UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

TESIS

“ EFECTOS DE LOS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN EN MEDIDORES DE CLIENTES RESPECTO A COSTOS OPERATIVOS DE LECTURACIÓN, UNIDAD DE NEGOCIO

AYACUCHO - 2020”

Código CTI : 0403 Industrias de la Información y del Conocimiento 0403 0202 Desarrollo y aplicaciones en sistemas de

comunicación (hardware y software).

Código UNESCO : 3322 Tecnología Energética 3322.01 Distribución de la Energía

Bach. OYOLA ROSALES, Roger

PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

HUANCAYO – PERÚ

2020

I

ASESOR

Dr. Bartolomé Sáenz Loayza

II

DEDICATORIA

A mi madre Claudia Rosales, por su apoyo incondicional y por ser el pilar importante en mi desarrollo personal y profesional. A mi padre Simeón Oyola, por inculcarme virtudes y valores que me ayudaron a alcanzar mis objetivos y metas.

A mis hermanos por sus consejos y sus palabras de aliento que siempre me brindaron en mi vida universitaria.

III

AGRADECIMIENTOS

A los catedráticos de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Universidad Nacional del Centro del Perú, quienes contribuyeron con mi crecimiento y desarrollo profesional a lo largo de mi carrera universitaria.

A mi asesor de tesis el Dr. Bartolomé Sáenz Loayza por contribuir a la realización de esta investigación.

IV

ÍNDICE

ASESOR ... I DEDICATORIA ... II AGRADECIMIENTOS ... III ÍNDICE ... IV

RESUMEN ... 7

ABSTRACT ... 8

CAPITULO I ... 9

PLANTEAMIENTO DE LA INVESTIGACIÓN ... 9

1.1 TEMADEINVESTIGACIÓN ... 9

1.2 PLANTEAMIENTODELPROBLEMA ... 9

1.3 FORMULACIÓNDELPROBLEMA ... 11

1.3.1 PROBLEMA GENERAL ... 11

1.3.2 PROBLEMAS ESPECÍFICOS ... 11

1.4 OBJETIVOSDELAINVESTIGACIÓN ... 12

1.4.1 OBJETIVO GENERAL ... 12

1.4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 12

1.5 JUSTIFICACIÓNDELAINVESTIGACIÓN ... 12

CAPITULO II ... 13

MARCO TEÓRICO ... 13

2.1. ANTECEDENTES ... 13

2.1.1. ANTECEDENTES INTERNACIONALES ... 13

2.1.2. ANTECEDENTES NACIONALES ... 16

2.2. SOPORTETÉCNICO ... 21

2.2.1. CLIENTES MAYORES O ESPECIALES ... 21

2.2.2. CLIENTES EN MEDIA TENSIÓN (MT) Y BAJA TENSIÓN (BT) ... 22

2.2.3. HORAS DE PUNTA (HP) Y HORAS FUERA DE PUNTA (HFP) ... 23

V 2.2.4. DEMANDA MÁXIMO MENSUAL Y DEMANDA MÁXIMA MENSUAL EN

HORAS DE PUNTA ... 23

2.2.5. PERIODO DE FACTURACIÓN ... 24

2.2.6. SISTEMA DE MEDICIÓN EN CLIENTES MAYORES ... 25

2.2.7. MÉTODOS DE MEDICIÓN ... 29

2.2.8. TIPOS DE MEDICIÓN ... 29

2.2.9. EQUIPOS DE COMUNICACIÓN DE DATOS ... 32

2.2.10. COMPONENTES DEL SISTEMA DE COMUNICACIÓN ... 32

2.3. FORMULACIÓNDELAHIPÓTESIS ... 36

2.3.1. HIPÓTESIS GENERAL: ... 36

2.3.2. HIPÓTESIS ESPECÍFICOS: ... 36

2.4. VARIABLES ... 36

2.5. OPERACIONALIZACIÓNDEVARIABLES ... 37

CAPITULO III ... 38

METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN ... 38

3.1. TIPODEINVESTIGACIÓN ... 38

3.2. NIVELDEINVESTIGACIÓN ... 38

3.3. MÉTODODEINVESTIGACIÓN ... 38

3.4. POBLACIÓNYMUESTRA ... 39

3.4.1. POBLACIÓN ... 39

3.4.2. MUESTRA ... 39

3.5. MÉTODOEINSTRUMENTACIÓNDEDATOS ... 39

3.6. PROCEDIMIENTODERECOLECCIÓNDEDATOS ... 39

3.7. PROCEDIMIENTODEANÁLISISDERESULTADOSDEDATOS ... 40

CAPITULO IV ... 42

DESARROLLO DEL TRABAJO Y RESULTADOS ... 42

4.1. IMPLEMENTACIÓNDELEQUIPODECOMUNICACIÓN ... 42

4.1.1. CONEXIÓN ... 43

4.1.2. ALIMENTACIÓN DE ENERGÍA Y CONDICIONES AMBIENTALES ... 44

4.1.3. DATOS MECÁNICOS ... 44

4.1.4. PASOS PARA SU INSTALACIÓN ... 44

4.2. EXPLICACIÓNDEDATOSYRESULTADOS ... 47

VI

4.2.1. CLIENTES MAYORES UTILIZADOS PARA INVESTIGACIÓN ... 47

4.2.2. TOMAS DE LECTURAS EN TIEMPO REAL EN INTERVALOS DE 15 MINUTOS ... 48

4.2.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS CLIENTES MAYORES EN LA UNIDAD DE NEGOCIOS AYACUCHO ... 53

4.2.4. DIFERENCIA DE CONSUMOS DE ENERGÍA - POTENCIA TOMADAS MANUALMENTE Y CON LOS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN. ... 72

4.2.5. COSTOS EN LA TOMA DE LECTURA MANUAL Y CON EXTRACTOR ... 76

4.2.6. COSTOS EN LA IMPLEMENTACIÓN DEL EQUIPO DE COMUNICACIÓN .. 76

4.3. RESULTADOSECONÓMICOSOBTENIDOS... 77

4.4. DEMOSTRACIÓNDEHIPÓTESIS ... 77

4.4.1. HIPÓTESIS GENERAL ... 77

4.4.2. HIPÓTESIS ESPECIFICA N° 1 ... 78

4.4.3. HIPÓTESIS ESPECIFICA N° 2 ... 79

4.4.4. HIPÓTESIS ESPECIFICA N° 3 ... 79

4.5. DISCUSIÓNDERESULTADOS ... 80

CONCLUSIONES ... 82

RECOMENDACIONES... 84

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ... 85

ANEXOS ... 87

7

RESUMEN

EFECTOS DE LOS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN EN MEDIDORES DE CLIENTES RESPECTO A COSTOS OPERATIVOS DE LECTURACIÓN, UNIDAD DE NEGOCIO AYACUCHO – 2020.

El presente trabajo enmarca el tipo de investigación tecnológico y un nivel de investigación explicativo, concerniente al método de investigación sistemático con diseño de investigación Ex post Factor, con una población de 284 y una muestra de 20 clientes mayores de la Unidad Negocios Ayacucho, perteneciente al área de concesión de ELECTROCENTRO S.A.

El objetivo principal de la investigación es estudiar la consecuencia de los equipos de comunicación en medidores de clientes en cuanto a los elevados costos de operación y eludir errores en el proceso de la toma de lectura manual en los contadores de energía y potencia de clientes mayores, para lo cual se integrará los equipos de comunicación en los medidores Elster modelo A1800 ya existentes. Estos equipos constan de un Modem, un Chip y una antena que nos permitirá establecer una comunicación a distancia con un medidor en tiempo real, es decir que puede ser leído remotamente desde una estación maestra ubicada en una oficina.

Palabras clave: Equipos de comunicación, clientes mayores, toma de lectura o lecturación, medidor inteligente, costos operativos, telemedición, lectura remota.

8

ABSTRACT

EFFECTS OF COMMUNICATION EQUIPMENT ON CUSTOMER METERS REGARDING READING OPERATING COSTS, AYACUCHO BUSINESS UNIT - 2020.

The present work frames the type of technological research and an explanatory research level, concerning the systematic research method with an Ex post Factor research design, with a population of 284 and a sample of 20 older clients of the Ayacucho Business Unit, belonging to the concession area of ELECTROCENTRO SA

The main objective of the research is to study the consequence of communication equipment in customer meters in terms of high operating costs and avoid errors in the process of taking manual reading in the energy and power meters of larger customers, for which the communication equipment will be integrated into the existing Elster A1800 model meters. These equipments consist of a Modem, a Chip and an antenna that will allow us to establish remote communication with a meter in real time, that is, it can be read remotely from a master station located in an office.

Keywords: Communication equipment, older customers, reading or reading taking, smart meter, operating costs, telemetering, remote reading.

9

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DE LA INVESTIGACIÓN

1.1 Tema de investigación

Según la resolución N° 3050 – CU – 2017 se aprobó las líneas de investigación en la Universidad Nacional del Centro del Perú; asimismo el Instituto Especializado de Investigación de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica ha estructurado tres líneas de investigación de las cuales, el tema de este proyecto de investigación concierne al área de Sistemas de potencia y energía eléctrica, como subtema sistemas de distribución eléctrica en media y baja tensión.

Este proyecto de investigación plantea estudiar el resultado de los equipos de comunicación en cuanto a los costos operativos en toma de lectura de clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho, perteneciente al área de concesión de Electrocentro S.A., que consiste en instalar Modems, Chips y antena en los medidores multifunción Elster A1800 ya existentes.

1.2 Planteamiento del problema

Electrocentro S.A. está presente en siete regiones del país: Junín, Huánuco, Pasco, Huancavelica, Ayacucho, Lima (parte de las provincias de Yauyos y Huarochirí) y Cusco (parte de la provincia de La Convención - VRAEM). Para efectos operativos y

10 administrativos está organizada en seis Unidades de Negocio. El área de concesión en la que la empresa lleva a cabo sus operaciones es de 6 528 km2, con 16 401 Km de redes en baja tensión, 17 496 en media tensión, 16 300 Sub estaciones de distribución, 776 Km de Líneas de transmisión y trece (13) Centrales Hidroeléctricas propias y tres (03) Centrales de propiedad de ADINELSA. Dichas Redes abastecen de energía y potencia a la región de Ayacucho y aledaños a través de la línea de transmisión 220 kV Friaspata-Mollepata, cubriendo así la demanda de 176 mil clientes activos aproximadamente.

La Unidad de Negocio de Ayacucho cuenta con 284 clientes mayores, las cuales se encuentran ubicados en las Provincias de Huamanga, Huanta, Cangallo, Huanca Sancos, La Mar, Lucanas, Víctor Fajardo, Vilcashuamán, Churcampa - Huancavelica y La Convención - Cusco.

Debido a la distancia, la geografía de la zona y lo disperso que se encuentran los clientes, ocasiona que se incremente los costos operativos al momento de tomar la lectura de los medidores multifunción para la facturación mensual; adicionalmente origina que se estime su consumo del cliente, debido a que el personal lecturador no llegue al punto de medición.

La telemedición por medio de los equipos de comunicación pueden ser muy beneficioso en el ámbito económico, frente a ello, (Guerra Mezarino, 2015) concluye:

Se realizó el análisis costo - beneficio, técnico - económico del estudio concluyendo que el sistema de adquisición de datos de la facturación vía Telemedición es viable para los escenarios Telemedición uno a uno y Telemedición masiva; obteniendo que por cada nuevo sol invertido en el primer escenario se obtiene un beneficio de 1.7 nuevos soles y que para

11 el segundo escenario se obtiene un beneficio menor de 1.15 pero de aplicación mucho más rápida. (p.95)

Finalmente, al integrar equipos de comunicación, no solo implica la reducción de costos operativos, sino también una atención de calidad a los clientes y tener un registro de consumo de energía y potencia reales y exactas.

1.3 Formulación del Problema

1.3.1 Problema General

¿Qué efectos se obtiene en los equipos de comunicación en medidores de clientes mayores respecto a costos operativos en la toma de lectura manual en la Unidad de Negocio Ayacucho de la empresa Electrocentro SA.?

1.3.2 Problemas Específicos

1) ¿Cómo es el control del consumo de energía y potencia en clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho?

2) ¿Cómo es la ubicación geográfica de los clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho?

3) ¿Cómo determinar la reducción de costos operativos al integrar los equipos de comunicación en la toma lectura de clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho?

12

1.4 Objetivos de la Investigación

1.4.1 Objetivo General

Obtener los efectos de los equipos de comunicación en medidores de clientes mayores, respecto a costos operativos en la toma de lectura manual en la Unidad de Negocio Ayacucho de la empresa Electrocentro S.A.

1.4.2 Objetivos Específicos

1) Conocer de qué forma es el control del consumo de energía y potencia en clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho.

2) Conocer la ubicación geográfica de los clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho.

3) Determinar la reducción de costos operativos al integrar los equipos de comunicación en la toma lectura de clientes mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho.

1.5 Justificación de la Investigación

Conociendo los elevados costos operativos en la toma de lectura en clientes mayores de las distintas Unidades de Negocio perteneciente al área de concesión de Electrocentro S.A.;

esta investigación es una importante alternativa para reducir dichos costos operativos a través de la implementación de equipos de comunicación, que actualmente viene siendo utilizado en planes piloto para verificar su efectividad, lo cual viene generando resultados productivos en la Unidad de Negocio Ayacucho.

13

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Antecedentes

2.1.1. Antecedentes Internacionales

(Marcelo Cheminet, 2018), en la tesis de maestría; “ENERGÍA INFORMACIONAL - SMART METERING” define a la medición inteligente (smart metering) y concluye que:

Una cuestión importante en las soluciones de smart metering es el tipo de comunicación.

Depende mucho de la disponibilidad y las características de instalación de los smart meters, y determinar cuál es la tecnología de acceso más adecuada es una de las variables importantes en un despliegue de smart metering. Si es tecnología alámbrica (o fija) o tecnología inalámbrica. Dentro de las tecnologías inalámbricas, estamos en una transición y evolución en las tecnologías móviles, tecnologías 2G y 3G siendo reemplazadas por LTE, mientras emergen NB-IoT y 5G. Esta es otra cuestión a prestar atención cuando se analiza la implementación de una solución de smart metering.

Además, menciona que:

Los sistemas de smart metering son una solución madura a nivel de despliegue en diferentes países, principalmente Estados Unidos, Canadá y países de Europa.

14 Existe un esfuerzo por los principales cuerpos de estandarización en desarrollar normas con el objeto de generar interoperabilidad y escalas de mercado.

Actualmente se está trabajando en el proceso de estandarización de la solución.

(p.146)

(Aguilar Caiza & Lagla Lagla, 2017), en el proyecto de investigación; “ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE TELEMEDICIÓN PARA LOS CLIENTES QUE DISPONEN MEDIDORES CON TARIFA HORARIA EN LA EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL DE COTOPAXI S.A” , aduce al sistema telemedicion como;

Una idea para mejorar el tiempo en el proceso de facturación mediante la toma de lecturas en forma remota, con lo que se mejorará los índices de calidad, ya que se contará con datos reales y confiables para los diferentes tipos de análisis tales como: perfil de carga, diagrama fasorial, factor de potencia, perfil de instrumentación y datos de los diferentes parámetros eléctricos. Los mismos que podrán ser visualizados mediante una IP de la distribuidora para acceso a dicha información; de esta manera los usuarios puedan mejorar el consumo de energía en base a la curva de alivio de carga, así como sus procesos dentro de los tiempos de menor demanda. (p.15)

Asimismo,

La empresa distribuidora no busca en si recuperar la inversión que se realiza en la implementación del sistema de telemedición, si no busca brindar un servicio de calidad a los clientes y la sociedad en general, además de tener un monitoreo en tiempo real de los parámetros ya descritos anteriormente.

15 (Toro, 2016), en la tesis de maestría; “REDES INTELIGENTES BENCHMARKING LATINOAMÉRICA” establece que las redes inteligentes ofrece a los consumidores las herramientas necesarias (equipos, informe sobre el comportamiento de la red, operaciones y comunicación). Esto permite que los mismos tengan un mejor control de sus aplicaciones o sistemas inteligentes en los hogares y negocios, interconectando los sistemas de manejo eficiente de energía. Las capacidades avanzadas del sistema, equipan al usuario con las herramientas para explotar los precios de la electricidad en tiempo real.(Toro, 2016, p.9)

El manejo de la información en tiempo real, permite detectar y anticipar la caída de alguna parte del sistema eléctrico, esto ayudará a reducir los tiempos de atención en la reposición del servicio eléctrico, evitando pérdidas de producción al usuario final y compensaciones por mala calidad de servicio por parte de la concesionaria.

(Espinoza Cuéllar, 2016), en la tesis; “ANÁLISIS DE EXPERIENCIAS PRÁCTICAS Y RESULTADOS DE REDES INTELIGENTES” argumenta que: “Con la incorporación

“smart meters” (medidores inteligentes), las empresas distribuidoras y comercializadoras posibilitan la detección remota y automática de los robos de energía, que se produce por la manipulación de los medidores tradicionales” (p.50). El uso de los medidores inteligentes mejora los procesos operativos relacionados con la gestión y telesupervisión remota del sistema de medición, disminuyendo la necesidad de intervenciones manuales en campo.

(Matanov & Zahov, 2019), en el artículo científico “SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ELECTRICIDAD A DISTANCIA”. IEEE, 6-1. Menciona que:

Las principales tareas de las empresas distribuidoras de electricidad son la elaboración de facturas, reducción de pérdidas de uso no autorizado de electricidad (robo), mejora de la

16 calidad energética, ahorro y uso eficiente de la electricidad. La toma de lectura de los medidores es una tarea costosa y que requiere mucho tiempo. La medición generalmente la realiza un lector de medidores que recorre largas distancias cada mes para visitar al cliente en el sitio y manualmente registrar las lecturas del medidor para la facturación de la energía consumida. Con el advenimiento de nuevas tecnologías, las empresas de energía pueden aprovechar de tecnologías de comunicación avanzadas y dispositivos inteligentes que puede reducir los costos de medición y evitar el método clásico de contabilidad sustituyéndolos por soluciones modernas como lectura automática de contadores (AMR).

AMR es un estado de la técnica sistema de captura de datos remotos del lado del servidor que facilita la generación de varios tipos de informes, incluidas las facturas.

2.1.2. Antecedentes Nacionales

(Cahuana Yapo, 2020), en su informe técnico “IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE TELE-MEDICIÓN MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECNOLOGIA TWO WAY AUTOMATIC COMMUNICATION SYSTEM (TWACS) EN EL SISTEMA ELECTRICO COMBAPATA DE ELECTRO SUR ESTE S.A.A” establece que la Telemetría o Tele medición es una técnica computarizada de las comunicaciones que consiste en una control y medida efectuada con ayuda de elementos intermedios que admiten que la medida sea interpretada a una cierta distancia del revelador primario. La característica distinta de la tele medida es la naturaleza de los sistemas de transmisión, que contienen la conversación de la cantidad medida en una magnitud representativa de otra

17 clase, que puede transferirse convenientemente para la medición a distancia. La distancia real no tiene mucha importancia.

Un sistema de telemetría regularmente consiste de un transductor como un dispositivo de entrada, un medio de transmisión en forma de líneas de cable o las ondas de radio, aparatos de procesamiento de señales, y dispositivos de grabación o visualización de datos. El transductor cambia una magnitud física como la temperatura, presión o vibraciones en una señal eléctrica correspondiente, que es trasferida a una distancia a efectos de medición y registro.

La Tele medición trae beneficios tanto al cliente como a la empresa que presta el servicio.

El cliente se favorece ya que dispone de información precisa del consumo, en muchas ocasiones puede disfrutar de una gestión remota del contrato y tarifas personalizadas, la recuperación de fallas es más rápida y adopta un mejor servicio al cliente. En el caso de la empresa que presta el servicio eléctrico aumenta la satisfacción del cliente, puede personalizar las tarifas y fechas de facturación, genera mejor y más precisa información de inteligencia de negocios, reduce costos de operaciones y atención al cliente y previene los ingresos reduciendo las pérdidas y robos en la red. Adicionalmente las empresas eléctricas manejan la información de los medidores para mantener un balanceo de carga óptimo en la red eléctrica.

La mayoría de las empresas de servicios en Europa y Estados Unidos están migrando a sistemas de Lectura de Medición Automática (AMR), en Asia e Hispanoamérica la mayoría de estas compañías han comenzado a realizar estudios para la implementación de sistemas

18 avanzados de AMR de larga escala, mientras que unos cuantos cuentan ya con un sistema AMR o están llevando a cabo proyectos pilotos para su implementación.

(Aroquipa Mamani, 2016), en la tesis de grado “DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE LA MEDICIÓN INALÁMBRICA DE POTENCIA Y ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA SUB ESTACIÓN DE LA FICP DE LA UANCV-JULIACA”. Universidad Andina Néstor Cáceres Velásquez, Juliaca. Ingeniero Mecánico Electricista; hace alusión que actualmente la empresa concesionaria de servicio público de electricidad Electro Puno S.A.A. efectúa la medición y registros de los medidores a través de personal de lectura de medidores, cuya confiabilidad es baja debido a errores de lectura, periodos no exactos y casi ningún almacenamiento en memoria de los registros de los medidores, esta situación conlleva a que existan deficiencias en la facturación de potencia y energía eléctrica que en la mayoría de los casos desfavorable para la empresa eléctrica, también es perjudicial para la Universidad. Asimismo, no se puede obtener un registro de potencia y energía que permita elaborar un diagrama de carga que se pueda utilizar para analizar el comportamiento de la demanda y hacer ajustes en el consumo y de esta forma optimizar el uso del suministro para reducir los costos de facturación.

Además, concluye que:

La medición inalámbrica se puede efectuar desde cualquier lugar para lo cual es necesario que exista la señal de comunicación de la red telefónica, con una mayor calidad y confiabilidad.

19

 El monitoreo remoto de la potencia y energía que consume las instalaciones de la

FICP, permitirá efectuar un análisis del comportamiento de la demanda, lo cual posibilitara realizar un programa de ahorro energético.

 La medición inalámbrica nos permitirá evaluar la calidad de producto y suministro del servicio que brinda la concesionaria a la UANCV.

 La medición inalámbrica nos permite realizar la medición de energía con un bajo

porcentaje de error y con un bajo costos que implica realizar la medición a clientes mayores en tiempo real.

 La medición inalámbrica reduce el costo del traslado para efectuar las lecturas en donde se encuentran los equipos de medición.

(Zegarra Pinto, 2017), en el trabajo de suficiencia profesional “ANÁLISIS DE NUEVO SISTEMA DE MEDICIÓN CENTRALIZADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON MEDIDORES INTELIGENTES EN ÁREA DE LA REGIÓN AREQUIPA”. Universidad Nacional de San Agustín de Arequipa, Arequipa. Ingeniero Electricista; concluye que:

 Los medidores inteligentes ofrecen una solución efectiva a los problemas de

lecturas no tomadas, o mal tomadas, debidas principalmente a la dificultad de acceso y al tiempo que estas conllevan en determinados sectores como es el caso particular de los usuarios de la zona rural.

 Respecto al servicio al cliente, mejorará gracias a que la Empresa tendrá información detallada del consumo y problemas de cada uno de los clientes beneficiados con los medidores inteligentes a tiempo real, por lo que ante cualquier

20 reclamo por parte de los usuarios la Empresa tendrá información exacta y oportuna para responder los reclamos.

(Guerra Mezarino, 2015), en la tesis de grado “IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE TELEMEDICIÓN DE ENERGÍA AL ALIMENTADOR C 12 Y SU INFLUENCIA EN LA CALIDAD DE SERVICIO A CLIENTES REGULADOS DE LA EMPRESA ELECTRO UCAYALI S.A”. Universidad Nacional del Santa, Chimbote. Ingeniero en Energía; realiza una comparación entre “la energía facturada de los clientes del AMT C12 a través de la telemedida vs. toma de lectura convencional.”

 La toma de lectura convencional en Electro Ucayali S. es llevada a cabo de forma

manual. Se precisa que este tipo de adquisición de datos genera muchos riesgos con respecto a la precisión de la lectura, toda vez que siempre está presente el error humano. Se señala que, ante una lectura observada, la empresa gasta tiempo y recursos para volver lecturar al mismo cliente.

 La toma de lectura a través de la telemedida ofrece la ventaja de poder visualizar

hasta un histórico de 15 lecturas (dependiendo del tipo y la programación del medidor). Se precisa que al utilizar esta nueva tecnología se reduciría significativamente el riesgo por error humano.

(Mamani Salas, 2019), en la tesis de grado “GESTIÓN MEDIANTE TELEMEDICIÓN Y TELEGESTIÓN PARA OPTIMIZAR LA DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA PARA CLIENTES RESIDENCIALES E INDUSTRIALES EN LA REGIÓN DE PUNO”. Universidad Nacional del Altiplano, Puno. Ingeniero Mecánico Electricista, nos da a conocer que la medición avanzada es una

21 herramienta que genera información basada en el monitoreo permanente de parámetros eléctricos y en la transferencia de la información hasta los centros de control. Entre los beneficios que esto representa se distingue la capacidad del sistema para poder mostrar, de forma precisa, los detalles de consumo de los usuarios en cantidad y en la forma en que usa la energía, así como los detalles del consumo en los diferentes nodos de la red en donde se efectúa la medición, lo anterior puede servir por ejemplo para efectuar balances de energía en diferentes niveles de la red de distribución, con los que se pueden identificar y conocer los puntos en donde se consume tanto la energía que es facturada por el proceso de comercialización, como la energía que no es facturada y puede ser catalogada como pérdida por factores técnicos o no técnicos. Lo anterior es la base para instrumentar acciones orientadas a la reducción de pérdidas de energía, principalmente en el área de Distribución.

La infraestructura de los sistemas AMI permite obtener información que incide en aplicaciones relacionadas con la problemática asociada al control de pérdidas y a la operación eficiente de la red eléctrica. (p.109)

2.2. Soporte Técnico

2.2.1. Clientes Mayores o Especiales

Generalmente son clientes industriales y comerciales, que se encuentran en una tarifa en Media Tensión (MT2, MT3, MT4) o Baja Tensión (BT2, BT3, BT4), que presentan las siguientes características;

 Consumo de energía eléctrica con fines productivos.

 Por lo general, son suministros trifásicos.

22

 Tiene medición electrónica.

 Generalmente su demanda máxima es superior a 20kW.

 Cuentan con opciones tarifarias binomias.

 Pueden ser clientes Regulados o Libres.

2.2.2. Clientes en media tensión (MT) y Baja Tensión (BT)

Son clientes en media tensión (MT) aquellos que están conectados a redes cuya tensión de suministro es superior a 1 kV (kilovoltio) y menor a 30 kV.

Son clientes en baja tensión (BT) aquellos que están conectados a redes cuya tensión de suministro es igual o inferior a 1 kV.

Según el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN, 2001) en caso no cuenten con la medición adecuada en media tensión, los usuarios en MT podrán solicitar la medición de sus consumos en baja tensión. En este caso, se considerará un recargo por pérdidas de transformación, equivalente a un 2% para el sector típico 1 y de 2,5% para los otros sectores, aplicable al monto total consumido en unidades de potencia y energía. La empresa distribuidora podrá proponer a OSINERG un valor de recargo por pérdidas de transformación promedio distinto al indicado, el cual deberá sustentarse con el promedio de las mediciones de todos sus clientes de Media Tensión que se encuentran medidos en Baja Tensión, para un periodo mínimo de un año.

23 2.2.3. Horas de Punta (HP) y Horas Fuera de Punta (HFP)

Las HP y HFP señalados por el (OSINERGMIN, 2001) son:

 Horas de punta (HP), el período comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas de

cada día de todos los meses del año.

Si el equipo de medición correspondiente a la opción tarifaria elegida por el usuario lo permite o si el usuario acondiciona su sistema de medición, se exceptuará en la aplicación de las horas de punta, los días domingos, los días feriados nacionales del calendario regular anual y los feriados nacionales extraordinarios programados en días hábiles. En el caso que la medición sólo permita programar los feriados con antelación sólo se considerarán los domingos y los feriados nacionales del calendario regular anual, en caso contrario se considerará además los feriados nacionales extraordinarios programados en días hábiles, según se señala en las condiciones específicas de cada opción tarifaria.

 Horas fuera de punta (HFP), al resto de horas del mes no comprendidas en las horas de punta (HP).

2.2.4. Demanda Máximo Mensual y Demanda Máxima Mensual en Horas de Punta

La máxima demanda indicados por el (OSINERGMIN, 2001) son:

 Se entenderá por demanda máxima mensual, al más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos, en el periodo de un mes.

24

 Se entenderá por demanda máxima mensual en horas de punta, al más alto valor de

las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos, en el periodo de punta a lo largo del mes.

 Se entenderá por demanda máxima mensual fuera de punta, al más alto valor de las

demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos, en el periodo fuera de punta a lo largo del mes.

2.2.5. Periodo de Facturación

El período de facturación es mensual y no podrá ser inferior a veintiocho (28) días calendario ni exceder los treinta y tres (33) días calendario. No deberá haber más de 12 facturaciones en el año. Excepcionalmente para la primera facturación de un nuevo suministro, podrá aplicarse un período de facturación no mayor a 45 días, ni menor a 15 días.

En el caso de los sistemas eléctricos de los Sectores de Distribución Típicos 4 (Urbano- rural) y 5 (Rural), la facturación se realizará a través de lecturas semestrales. En éste caso, la empresa distribuidora de electricidad estimará los montos correspondientes a las facturas mensuales, en base a su historial de consumo, y las enviará al usuario semestralmente. Una vez que se realice la siguiente lectura, la distribuidora calculará la diferencia entre los kW.h consumidos y los kW.h facturados en el período anterior, y el saldo respectivo de cantidad de unidades de energía serán valorizados al pliego tarifario vigente, las que serán incluidas en forma proporcional en las siguientes facturas mensuales del usuario. Excepcionalmente, la empresa distribuidora de electricidad podrá realizar la refacturación correspondiente, dentro del período comprendido de lecturas semestrales, en el caso de una variación

25 mensual de la facturación por consumo de energía a los usuarios mayor a 10 %, por efecto de la variación del pliego tarifario dentro de dicho período (OSINERGMIN, 2001).

2.2.6. Sistema de Medición en Clientes Mayores

El sistema de medición básicamente está compuesto por el medidor multifunción, transformadores de medida, caja portamedidor y conductor (cable de control).

2.2.6.1. Medidor Electrónico Multifunción – Elster A1800

Es un contador de energía eléctrica polifásico de registro integrado y está diseñado para ser utilizado por los clientes de servicios comerciales e industriales. Estos medidores tienen un sólido soporte de software, que aumenta aún más la precisión, eficacia y fiabilidad de medición. En la mayoría de los casos, estos medidores tienen ópticas o Interfaces eléctricas (impulsos) con un medidor controlado, que proporciona control de precisión automático, cálculo y directa visualización del porcentaje de error en energía eléctrica medición durante el período controlado.

Estos medidores también muestran una variedad de parámetros de medición, tales como voltaje y corriente de fase, ángulos de fase actuales entre corriente y voltaje relevante, factor de potencia, energía activa, energía reactiva, entre otros parámetros. Algunas soluciones para estos medidores incluyen un gráfico visualización de vectores de corriente y voltaje en pantallas LCD.

26 Los medidores Elster A1800 son capaces de medir energía entregada y recibida en kWh y demanda máxima en kW. Los medidores A1800 también pueden medir energía reactiva y aparente. Asimismo, estos medidores están compuestos de las siguientes partes principales:

Puerto Óptico: El medidor ALPHA1800 proporciona un puerto óptico que se puede pedir con un interfaz compatible con ANSI o IEC. Para extraer información o programar el medidor a través del puerto óptico se utiliza el software de soporte Metercat, la cual se conecta por medio de una sonda óptica desde el puerto serie del ordenador al puerto óptico del medidor (ver Figura 2-4).

LCD: El medidor A1800 ALPHA está equipado con una pantalla de cristal líquido de caracteres de 16 segmentos.

Placa de nombre: Elster instala la placa de identificación en la fábrica.

Comunicaciones: El medidor ALPHA A1800 proporciona interfaces de comunicaciones remotas en la placa del circuito del medidor para la comunicación serie RS232 o RS-485. Existen salidas físicas para ambas RS- 232 y RS-485; sin embargo, sólo se puede usar uno en un momento dado.

No es necesaria la configuración para cambiar de selección entre un RS-232 y RS-485.

Borneras de Conexión: Terminales de señal de tensión y corriente

27 Figura 1. Partes principales del medidor elster A1800.

Fuente: (ELSTER MECATRONICA, 2011)

2.2.6.2. Transformadores de medida

Los equipos de medida no se pueden conectar directamente a las redes eléctricas, debido a que los niveles de tensión y corriente son muy elevados.

Estos equipos normalmente operan a niveles de tensión y corriente bajos.

Es por esta razón, que el sistema de medición en clientes mayores está compuesto de medidor electrónico multifunción y transformador de medida.

28 Los transformadores de medida y protección son máquinas estáticas que se conectan en las instalaciones eléctricas con la finalidad de alimentar con señales de tensión o corriente a los aparatos de medida.

Los objetivos principales de los transformadores de me medida son:

 Aislar o separar los circuitos y aparatos de medida, protección, etc., de la alta tensión.

 Evitar perturbaciones electromecánicas de las corrientes fuertes, y

reducir corrientes de cortocircuito a valores admisibles en delicados aparatos de medida.

 Obtener intensidades de corriente, o tensión, proporcionales (por lo

menos en determinada zona) a las que se desea medir o vigilar, y transmitirlas a los aparatos apropiados.

2.2.6.3. Caja Portamedidor

Diseñado para fijar el medidor electrónico multifunción y minimizar posibles riesgos eléctricos. La caja portamedidor deberá estar ubicado al exterior, empotrado en la pared o murete del cliente, en un lugar visible y de fácil acceso. Con el fin de facilitar su lectura y revisión al personal técnico.

29 2.2.6.4. Cable de Control

Es el encargado de transportar las señales de tensión y corriente del secundario del transformador de medida al medidor electrónico multifunción.

2.2.7. Métodos de Medición

2.2.7.1. Método de los Tres Vatímetros

En un circuito tetrafilar (4 hilos) donde se tiene acceso al neutro de la carga, cada vatímetro indica la potencia de la fase a la cual está conectado, independientemente de que la carga esté balanceada o no. Por lo tanto, se requieren tres vatímetros o un medidor de tres elementos para medir la potencia en un sistema trifásico de cuatro cables, donde la potencia consumida por cada carga debe determinarse por separado.

2.2.7.2. Método de Aron (Dos Vatímetros)

En un circuito trifásico trifilar (3 hilos) sin neutro, se podrá medir con dos vatímetros o con un medidor de dos elementos.

2.2.8. Tipos de Medición

Dependiendo la potencia contratada y los niveles de tensión; la medida del consumo de energía puede ser directa, semi-directa o directa. Asimismo, la elección del medidor dependerá del tipo de medición.

30 2.2.8.1. Medición Directa

Tipo de medida en el cual el medidor de energía se conecta directamente a la red de la carga, es decir las bobinas de tensión y corrientes del medidor se conectan directamente a la red.

Figura 2. Diagrama unifilar de clientes con medición directa Fuente: Electrocentro S.A.

2.2.8.2. Medición Semi – Directa

Tipo de medida en el cual las bobinas de corriente del medidor de energía se conectan a los bornes del secundario del transformador de corriente y las bobinas de tensión se conectan directamente a la red de la carga.

Normalmente es usando cuando la corriente de la carga es muy grande que supera la capacidad de medida del medidor.

31 Figura 3. Diagrama unifilar de clientes con Medición Semi-Directa

Fuente: Electrocentro S.A.

2.2.8.3. Medición Indirecta

Tipo de medida en el cual las bobinas de tensión y corriente del medidor de energía se conectan a los bornes del secundario del transformador de medida de tensión y corriente, cuyo bobinado del primario del transformador de medida va directamente a un transformador de distribución para alimentar a las cargas. Asimismo, estos transformadores de medida son utilizados para medir la energía en redes de media y alta tensión.

Figura 4. Diagrama unifilar de clientes con Medición Indirecta Fuente: Electrocentro S.A.

32 2.2.9. Equipos de Comunicación de Datos

Los equipos de comunicación es un sistema que permite establecer una comunicación a distancia con un medidor, para fines de tomar la información registrada del mismo, es decir, que puede ser leído remotamente desde una estación maestra ubicada en una oficina.

Las ventajas que se presentan con este sistema son:

 En caso de que el cliente solicite confirmación de lectura, la respuesta sería instantánea ya que el monitoreo de lectura es constante.

 La lectura es transmitida directamente desde el medidor hasta el sistema informático de la empresa.

 Se evitan las visitas reiterativas al suministro por parte del personal técnico.

 Administración óptima de la demanda.

 Registro de datos para las ventas.

Esta actividad está dirigida para aquellos medidores con sistema de tecnología avanzada, capaz de establecer comunicación remota y/o para aquellos clientes que así lo requieran.

2.2.10. Componentes del Sistema de Comunicación

El sistema de comunicación por lo general está compuesto por un modem, un chip y una antena.

2.2.10.1. Modem

El modem se puede utilizar para la medición automatizada y la toma de lectura remota de los contadores de electricidad, ya no es necesario la toma

33 de lectura manual en el punto de medición. También, se puede emplear para leer de forma remota los registros, parámetros del medidor y descargar el perfil de carga.

Dependiendo de las necesidades del usuario, el modem se puede configurar a cualquier red (solo red 4G o 3G) o a la mejor red disponible (modo automático). Además, se puede configurar para que tenga solo una conexión GSM-CSD (red 2G).

El modem se conecta al medidor a través del conector de datos RS232/RS485 del medidor. El dispositivo se instala debajo de la cubierta del terminal del medidor. También se puede utilizar como módem externo, para un medidor universal con cualquier conector estándar.

Figura 5. Modem WM-E1S Fuente: Electrocentro S.A.

34 2.2.10.2. Tarjeta SIM M2M

Una SIM de Machine to Machine (M2M), se refiere a una tarjeta SIM que contiene una serie de tecnologías que permiten a dispositivos (modem) y sensores comunicarse entre sí, a lo largo de otros dispositivos y sistemas con acceso a internet.

Nos podemos referir al M2M como al intercambio de información entre máquinas, es decir, comunicaciones no humanas, ya que estos dispositivos cuentan con un software para recibir y enviar datos.

La conectividad entre los dispositivos se consigue insertando o incrustando una tarjeta SIM M2M en el dispositivo para después ser configurada en el servidor principal donde todos los datos son recogidos y analizados para el beneficio de la empresa.

Generalmente, este tipo de tarjeta SIM son utilizados en: rastreo de vehículos, medición de energía, control y monitoreo.

Figura 6. Modem WM-E1S Fuente: Electrocentro S.A.

35 2.2.10.3. Antena

Permite potenciar la señal móvil del modem para un funcionamiento adecuado y una comunicación fluida.

Cuando la intensidad de la señal de la red celular sea suficientemente alta, el uso de una antena interna puede ser suficiente. Sin embargo, en lugares con intensidades de campo son más bajas, se tiene que de utilizar una antena externa (conector SMA de 50 ohmios) que se pueda adherir fuera del medidor y dentro de la caja porta medidor.

Figura 7. Antena Fuente: Electrocentro S.A.

2.2.10.4. Costos Operativos en la Toma de Lectura

Los costos operativos, son los gastos que la concesionaria desembolsa por las actividades comerciales de clientes mayores, como son la toma de lectura manual y la toma de lectura con quipo extractor.

36

2.3. Formulación de la Hipótesis

2.3.1. Hipótesis General:

Efectos de los equipos de comunicación en medidores de clientes respecto a costos operativos de lecturación en la Unidad de Negocio Ayacucho son: reducir los costos operativos en la toma de lectura y brindar una buena calidad de servicio.

2.3.2. Hipótesis Específicos:



 La ubicación geográfica de los clientes mayores en la Unidad de Negocios Ayacucho es de difícil acceso debido la distancia en la que se encuentran.

 La integración de los equipos de comunicación en la toma de lectura de clientes

mayores en la Unidad de Negocio Ayacucho, nos proporciona registros exactos en la facturación de su consumo de energía – potencia.

2.4. Variables

Variable dependiente

Y: Costos operativos

Variable independiente

X: Equipos de comunicación

37

2.5. Operacionalización de Variables

Tabla 1. Operacionalización de Variables

VARIABLE INDEPENDIENTE INDICADORES UNIDAD TIPO DE

VARIABLE a) Equipos de comunicación

Definición conceptual:

Variable que permite transferir datos en tiempo real y de manera bidireccional entre diferentes puntos, mediante el sistema de comunicación.

Definición operacional:

Variable que permite realizar el registro de los consumos de energía y potencia de los usuarios de forma remota y efectiva, favoreciendo principalmente en lugares de difícil acceso.

- Energía Activa - Energía

Reactiva

- Máxima demanda

- Kilowatts-Hora

- Kilovoltamperio reactivo-Hora

- kilowatts

- Numérica continua - Numérica

continua

- Numérica continua

VARIABLE DEPENDIENTE INDICADORES VALOR FINAL TIPO DE

VARIABLE b) Costos operativos

Definición conceptual:

Variable que expresa gastos monetarios al realizar la lecturación del consumo de energía y potencia eléctrica de clientes mayores para su facturación mensual.

Definición operacional:

Variable que permite medir la efectividad de los equipos de comunicación en valor monetario.

- Hora/hombre - Reducción costos operativos

- Nuevos soles

38

CAPITULO III

METODOLOGÍA DE INVESTIGACIÓN

3.1. Tipo de Investigación

El presente trabajo empleará el tipo de investigación tecnológico, ya que el principal objetivo del estudio es introducir un nuevo elemento útil que sirva de guía y contribuya a la transformación de la naturaleza y beneficie a la sociedad.

3.2. Nivel de Investigación

El presente trabajo empleará el nivel de investigación explicativo, pues trata de explicar la relación de causa y efecto en la implementación de los equipos de comunicación, respecto a costos operativos en el proceso de toma de lectura en los clientes mayores, de manera que nos ayude a profundizar el estudio.

3.3. Método de Investigación

Será el método sistemático, ya que nos permitirá llegar a tener una compresión consecuente de una situación dada. En nuestro caso estableceremos una explicación que someteremos a prueba, relacionando entre si todos los componentes del sistema de telemedición.

39

3.4. Población y Muestra

3.4.1. Población

La Unidad de Negocio Ayacucho de la empresa concesionaria Electrocentro S.A., actualmente cuenta con 284 clientes mayores, situados en los 5 servicios eléctricos Huamanga, Cangallo, San Francisco, Huanta y Churcampa las cuales se encuentran dispersos.

3.4.2. Muestra

La muestra se centrará en 20 clientes mayores de la Unidad de Negocios Ayacucho de la empresa concesionaria Electrocentro S.A., ubicados en el servicio eléctrico de Huamanga.

3.5. Método e instrumentación de datos

Se realizó la técnica de la observación, para la recopilación de evidencias a través de los registros de lectura de todos los clientes mayores que posee la empresa Electrocentro en el Optimus NGC.

Los instrumentos que se emplearán para registrar los resultados serán las hojas de registro y el equipo de comunicación que se encuentra instado en el medidor Elster A1800.

3.6. Procedimiento de recolección de datos

Para la recolección de datos se realizó la toma de lectura manual que consiste en la toma de estado del medidor multifunción del servicio de energía brindado a nuestros clientes importantes o mayores dentro del área de concesión de LA CONCESIONARIA con

40 opciones tarifarias binomias y casos especiales en baja tensión (BT5B, BT5A, BT2, BT3 y BT4) con tensiones normalizadas en BT y en media tensión (MT2, MT3, MT4) con tensiones normalizadas en MT, con la finalidad de ejecutar el cálculo del consumo de energía y potencia mensual para su facturación respectiva, de conformidad con la opción tarifaria seleccionada por el cliente.

El período de toma de lectura de los medidores multifunción son los días 01 y 02 de cada mes Básicamente deberá realizar la toma de lecturas de los siguientes parámetros (6 magnitudes):

 EAT-Prev Energía Activa previa

 EAHP-Prev Energía Activa en Hora punta previa.

 PHP-Prev Potencia Hora Punta previa

 EAFP-Prev Energía Activa Fuera punta previa

 PFP-Prev Potencia Hora Fuera punta previa

 ER-Prev Energía Reactiva previa

3.7. Procedimiento de análisis de resultados de datos

Se aplicó el siguiente análisis en el procesamiento de datos:

 Selección y ordenamiento de la información relevante para la investigación.

 Toma de registro manual de cada una de los parámetros que ocurran en la investigación.

41

 Recurso computarizado de la investigación a través de software (Metercat) para la extracción de lecturas y plantillas elaboradas en Excel para los balances y análisis de resultandos de la investigación.

42

CAPITULO IV

DESARROLLO DEL TRABAJO Y RESULTADOS

4.1. Implementación del Equipo de Comunicación

El trabajo consiste en la instalación dentro de la caja porta medidor trifásica el Modem, Chip y Antena, conectando a la salida de los bornes del medidor ESLTER modelo A1800 existentes, luego de culminado su implementación proceder a cerrar la caja y colocar sus respectivos candados de seguridad y verificar la conexión remota con el responsable de la administración del software en la Unidad de Negocio.

Figura 8. Vista de la instalación del equipo de comunicación Fuente: Electrocentro S.A.

43 4.1.1. Conexión

1 - Conector de alimentación (CA, hacia el medidor).

2 - Conector de datos RJ12.

2a - Conector RS232 (conector DSUB9 - opcional).

2b - Conector RS485 (conector de casquillo de 2 o 4 pines Opcional).

3 - Conector de antena (SMA-M, 50 Ohm).

4 - Soporte para tarjeta SIM (inserción a presión).

5 - Carcasa de plástico transparente para módem (con dos clips de cubierta en el lateral).

6 - Dos pestañas de plástico (módem, para colocar un reloj eléctrico en la casa).

7 - LED de estado.

Figura 9. Partes del modem para su conexión Fuente: Electrocentro S.A.

44 4.1.2. Alimentación de energía y condiciones ambientales

 Fuente de alimentación: ~ 100-240V AC, 50-60Hz.

 Conexión de alimentación: el módem suministra alimentación de CA a este conector del medidor (conexión "pigtail" / férula).

 Supercondensador: opción de pedido (cortes de energía menores soldado en PCB).

 Comunicación inalámbrica: según módulo seleccionado.

 Puertos: RS232 y / o RS485, RJ12 (RS232 / RS485) - bajo pedido.

 Condiciones de temperatura: funcionamiento entre -25 ° C y + 60 ° C, rel. 0-95%

de humedad, almacenamiento a -40 ° C y + 80 ° C entre, rel. A 0-95% de humedad.

4.1.3. Datos mecánicos

 Consumo de energía: 2,9 W

 Consumo de energía en espera: 24 mA a 100 V, 12 mA a 230 V, promedio: 30 mA a 100 V, 15 mA a 230 V, máx. 0,15 A a 230 V

 Tamaño: 162 x 66 x 30 mm, Peso: 98-130 gramos (según conectores y panel de expansión), Protección: IP21.

 Diseño: el módem es un plástico antiestático semitransparente en una carcasa con

orejetas de montaje debajo de la tapa de terminales del medidor con adaptador para montaje y / o carril DIN como módem externo a se puede montar junto a un medidor.

4.1.4. Pasos para su instalación

Paso 1: Retirar la cubierta del terminal del medidor, aflojando los tornillos.

45 Paso 2: Insertar la tarjeta SIM con un paquete de datos en el soporte para tarjeta del modem (marcado con “4”) ver figura 9.

Paso 3: Conectar el modem al medidor Alpha A1800, por medio del conector casquillo (marrón, blanco, amarillo y verde), al puerto de comunicación RS485 del medidor (marcado con "D") ver la figura 10.

Paso 4: Alimentar el modem usando el conector de alimentación; conectar los dos cables fase y tierra en los terminales del medidor (marcado con “B”) o en la bornera de tensión del medidor, ver figura 10.

Paso 5: Montar el módem en los puntos de montaje internos de la cubierta del terminal del medidor y asegurar la cubierta del terminal.

Paso 6: Conectar la antena al conector de la antena del modem (marcado con “F”) ver figura 10.

Paso 7: La tapa de la bornera del medidor deberá quedar precintada, y la tapa de la caja porta medidor correctamente cerrada (con candados, precinto, remachado y/o soldado de tapa) según corresponda.

46 Figura 10. Instalación del modem

Fuente: Electrocentro S.A.

47

4.2. Explicación de datos y resultados

4.2.1. Clientes mayores utilizados para investigación

Tabla 2. Muestra de los 20 clientes mayores para la investigación

item Suministro Clientes Mayores

Nivel Tension Medición

Serie Medidor

Marca Medidor

Modelo

Medidor Tarifa 1 65241733 Telefonica del Peru S.A.A Baja Tension 2886969 ELSTER A1800 MT3 2 65241742 Derrama Magisterial Baja Tension 2886972 ELSTER A1800 MT4 3 77229259 Banco de Credito del Perú Media Tension 2886976 ELSTER A1800 MT4 4 65241715 EJERCITO PERUANO Baja Tension 2886978 ELSTER A1800 MT3 5 65560403 Seguro Social de Salud Media Tension 2886994 ELSTER A1800 MT3

6 77088642

"SOLUCIONES AVANZADAS EN AGRONEGOCIOS -

WIRACCOCHA DEL PERU" Media Tension 2886993 ELSTER A1800 MT4 7 65402629

Ministerio Público-Fiscalia De la

Nacion Media Tension 2886991 ELSTER A1800 MT3

8 76717359

AEROPUERTOS ANDINOS

DEL PERU S.A. Media Tension 2887005 ELSTER A1800 MT3 9 65379567

TRANSPORTADORA DE GAS

DEL PERÚ Media Tension 2886998 ELSTER A1800 MT4

10 65548777 TECHINT S.A.C. Media Tension 2886999 ELSTER A1800 MT3

11 65241822

Corporación Peruana de Aeropuertos y Aviación Comercial Sociedad Anonima -

Corpac S.A. Media Tension 2886997 ELSTER A1800 MT3 12 65241831 EJERCITO PERUANO Media Tension 2887000 ELSTER A1800 MT3

13 75324713

"SOLUCIONES AVANZADAS EN AGRONEGOCIOS - WIRACCOCHA DEL PERU"

S.A.C. Media Tension 2887006 ELSTER A1800 MT3

14 65241958

INSTITUTO PERUANO DEL

DEPORTE Baja Tension 2887013 ELSTER A1800 MT4

15 65241994

UNIVERSIDAD NACIONAL SAN CRISTOBAL DE

HUAMANGA Media Tension 2887010 ELSTER A1800 MT4

16 66807720

MUNICIPALIDAD

PROVINCIAL HUAMANGA Media Tension 2887022 ELSTER A1800 MT3 17 65302258 SEDA AYACUCHO S.A. Baja Tension 2887024 ELSTER A1800 MT3 18 65278608 SEDA AYACUCHO S.A. Baja Tension 2887023 ELSTER A1800 MT3

19 65577447

TERRAPUERTO MUNICIPAL

"LIBERTADORES DE

AMERICA" Media Tension 2887021 ELSTER A1800 MT3 20 79730194

HOSPITAL HUAMANGA-

UNIDAD EJECUTORA 401 Media Tension 2887045 ELSTER A1800 MT3