudios técnicos realizados por los especialistas de regímenes, distribución o desarrollo mediante el uso de herramientas externas o propias. Este intercambio deberá ser en las dos direcciones, así como permitir acceder a la localización de los ficheros fuentes de estos programas y mejorar los reportes de distintos tipos permitiendo ordenar y buscar diferentes parámetros. Permite introducir los cambios en el SIGERE producidos por los diferentes tipos de estudios de mejoras y realizar un control de las acciones documentación de estos estudios por medio del módulo de circuitos y el módulo estudio de sistemas (Autores, 2007)..

(33) CAPÍTULO 1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA. 21. 1.6.3.4 Subsistema de Planificación de Inversiones El Subsistema de Planificación de Inversiones comprende las funciones centralizadas relacionadas con el proyecto y control de inversiones que se realizan sobre las redes en las Direcciones de Inversiones de los OBES Provinciales. Usará los Servicios de Valoración Económica y Presupuesto. Abarca los siguientes módulos: Proyectos, Control de Inversiones y Control de Inversiones Mayores (Autores, 2007). 1.6.3.5 Subsistema de Gestión y Control Este subsistema agrupa todos los módulos que se relacionan con el intercambio y diseminación de la información, el control de los planes, acciones e indicadores básicos que permiten a los técnicos y gerentes tomar las mejores decisiones sobre la explotación, operación y planificación de las redes. Estos módulos son: Información Gerencial, Programación y Control, Órdenes de Trabajo, Administración del SIGERE e Información del SIGERE (Autores, 2007). 1.6.3.6. Subsistema de Servicios. Este Subsistema agrupa la capa de servicios, que son considerados como componentes independientes, pueden ser usados por diferentes módulos y ejecutados en cualquier nodo del sistema. Los servicios considerados incluyen: Servidor de Malla, Servicio de Ubicación, Servicio de Mensajes, Cambio de Turno, Traducción del CIM, Valoración Económica y Presupuesto (Autores, 2007). 1.6.3.7. Subsistema de Operación. El Subsistema de Operación incluirá todo el tratamiento Informático de las actividades propias del Despacho Provincial y otros Despachos de Distribución que se mantienen, Centros de Quejas y Operadores de Subestaciones en el manejo de las redes de distribución. Internacionalmente está altamente automatizado debido a la presencia de Sistemas SCADA, Sistemas de Aviso Integrados y simulación de la red. Incluye los siguientes módulos: gestión de Incidencias, atención al cliente, control de defectos, lecturas, control de la red, operación de la generación, vías libres, supervisión, calidad de la operación (Autores, 2007)..

(34) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 22. CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. En la provincia de Sancti Spíritus, la Revolución Energética, ha provocado un intenso programa de rehabilitación de redes, basado fundamentalmente en transformaciones en las redes donde se realizaron cambios de calibre primario, secundarios, divisiones y conversiones de circuitos. Con estos cambios las pérdidas debieron disminuir pero ocurrió todo lo contrario, aumentaron. En este capítulo se actualizan los módulos de Lectura, Circuitos, Instalaciones y Servicios y las herramientas PSX, Radial y WinGeneral, pues el módulo de Estudio de Sistemas, propuesta para la sistematización del cálculo de las pérdidas, necesita de los datos de pérdidas que proporcionan estas herramientas y de la importación de información de los módulos. Generalmente para esto es necesario realizar un recorrido de campo de los circuitos que se analicen. En las Direcciones de Distribución de todas las OBEs del país se efectúa el cálculo de las pérdidas de energía eléctrica totales, determinando las pérdidas técnicas de cada zona eléctrica, a partir del cual es confeccionado el balance de energía y cálculo de pérdidas, en este capítulo se amplía la metodología para el cálculo y determinación de las pérdidas de energía que se utiliza en la provincia de Sancti Spíritus, con el objetivo de usarla en las zonas de balance eléctricas..

(35) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 2.1. 23. Metodología para el cálculo de las pérdidas de energía eléctrica en la provincia de Sancti Spíritus. 2.1.1. Pérdidas globales de energía. El cálculo y determinación de las pérdidas globales de energía eléctrica se realiza a nivel de provincia, municipio, zona o circuito eléctrico a partir de las diferencias de las lecturas en subestaciones y la energía facturada. A partir de las lecturas de las subestaciones, la generación neta de los emplazamientos distribuidos en el territorio, y los contadores de energía eléctrica (CEE) que miden los insumos, la compra de energía a terceros y los puntos fronteras de entrega-recepción de energía eléctrica con otras empresas provinciales y municipios, se realiza los balances de energía. Las ventas de energía mediante lecturas de los CEE instalados en cada cliente, ya sea de media o baja tensión, de acuerdo con la metodología de cálculo establecida en este procedimiento se tienen en cuenta también. 2.1.2. Determinación de las pérdidas técnicas. Subtransmisión y distribución primaria El cálculo de las pérdidas técnicas de energía se realiza utilizando el software Radial 7.6. Para ello es necesario contar con los gráficos de carga típicos de los usuarios más comunes, a partir de mediciones reales. Además se debe actualizar la biblioteca del Radial con datos obtenidos a partir de los levantamientos y tomas de cargas realizadas. Los ficheros se deben actualizar en cuanto a calibres de los conductores, estructuras, transformadores y distancia entre nodos. El cálculo de pérdidas de energía en la distribución primaria y la subtransmisión se realiza por separado para cada nivel de voltaje. Para el cálculo de las pérdidas en estos niveles es necesario tener en cuenta la incidencia de los bancos de transformadores y cargas de tipo estatal, ya sean del mayor o el menor. Es importante destacar que para el caso de los servicios exclusivos primero se deberá efectuar una corrida con los bancos de transformadores que prestan los servicios exclusivos conectados, de esta corrida se toma solamente el valor de pérdidas de energía activa en líneas para el cálculo de las pérdidas totales del circuito. Después se procede a la corrida del mismo circuito sin la presencia del servicio exclusivo, de esta corrida se toman solamente las pérdidas de energía por concepto de transformación. La suma de las pérdidas de energía activa en líneas y las pérdidas de energía por concepto de transformación dan las.

(36) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 24. pérdidas totales de energía del circuito. De igual forma se realiza para todos los circuitos que se deseen estudiar. Las pérdidas totales de energía a nivel de subtransmisión y distribución primaria se obtendrán como la suma de las pérdidas de cada circuito. Es decir, para la distribución primaria:. EDP. EC1 n. Donde: E DP : Pérdida de energía en distribución primaria. EC1 n : Pérdida de energía de los n circuitos.. Para el caso de la 33 kV una vez que estén montados y actualizados en el radial todos los circuitos se pueden calcular las pérdidas totales de subtransmisión como la suma de las pérdidas en cada alimentador, es decir:. ET 33. En. Donde: ET 33 : Pérdidas totales de la 33 kV. En : Pérdidas en cada alimentador de 33 kV.. Las pérdidas totales pueden ser calculadas como la suma de las pérdidas a nivel de distribución primaria y subtransmisión, esto es: ET. EDP. ET 33. Además se debe tener la lectura diaria de las mediciones ubicadas a la salida de cada alimentador de 33 kV en las subestaciones correspondientes (Entrada), así la suma de todas estas energías nos dará la energía total demandada por la provincia, esto es:. ETEntrada Donde:. EiEntrada.

(37) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 25. ETEntrada : Energía total en barra de 33 kV. EiEntrada : Energía demandada por cada alimentador de 33 kV. Teniendo la energía total en barra o de entrada a la provincia y las pérdidas totales se puede saber qué por ciento de la demanda total representan las pérdidas técnicas por regla de tres, es decir: %Pérdidas ( ET *100) / ETEntrada. Circuitos de distribución secundaria Para las redes de distribución secundaria se utiliza el programa GENERAL, actualmente se encuentra en fase de terminación una nueva versión en Windows. Los cálculos se realizan para una muestra de los circuitos de distribución secundaria, determinada según:  El 10 % de los circuitos “residenciales puros” (que no tienen cargas mixtas de comercio o industrias), en la OBE Territorial ó Municipal.  El 10 % de los circuitos mixtos (incluye los residencial-comercial más lo residencialindustrial, pero todos con líneas). Luego de realizados los cálculos a los circuitos de las muestras, los resultados se promedian por cada una de las dos categorías mencionadas y se multiplicarán por la cantidad total de circuitos de esa categoría. Cálculo estimado de las pérdidas de energía en las acometidas La determinación de las pérdidas de energía a este nivel de tensión se realiza con la siguiente secuencia: 1. Se realizan los muestreos correspondientes, de los cuales se obtiene: El índice de acometida por consumidor ( IA / C ).. IA / C. NTA / NC ≤ 1. Donde: NTA : Número total de acometidas.. NC : Número de consumidores..

(38) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 26. La corriente promedio por acometida ( Ipa ). Para ello se obtendrá mensualmente el consumo promedio de energía por estratos (urbanos, suburbanos, rurales) a nivel de municipios y se determinará la corriente promedio del mismo. La Ipa será determinada como la corriente promedio entre el número de consumidores del estrato considerado si el índice de acometida por consumidor es uno en el estrato, de lo contrario se deberá calcular el NTA como: NTA. IA / C * NC. Entonces proceder al cálculo de la corriente promedio por acometida como corriente promedio entre número total de acometidas. Esto es:. Ep V * Ip * cos * 720 (W.h). (1). Donde:. Ep : Consumo promedio de energía V : Voltaje de servicio (V). Ip : Corriente promedio (A) 720: Horas del mes (h) Despejando Ip de (1) se obtiene que:. Ip. Ep /(V * cos*720). (2). Si IA / C = 1 entonces;. Iap. Ip / NC. (3). Si IA / C ≠ 1 Se calcula el número total de acometidas según la expresión: NTA. IA / C * NC. Entonces Iap es:. Iap. Ip / NTA. (4).

(39) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. Resistencia promedio de los conductores (Ra) en. 27. / Km.. Longitud promedio (Lpa) en Km. 2. Se calculan las pérdidas de potencia como:. P. Ipa 2 * Ra * Lpa. (5). Donde: Ipa, Ra, Lpa son los valores promedios obtenidos anteriormente. Las horas equivalentes se determinan según la siguiente expresión:. Heq 8760( A * Fc 2. B * Fc). (6). Donde: A y B: coeficientes que dependen del tipo de carga.. Fc : Factor de Carga. Las horas equivalentes no son más que la cantidad de horas que deben estar presentes las pérdidas pico, para que se produzcan unas pérdidas iguales a las que produce la carga con sus variaciones. El Fc se determina como:. Fc. (Carga promedio / Carga máxima). El Fc será calculado por estratos y extrapolado al resto de los circuitos del estrato en una primera etapa. Es decir serán seleccionados circuitos urbanos, suburbanos y rurales teniendo en cuenta el tipo de carga que presenta el circuito (residencial pura, mixta, industrial) y que cuenten con mediciones. En una segunda etapa se procederá a la toma de carga directa de muestras de acometidas, también por estratos, durante los horarios picos de carga para caracterizar con mayor exactitud los diferentes circuitos en cuanto al Fc . En el caso que este procedimiento no sea viable se tomaran las horas equivalentes para el cálculo de las pérdidas como 4070 horas anuales (11.15 horas diarias). 3. Se calculan las pérdidas totales de energía de la OBE Territorial ó Municipal como:.

(40) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. E. 28. P * Heq * NTA. En caso que se no sea posible seguir completamente el método anteriormente descrito (deberá argumentarse cuando sea éste el caso), se tomará una pérdida de 1.5 W por acometida de 110 voltios monofásica y 2 W por acometida de uso exclusivo. Cálculo estimado de las pérdidas de energía en el metro contador Para el cálculo de las pérdidas de energía en el metro contador se sigue la siguiente secuencia:  Se determina el número total de metro contadores analógicos trifásicos y monofásicos, determinando dentro de los monofásicos la cantidad de 110 V y la de 220 V. De la misma forma se hará para los metros electrónicos. conectados al sistema en la OBE. Territorial ó Municipal.  Del muestreo realizado se obtiene el metro 1-fásico y el metro 3-fásico predominante.  Se obtienen las pérdidas de potencia de las bobinas potenciales para los metros analógicos más típicos y se determinan las pérdidas para los metros electrónicos (∆P).  Se calculan las pérdidas de potencia activa por tipo de metro contador analógico como:. PT110. P110 * N1. Donde: PT110 : Pérdidas totales en metros de 110V. P110 : Pérdidas de potencia en la bobina de potencial de los metros de 110V. N 1 : Número total de bobinas de 110V.. PT220. P220 * N 2. Donde: PT220 : Pérdidas totales en metros de 220V.. P220 : Pérdidas de potencia en la bobina de potencial de los metros de 220V. N 2 : Número total de bobinas de 220V..

(41) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. PT3. 29. P3 * N 3. Donde: PT3 : Pérdidas totales en metros trifásicos. P3 : Pérdidas de potencia por bobina de potencial en metros trifásicos. N 3 : Número total de bobinas de metros trifásicos.. Las pérdidas totales en metros analógicos ( PTMA ) se determinan como: PTMA. PT110. PT220. PT3.  Para los metros electrónicos se sigue el mismo procedimiento descrito para los analógicos (no existe mucha diferencia entre las pérdidas de los diferentes tipos de metros, se debe verificar esto, si es así se consideran todos iguales)  Se calculan las pérdidas totales como:. PT. PTMA. PTME. Donde:. PTME : Pérdidas totales en metros electrónicos.  Se calculan las pérdidas de energía como: ET. PT * 8760. Donde se incluye en. (MW-h). PT la suma de las PT monofásicas y trifásicas.. En caso que no sea posible seguir completamente el método anteriormente descrito (deberá argumentarse cuando sea éste el caso), se tomará una pérdida de 1.2 W por bobina de metro contador. 2.2. Recorrido de Campo. La actualización de datos juega un papel fundamental para la obtención de resultados fiables. Por ello se recopiló la mayor cantidad de información en los diferentes niveles y zonas analizadas. Para la selección de las zonas de balance se tuvieron en cuenta una serie de características de los circuitos a estudiar en sus diferentes niveles..

(42) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 30. En la transmisión el análisis se realizó sobre la subestación Jatibonico 110/34.5 kV. Fue seleccionada teniendo en cuenta la reciente instalación en la misma del Ion Enterprise, perteneciente al sistema Supervisory Control and Data Adquisition (SCADA). Este registra en la subestación los datos necesarios para realizar un balance de energía. Esta subestación enlaza por 110 kV las subestaciones de Tuinucú y Vicente. Cuenta con dos transformadores de 25 MVA de 110/34.5 kV. Por baja el esquema de salida de la instalación presenta un total de seis alimentadores, dos de ellos constituyen circuitos expresos al Combinado de Papeles Panchito Gómez Toro y al CAI Uruguay (1485 y 1680 respectivamente). La salida del alimentador 1490 está conectada por 33 kV al grupo electrógeno instalado en la subestación de distribución Construcción Papelera. El alimentador 1675 es el encargado de servir el mayor porciento de cargas rurales del municipio llegando a servir subestaciones pertenecientes al municipio de La Sierpe en la parte final del mismo. La parte urbana es servida por el 1495 que se encarga además, en el esquema actual, de alimentar las cargas del municipio de Taguasco y se enlaza con el 3000 de la subestación de Tuinucú. Por último el 1480 alimenta cargas de tipo rural y se enlaza con la línea de 33 kV de Vicente después del normalmente abierto 3500 (NA3500) (Figura 2.1)..

(43) CAPÍTULO 2. METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS Y ACTUALIZACIÓN DEL SIGERE. 31. Figura 2.1: Esquema de la subestación Jatibonico 110 kV. En el caso de la subtransmisión se tomaron los circuitos SU 1180 y SU 3010. Los mismos fueron seleccionados por su importancia, pues son los encargados de servir la energía a las cargas del municipio de Sancti Spíritus. Estos circuitos en la actualidad están sometidos a constantes variaciones de lazo según los requerimientos del sistema, siendo los más complejos de la provincia. Son objeto de análisis por sus altos valores de pérdidas, transferencia y valores de regulación de voltaje. En el reciente 2009 se acometieron sobre ellos acciones de rehabilitación como cambio de calibre y mantenimiento capital en casi toda su extensión. Para la selección del circuito de distribución primaria SK 10 se tuvo en cuenta varios factores. Primeramente la ubicación cercana a su fuente de alimentación (3010) y al Despacho Provincial de Carga. La Subestación Colón 13 kV que sirve este circuito es sometida a constantes variaciones de lazo y tiene instalado un interruptor tipo NU-Lec. El.