Universidad Nacional del Centro del Perú
Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica
Evaluación de pérdidas de energía por medición en baja tensión a clientes mayores con contrato de suministro en MT del S.E.
Huamanga, Ayacucho, de la empresa Electrocentro S.A.
Varillas Romero, Andrés Benigno
Huancayo 2019
Esta obra está bajo licencia https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
Repositorio Institucional - UNCP
“EEVVAALLUUAACCIIÓÓNN DDEE PPÉÉRRDDIIDDAASS DDEE EENNEERRGGÍÍAA PPOORR MMEEDDIICCIIÓÓNN EENN BABAJJAA TTEENNSSIIÓÓNN AA CCLLIIEENNTTEESS MMAAYYOORREES S CCOONN CCOONNTTRRAATTOO DDEE S
SUUMMIINNIISSTTRROO EENN MMTT DDEELL SS..EE.. HHUUAAMMAANNGGAA,, AAYYAACCUUCCHHOO,, DDEE LLAA EMEMPPRREESSAA EELLEECCTTRROOCCEENNTTRROO SS..AA..”
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
TESIS
Código CTI : 03030007 : Uso eficiente de la energía en el sector industrial y residencial-comercial.
Código UNESCO : 3306 : Ingeniería y Tecnologías Eléctricas.
3306.02 : Aplicaciones Eléctricas.
Para optar el Título Profesional de:
INGENIERO ELECTRICISTA Presentado por:
Bach. Andrés Benigno Varillas Romero
Promoción 2016-I Huancayo - Octubre
2 0 1 9
2
A A S S E E S S O O R R
Dr D r. . J JO OR R GE G E CA C AI IR RO O H H UR U RT T AD A DO O
3
D D E E D D I I C C A A T T O O R R I I A A : :
A mi abuela Hermelinda por ser la artífice de mi vida.
A mis padres Crox Armando y Carmen Del Pilar, por el apoyo que me brindaron y por ser mis guías en todo momento.
A mis hermanas por el apoyo que me brindaron en todo momento.
4
A A G G R R A A D D E E C C I I M M I I E E N N T T O O : :
A Dios por permitirme realizar este proyecto.
A mi asesor, Dr. Jorge Cairo Hurtado, por las enseñanzas y la guía para que sea posible esta tesis.
A mis docentes universitarios de la Universidad Nacional del Centro del Perú, por lo impartido en los salones de clase.
A mi familia por el apoyo incondicional.
5
INDICE
ASESOR……….2
DEDICATORIA………..………….….3
AGRADECIMIENTO………..4
INDICE………...…………...5
LISTA DE TABLAS……….9
LISTA DE FIGURAS……….10
RESUMEN………..….…12
ABSTRACT………...…13
INTRODUCCION………...14
CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO………..…15
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……….….15
1.2. FORMULACION DEL PROBLEMA………..…16
1.2.1. FORMULACION DEL PROBLEMA GENERAL……….….16
1.2.2. FORMULACION DEL PROBLEMA ESPECIFICO………..17
1.3. OBJETIVOS DEL TEMA……….17
1.3.1. OBJETIVO GENERAL………17
1.3.2. OBJETIVO ESPECIFICO………17
1.4. JUSTIFICACION DEL TEMA……….17
1.5. LIMITACIONES DEL ESTUDIO………18
CAPITULO II PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA………20
2.1. DEFINICION………....21
2.2. EFECTOS DE LAS PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA………...22
2.2.1. CONSECUENCIAS EN LA ADMINISTRACION TECNICA-ECONOMICA DE LA EMPRESA………..…..22
2.2.2. CONSECUENCIAS EN LA SEGURIDAD SOCIAL…….………..…23
2.2.3. CONSECUENCIAS EN LO ETICO MORAL….……….24
6
2.3. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS ELECTRICAS………...…..24
2.4. PERDIDAS TECNICAS………...….26
2.4.1. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS TECNICAS……….…...28
2.4.1.1. PERDIDAS EN VACIO………..…28
2.4.1.2. PERDIDAS EN CARGA………29
2.4.2. CAUSAS DE LAS PERDIDAS TECNICAS……….….…29
2.5. PERDIDAS NO TECNICAS………..…...30
2.5.1. CAUSAS DE LAS PERDIDAS NO TECNICAS………...30
2.5.2. EFECTOS DE LAS PERDIDAS NO TECNICAS………..31
2.5.3. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS NO TECNICAS………...….32
2.5.3.1. ADMINISTRATIVAS……….………..….32
2.5.3.2. ACCIDENTALES………..34
2.5.3.3. POR HURTO DE ENERGIA……….34
2.6. PERDIDAS DE POTENCIA EN EL TRANSFORMADOR………38
2.6.1. CIRCUITO MAGNETICO………..39
2.6.2. CIRCUITO ELECTRICO………43
2.6.3. MEDICION DE LAS PERDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES………..44
2.7. TRANSFORMADOR MIXTO DE TENSION Y CORRIENTE (TRAFOMIX)…….45
2.7.1. SELECCION DE TRAFOMIX………...48
2.8. NORMA “OPCIONES TARIFARIAS Y CONDICIONES DE APLICACION DE LAS TARIFAS A USUARIO FINAL”………..…50
2.8.1. DEFINICIONES………..…50
2.8.2. OPCIONES TARIFARIAS……….53
2.8.3. CONDICIONES GENERALES DE APLICACION………..56
2.9. FORMULACION DE LA HIPOTESIS………...60
2.9.1. HIPOTESIS GENERAL……….….60
2.9.2. HIPOTESIS ESPECIFICO………..61
7
2.10. IDENTIFICACION DE VARIABLES………61
2.10.1. VARIABLE INDEPENDIENTE……….…..…61
2.10.2. VARIABLE DEPENDIENTE……….…..61
2.11. OPERACIONALIZACION DE VARIABLES……….……..62
CAPITULO III METODOLOGIA DE INVESTIGACION………..…64
3.1. TIPO DE INVESTIGACION………...….64
3.2. NIVEL DE INVESTIGACION……….…...64
3.3. METODOS DE INVESTIGACION……….…....65
3.4. POBLACION Y MUESTRA………...….65
3.5. INSTRUMENTOS DE RECOPILACION DE DATOS………65
3.6. TECNICA DE PROCESAMIENTO Y ANALISIS DE DATOS………...66
3.7. INSTALACION DE TRANSFORMADOR MIXTO DE MEDIDA EN EL SUMINISTRO 77773719………...…..67
3.7.1. ANTECEDENTES………..…67
3.7.2. OBJETIVO………..…68
3.7.3. ALCANCES……….…..68
3.7.4. DESCRIPCION DEL PROYECTO……….…..68
3.7.4.1. DATOS DEL SUMINISTRO Y UBICACION……….…68
3.7.4.2. FECHA Y HORA………...70
3.7.4.3. ACTIVIDADES ESPECIFICAS………...…70
3.7.4.4. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES………72
3.7.4.5. MATERIALES, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS……….…..73
3.7.4.6. ASPECTOS DE SEGURIDAD……….……74
3.8. CALCULO DE INVERSION POR INSTALACION DE TRAFOMIX EN EL SUMINISTRO 77773719………..…..76
3.9. CALCULO DE LA FACTURACION PROMEDIO DEL SUMINISTRO 77773719………..…77
3.9.1. SIMULACION DE FACTURACION DE OCTUBRE 2019 CON FACTOR 40………..……78
8 3.9.2. SIMULACION DE FACTURACION DE OCTUBRE 2019 CON
FACTOR POR PERDIDAS DE TRANSFORMACION (41.6364)………….….…..81
CAPITULO IV RESULTADOS DE LA INVESTIGACION………..……84
4.1. PRESENTACION DE DATOS Y RESULTADOS………..…..84
4.2. PROCESO DE PRUEBA DE HIPOTESIS………..…...89
4.3. DISCUSION DE RESULTADOS……….….89
CONCLUSIONES……….……90
RECOMENDACIONES………..…..91
BIBLIOGRAFIA………..…..92
ANEXOS………..…..93
9 LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Operacionalización de variables………62 Tabla 2: Instrumentos de recopilación de datos……….…….66 Tabla 3: técnica de procesamiento y análisis de datos………66 Tabla 4: cuadro de actividades del día 04/11/2019 de la instalación de trafomix……..…72 Tabla 5: materiales requeridos para instalación de trafomix………..…73 Tabla 6: herramientas y equipos requeridos para la instalación de trafomix…………..…74 Tabla 7: costos de inversión de instalación de trafomix……….……76 Tabla 8: cuadro comparativo de la facturación simulada y real………..……86 Tabla 9: cuadro comparativo en los meses siguientes……….……87 Tabla 10: cuadro de 41 suministros con medición en BT simulando una medición
en MT………...88
10 LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Clasificación de las pérdidas de energía………26
Figura 2: efecto corona en líneas de transmisión………..………27
Figura 3: efecto corona, fenómeno de la luz violeta, ruido sibilante y producción de gas ozono en una línea aérea de transmisión………....…28
Figura 4: ciclo de histéresis en los materiales………...……40
Figura 5: corrientes parasitas en un conductor……….………….…41
Figura 6: núcleo de transformador de tipo laminas enchapadas………..…….…42
Figura 7: núcleo de transformador tipo columna y acorazado……….…….…43
Figura 8: trafomix trifásico instalado en el suministro AEROPUERTOS ANDINOS DEL PERU en la localidad de Huamanga, Ayacucho……….…45
Figura 9: banco de 3 transformadores de tensión y 3 transformadores de corriente………46
Figura 10: trafomix monofásico instalado en el suministro AMERICA MOVIL en la localidad de Socos Ayacucho………..………47
Figura 11: placa de trafomix monofásico instalado en el suministro AMERICA MOVIL en la localidad de Socos Ayacucho………47
Figura 12: esquema de conexionado de trafomix monofásico instalado en el suministro AMERICA MOVIL en la localidad de Socos Ayacucho…….………48
Figura 13: placa de trafomix trifásico en almacén de Ayacucho……….……49
Figura 14: Opciones tarifarias en media tensión………..…54
Figura 15: Opciones tarifarias en baja tensión (bt2, bt3, bt4, bt5a)………55
Figura 16: Opciones tarifarias en baja tensión (bt5b, bt6, bt7, bt8)………56
Figura 17: Fotografía del seccionamiento I410868 antes del punto de entrega de energía al suministro 77773719………75 Figura 18: histórico de consumos (EAT, EHP, EFP) DEL SUMINISTRO 77773719
11 de 6 meses anteriores a octubre 2019……….………..….…78 Figura 19: histórico de consumos (ER, PHP, PFP) DEL SUMINISTRO 77773719
de 6 meses anteriores a octubre 2019……….………..….…78 Figura 20: Tarifa vigente a octubre 2019 para tarifa MT2……….…………..….…79 Figura 21: Parámetros necesarios para simulación de facturación con factor 40…..…...…80 Figura 22: Simulación de facturación en tarifa MT2 con factor 40………..………80 Figura 23: Simulación de la calificación y otros cargos a facturar con factor 40……...…80 Figura 24: Costo de facturación simulada con tarifa MT2 con factor 40………...…81 Figura 25: Parámetros necesarios para simulación de facturación con factor
diferente de 40……….…..82 Figura 26: Simulación de facturación en tarifa MT2 con factor diferente de 40……….…83 Figura 27: Simulación de la calificación y otros cargos a facturar con factor
diferente de 40……….….83 Figura 28: Costo de facturación simulada con tarifa MT2 con factor
diferente de 40………..………83 Figura 29: Recibo por consumo de energía del suministro 77773719………..……85
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R R E E S S U U M M E E N N
La empresa distribuidora Electrocentro S.A., solo en la Unidad de Negocios Ayacucho, cuenta con 221 clientes mayores conectados en Media Tensión a junio del 2019, de los cuales 41 suministros tiene la medición en el lado de BT a falta del sistema de medición correspondiente (Trafomix), si bien se tiene la compensación por pérdidas de transformación del 2.5 %, se pretende saber cuan acertados esta la normativa vigente 206- 2013-OS/CD “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, analizando las facturaciones posteriores a la instalación de un sistema de medición en el punto de entrega de un suministro mayor.
El presente estudio pretende determinar el porcentaje de pérdidas por medición en el lado de Baja Tensión comparando una facturación simulada sin instalar el sistema de medición y la facturación real después de instalar un sistema de medición en el punto de entrega de energía, así se podrá saber las pérdidas en todos los suministros medidos en el lado de baja tensión de la UU.NN. Ayacucho permitiendo sincerar las facturaciones tanto para el usuario como para la empresa distribuidora.
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A A B B S S T T R R A A C C T T
The distribution company Electrocentro SA, only in the Ayacucho Business Unit, has 221 older clients connected in Medium Voltage as of June 2019, of which 41 supplies have the measurement on the BT side in the absence of the corresponding measurement system (Trafomix), although there is compensation for transformation losses of 2.5%, it is intended to know how successful the current regulation 206-2013-OS / CD “Tariff Options and Conditions of Application of Fees to End User” is, analyzing the invoices after the installation of a measurement system at the point of delivery of a larger supply.
The present study aims to determine the percentage of losses by measurement on the Low Voltage side by comparing a simulated billing without installing the measurement system and the actual billing after installing a measurement system at the energy delivery point, so you can know losses in all supplies measured on the low voltage side of the U.S. Ayacucho allowing sincere invoices for both the user and the distribution company.
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I I N N T T R R O O D D U U C C C C I I Ó Ó N N
Las pérdidas de energía eléctrica técnicas y no técnicas constituye el principal problema de las empresas distribuidoras, tal es el caso de la empresa Electrocentro S.A., importante empresa en el sector centro del Perú, que solo en el mes de enero 2019 reportó un total de 9 896 647 kWh [1] en pérdidas totales, esto representa 12.26% del total de la energía movilizada por Electrocentro S.A. en dicho mes.
Sin duda, la misma empresa es la responsable directa de este problema, pues la gestión pública no se enfoca en la eficiencia y optimización de recursos.
Las pérdidas de energía se pueden clasificar en pérdidas técnicas y no técnicas, la primera se da por el calor que se produce cuando la electricidad pasa a través de los cables o transformadores (Efecto Joule) y la segunda se da porque el medidor no registra el consumo de un suministro ya sea por hurto de energía, por manipulación de equipos, por errores de facturación, etc.
En el Perú, las empresas distribuidoras hacen esfuerzos por reducir pérdidas de energía a través de dispositivos físicos, intervenciones anti robos, rastrillaje, balances de energía, y demás métodos; sin embargo, el problema aún persiste ya que no han considerado factores como una mala administración y la falta de mantenimiento, por ello el indicador de perdidas siguen en un porcentaje alto, esto hace que las empresas tomen mayor importancia en esta área.
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CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL ESTUDIO
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Actualmente la empresa Electrocentro S.A. cuenta con un total de 243 clientes mayores en la UU.NN. Ayacucho, de los cuales 41 suministros en MT vienen siendo medidos en el lado de Baja Tensión.
Aquellos usuarios regulados que se conectan en Media Tensión con tarifa o peaje en MT, pero disponen de un transformador propio MT/BT, ven más simple realizar la medida de consumo de energía en el lado de Baja Tensión, ahorrándose de esta
16 manera la instalación de un transformador de medida de tensión y corriente para la medición en el lado MT.
Las pérdidas de energía eléctrica no técnicas por la medición en clientes mayores en el lado de Baja Tensión después del transformador de potencia están compensadas por el recargo por pérdidas de transformación equivalente a un 2.5 % sin embargo, distintos factores, como la potencia del transformador, el dimensionamiento del transformador, la carga, la distancia de línea desde el punto de entrega a la carga, etc;
hacen que este recargo no sea del todo confiable representando por lo general pérdidas para las empresas distribuidoras.
Adicional a ello, al estar la medición en el lado de BT después del transformador de potencia del usuario y por ende dentro de su propiedad, la mayoría de veces es inaccesible al personal técnico y lecturador para las diferentes actividades que se deben realizar en el suministro como son: el descargo de perfil de carga, la lecturación manual mensual, mantenimientos e intervenciones, inspecciones, etc.
1.2. FORMULACION DEL PROBLEMA
1.2.1. Formulación del Problema General.
¿De qué manera influye, en las pérdidas de energía, la instalación de un transformador de medida de tensión y corriente en el lado de Media Tensión a clientes mayores regulados con medición en Baja Tensión en la U.N. Ayacucho de
17 Electrocentro S.A.?
1.2.2. Formulación del Problema Específico.
¿Qué porcentaje de pérdidas de energía y monetarias representa la medición en el lado de Baja Tensión a usuarios mayores regulados con contrato de entrega en MT de la empresa Electrocentro S.A. en la U.N. Ayacucho?
1.3. OBJETIVOS DEL TEMA.
Los objetivos planteados para el desarrollo de la presente tesis son:
1.3.1. Objetivo General.
Viabilizar la instalación de un transformador de medida de tensión y corriente para la medición en el lado de Media Tensión a usuarios regulados con contrato en MT para sincerar las pérdidas por transformación.
1.3.2. Objetivo Específico.
Determinar el porcentaje de pérdidas de energía por la medición en el lado de Baja Tensión a usuarios regulados con contrato de entrega en MT.
1.4. JUSTIFICACIÓN DEL TEMA.
A diferencia de las pérdidas de energía técnicas, que están identificadas ya que se da por la disipación de energía en forma de calor por los conductores (efecto joule) y por los transformadores haciendo que aunque no es posible su eliminación se puedan
18 reducir, las pérdidas de energía no técnicas son difíciles de detectar ya que no solo se dan por el hurto de energía sino por diversos motivos que conllevan a que la energía disponible de la empresa distribuidora no sea registrada por el medidor y posteriormente no sea facturada. Por ello se hace necesario evaluar las pérdidas de energía que se propone en el presente plan de tesis.
El proyecto que se plantea propone la metodología por la cual determinaremos el porcentaje de pérdidas que representa la medición en el lado de BT a usuario con contrato y tarifa en Media Tensión instalando un equipo transformador de medida de tensión y corriente, esta metodología también podrá ser aplicado en otras zonas y a distintos usuarios mayores regulados.
Lo teórico ya es conocido, la normativa está planteada por lo que nos limitaremos a dar pautas prácticas para llegar a nuestros objetivos.
Las pérdidas de energía no técnicas afectan a las empresas distribuidoras por ejemplo en el aspecto socioeconómico, se afectan las inversiones futuras y puede llegar a la racionalización del uso de la energía. Por otro lado, la falta de inversión en los sistemas de distribución, ya sea remodelación, mantenimiento, etc, conducen al deterioro de la calidad del servicio que se presta.
1.5. LIMITACIONES DEL ESTUDIO
El presente proyecto se limitó a realizar el estudio en el punto de entrega de energía de los usuarios con contrato en Media Tensión, mas no se analizó los componentes
19 dentro de las instalaciones de los usuarios del sistema de utilización (transformador de distribución, líneas, etc).
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CAPÍTULO II
PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA
Las pérdidas de energía eléctrica se relacionan directamente con la gestión de las Empresas Distribuidoras, por lo general con su eficiencia y optimización de los recursos que disponen. En el escenario actual, es sabido que no se puede realizar inversiones en todas las áreas de la empresa, sin embargo, con mínimas inversiones en zonas estratégicas se puede recuperar la inversión en el mejor de los casos a un corto plazo.
21 El no tener el control de las pérdidas eléctricas afecta de inmediato a la empresa concesionaria de distribución, tanto socioeconómicamente, en inversiones futuras y posteriormente en racionalizar el uso de la energía. En consecuencia, una ausencia en la inversión en la distribución y comercialización de la electricidad, conduce a la mala calidad de servicio prestado al usuario, asimismo incrementan las pérdidas de energía eléctrica técnicas y no técnicas, agravando la situación.
Una adecuada gestión y una correcta optimización de los recursos de la empresa deben ser la preocupación y función universal en todas las áreas de la empresa eléctrica.
Generalmente los casos de pérdidas eléctricas no técnicas constituyen la mayor dificultad, donde la energía facturada en un periodo de tiempo no es la real y en ello recaen muchas causas que van desde lo administrativo de una empresa hasta el hurto de energía por parte de los propios usuarios.
2.1. DEFINICIÓN:
Las pérdidas eléctricas se definen, como la energía no aprovechada en cualquiera de las etapas funcionales del sistema de la empresa distribuidora, sumadas a las pérdidas eléctricas no técnicas o también llamadas comerciales, producidas por la no medición y/o facturación de dicha energía a los usuarios que utilizan la energía.
22 2.2. EFECTOS DE LAS PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA
Las empresas eléctricas deciden el control sobre las pérdidas de energía eléctrica. Los efectos y consecuencias que presentan las pérdidas de energía comúnmente afectan lo siguiente:
2.2.1 Consecuencias en la administración técnica-económica de la empresa
El costo de las pérdidas eléctricas es un indicador significativo de la administración técnica-económica de la empresa, por lo que, es de vital importancia saber determinar las consecuencias de las mismas en todas las etapas de la comercialización de la energía hasta llegar a cada usuario. Una vez determinado esto, se podrá tomar decisiones y políticas que permitan controlar de manera estable las pérdidas de energía.
Las consecuencias de no tener un adecuado control de las pérdidas tienen las siguientes consecuencias sobre la gestión empresarial:
Causan pérdidas por ingreso monetario debido a no facturar el consumo de energía por los usuarios.
23 La demanda, actualmente crece pasos agigantados, y para afrontar este crecimiento se necesita indudablemente de inversiones que requieren recursos que la empresa debe disponer; paralelo a ello, la empresa debe planear afrontar las pérdidas de energía eléctrica que subirán por el incremento en la demanda, el problema de no ejecutar estos planes generaría en el personal clave un sentido de frustración que con el tiempo se convertiría en indiferencia facilitándose que los procedimientos y los controles se deterioren produciendo un sentimiento de impotencia en los responsables de determinadas área.
2.2.2. Consecuencias en la seguridad social
Nuestro país atraviesa una crisis generalizada en lo económico, político y moral, traducida en la falta de empleos por la falta de inversión extranjera, es solo uno de los factores para el empobrecimiento de la población y de los usuarios.
Esta situación genera que los usuarios practiquen actos indebidos para evitar pagar las facturas emitidas por la empresa eléctrica por el uso de la energía, manipulando las redes de distribución, los sistemas de medición, las acometidas, etc; que por lo general se encuentran en la vía pública con poca seguridad.
Como si fuera poco, todo esto motiva a que los usuarios que cumplen normalmente con sus obligaciones y pagos de sus consumos se vean incitados a apropiarse de manera gratuita de
24 la energía, o de hacer actos irregulares con tal de que los sistemas de medición no registren el consumo real.
2.2.3. Consecuencias en lo ético y moral
El hurto de energía eléctrica a través de conexiones directas y la alteración de los sistemas de medición para no registrar el consumo real, practicado de manera indiscriminada y con una impunidad alta, generan secuelas negativas en la economía de la empresa, constituyendo una falta grave a lo ético y moral en la sociedad.
Esta práctica no solo es característico de usuarios comunes, sino también de industrias y comercios donde lo usual es la de intervenir el sistema de medición de manera profesional para registrar consumos menores a los reales, esto también constituye falta grave ético- moral injustificable incitando a la competencia desleal.
2.3. CLASIFICACION DE LAS PERDIDAS ELECTRICAS
Una de las preocupaciones primordiales de una empresa distribuidora de energía debe ser la de analizar el nivel de pérdidas de energía en el proceso de comercialización, y en los demás sistemas, de manera que se puedan precisar los mecanismos adecuados necesarios para la reducción de dichas pérdidas.
25 Para las empresas eléctricas, se identifican dos tipos de pérdidas de energía eléctrica, que son las técnicas y las no técnicas, las cuales se presentan a continuación de manera general.
Las pérdidas técnicas se generan en los equipos y componentes de los circuitos eléctricos, por ejemplo, en los transformadores de potencia, en las líneas de transmisión, líneas de distribución, bancos de capacitores, etc. La causa de este tipo de pérdidas son los principios de la transformación de la energía eléctrica.
No existe un sistema de distribución eléctrica sin pérdidas de energía, sino al contrario, este tipo de pérdidas no se pueden eliminar del todo, pero si estos indicadores de pérdidas de energía son muy altos significa que no se tiene la adecuada ingeniería aplicada en dicho sistema, por tanto, ya se tiene un problema para la empresa eléctrica.
Sin embargo, lo que se ha convertido en un gravísimo problema para las empresas eléctricas son las pérdidas no técnicas.
La clasificación de las pérdidas de energía se puede visualizar en el siguiente cuadro:
26 Figura 1: Clasificación de las Pérdidas de Energía.
Fuente: Elaboración propia
2.4. PERDIDAS TECNICAS
Las empresas eléctricas son las encargadas de dar servicio eléctrico a sus clientes que lo requieran y que además estén dentro de la concesión de la distribuidora y lo deben hacer de tal forma que tanto ellas como sus clientes queden satisfechos, las empresas distribuidoras de energía, normalmente administran las líneas secundarias que son aéreas en su mayoría, los transformadores y demás elementos.
Normalmente los sistemas secundarios están compuestos en su totalidad por líneas aéreas por las cuales circulan las corrientes necesarias para suplir la demanda de potencia.
27 Las pérdidas técnicas están enlazadas a la energía consumida en los procesos de generación, transmisión y distribución, esta energía no llega a ser facturada por la empresa distribuidora, por lo que le corresponde minimizar al máximo la energía consumida en los procesos mencionados, depende principalmente de la ingeniería aplicada en las instalaciones eléctricas. La mayor cantidad de pérdidas se presenta en la transmisión por el Efecto Joule y el Efecto Corona.
Figura 2: Efecto corona en líneas de transmisión
Fuente: Ing. Alberto Tama Franco (MGE, MBA Asesor de la Gerencia General de la Corporación Eléctrica del Ecuador), REVISTA CRIEEL ed. 33
28 Figura 3: Efecto corona, el fenómeno de luz violeta, ruido sibilante y producción de gas ozono en una línea
aérea de transmisión.
Fuente: facebook.com/AllAboutEEE, electricosaficionados.blogspot.com
2.4.1. Clasificación de las Pérdidas Técnicas
Este tipo de pérdida es la energía desperdiciada y que no se utiliza de manera alguna, como ya se mencionó, estas pérdidas están presentes en todos los niveles desde la generación hasta la utilización de la energía, las pérdidas técnicas se clasifican en pérdidas en vacío y pérdidas en carga.
2.4.1.1 Pérdidas en Vacío
29 Las pérdidas en vacío no dependen de la demanda, sino que obedecen primordialmente a la variación de tensión en el sistema, este tipo de pérdidas se ven en los equipos como los transformadores eléctricos y demás maquinas.
Las corrientes de Foucault y de Histéresis provocan las pérdidas en vacío, en estas pérdidas también se incluyen las pérdidas por efecto corona, las mismas que se dan en sistemas de voltaje más elevados.
2.4.1.2 Pérdidas en carga
Este tipo de pérdidas si dependen de la demanda y a su variación, son pérdidas producidas por el Efecto Joule, dadas en las líneas que componen el sistema eléctrico, dado que cada componente tiene una resistencia determinada y al pasar la corriente se genera pérdida de energía manifestada en forma de calor.
2.4.2. Causas de las Pérdidas Técnicas
La principal causa de las pérdidas técnicas son las ocasionadas por el transporte de la energía a través de los elementos eléctricos, debido a la resistencia al paso de la corriente eléctrica que cada elemento presenta, la energía se disipa en forma de calor (efecto Joule).
30 Dado que el presente trabajo pretende analizar las pérdidas no técnicas, nos reservaremos en detallar los diferentes tipos de pérdidas técnicas de energía.
2.5. PERDIDAS NO TECNICAS
En realidad, las pérdidas no técnicas de energía que se dan en la empresa distribuidora, no es una pérdida de energía real, puesto que la energía es aprovechada por alguien para una determinada actividad, sin embargo, no es facturada, o es facturada solo una parte del consumo generándose perjuicio en contra de la empresa eléctrica.
De esta manera, la energía que no se factura, más las deudas incobrables, más los gastos por gestión de morosidad, representarían las pérdidas no técnicas de una empresa eléctrica.
2.5.1. Causas de las Pérdidas no Técnicas
Las causas de las pérdidas no técnicas se describen a continuación:
Suministro de Energía. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por las conexiones clandestinas y las conexiones directas.
31
Detalle de suministros. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por el desconocimiento de la empresa eléctrica de los datos administrativos, técnicos y comerciales de sus usuarios, o por datos erróneos de los mismos, generando pérdidas no técnicas por error en tarifas o tipos de suministros.
Medición de consumos. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por el error en la medición de consumos, estimaciones, medidores averiados, medidores manipulados, etc.
Facturación de energía. - En esta etapa las pérdidas no técnicas se dan por error en la facturación de energía ocasionada por la lentitud de sistema, error de digitación, error de aplicación de pliegos tarifarios, etc.
Cobranza. - En esta etapa las pérdidas no técnicas son debido a la falta de pago por
parte del usuario, es sabido que los indicadores de pérdidas de energía son mensuales por lo que la falta de pago de un mes de los usuarios ya constituye perdida para la empresa, las gestiones de reclamos y errores de facturación también agravan la situación en esta etapa.
2.5.2. Efectos de las Pérdidas no Técnicas
La consecuencia de tener pérdidas de energía no técnicas repercute significativamente en la economía de la empresa eléctrica, generándose una menor disponibilidad de la capacidad instalada, menos ingresos por las facturaciones a los usuarios, mayor compra de energía
32 para el abastecimiento de la demanda, costos altos en mantenimiento de las redes secundarias, etc.
Todo lo mencionado líneas arriba traen como consecuencia que se tenga que pagar montos mayores por el transporte de energía a la par se afecta la vida útil de los elementos eléctricos, teniéndose que invertir más en reemplazar la infraestructura eléctrica.
2.5.3. Clasificación de las Pérdidas No Técnicas
Tomando en cuenta la naturaleza y origen de las pérdidas eléctricas, se pueden organizar de la siguiente manera:
2.5.3.1. Administrativas
a) Pérdidas por administración
Estas pérdidas no técnicas se relacionan directamente con el área de facturación, por lo que dicha área debería elaborar un plan y ejecutarlo de manera que se reduzcan al máximo este tipo de pérdidas. Las pérdidas por administración se generan por la energía que no se registra para la facturación posterior, se deben principalmente a:
33 a) Error de medida
b) Error de registro de consumo como puede ser:
Suministros instalados, pero no descargados en el sistema.
Suministros no dados de alta en el sistema.
Reaperturas de suministro eléctrico no descargados en el sistema, los mismos que generan la acumulación de consumos.
Error de información de suministros para la facturación.
Errores de lectura.
Acumulación de consumos.
b) El fraude legal
Este tipo de pérdidas se dan por la falta de control y supervisión por parte de la empresa eléctrica, y que se extiende de manera rápida. Se da cuando existe un acuerdo entre el usuario y algún trabajador de la empresa de manera que mensualmente se lectura y/o factura un consumo menor al real.
La supervisión periódica en campo ayudaría a detectar este tipo de pérdidas, asimismo otros mecanismos como la rotación de lecturadores, cambio de lecturadores, supervisión de consumos ceros, etc., ayudarían a reducir este tipo de pérdidas.
34 2.5.3.2. Accidentales
a) Pérdidas por error en el equipo de medición
Las pérdidas por error en el sistema de medición se dan por fallas propias del medidor, ya sea por cumplir con su vida útil, o por fallas atribuibles al sistema eléctrico.
Este tipo de pérdidas se detectan por intervenciones a los suministros realizadas por la empresa eléctrica, por reclamos efectuados por el usuario, por contraste de medidor por resolución y norma, etc.
2.5.3.3. Por Hurto de energía
El sistema de medición de los suministros está conformado principalmente por el medidor ya sea electrónico o electromecánico generalmente, se dice generalmente ya que para usuarios con algunas tarifas se requiere medidores multifunción con capacidad para registrar demanda y otros parámetros; el objetivo del medidor es el de medir el consumo de energía de un suministro, sin embargo, el medidor, por diversos factores que veremos, no registra el verdadero consumo, generando el principal problema de toda empresa eléctrica, las pérdidas de energía eléctrica no técnicas.
a) Pérdidas por manipulación de medidor
35 La manipulación de la placa del medidor para que éste registre un consumo mucho menor de la real, es casi el más profesional, ya que para que se logre ello, se requiere retirar el medidor de la caja porta medidor, llevarlo a un taller electrónico y ejecutar la manipulación en la placa del medidor, para luego volver a colocarlo en el suministro. Este tipo de hurto de energía se detecta mediante el balance de cargas por subestación, o aún más seguro con el pinzado en la bajada de la acometida antes del medidor y después del medidor, esto con el fin de que, si el pinzado antes del medidor y después del medidor no son iguales quiere decir que existe algún tipo de manipulación en el medidor.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor y del medidor.
b) Borneras puenteadas
Este tipo de hurto de energía, se basa en colocar un puente en la parte inferior de la bornera del medidor uniendo la entrada de la corriente con la salida para que no circule corriente alguna por la bobina del medidor, consecuentemente el medidor no registra el consumo real del suministro, el calibre del conductor de dicho puente determina que tanta energía deja de ser registrada por el medidor.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor y del medidor.
36 c) Desconexión de las bobinas internas
Este tipo de hurto de energía, consiste en seccionar la alimentación de las bobinas de tensión del medidor.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor y del medidor.
d) Cojinetes apretados
Este tipo de hurto de energía, se da en los medidores electromecánicos manipulando la base del cojinete presionándolo para que el disco no gire de manera normal, con esta manipulación, el medidor no registra más del 45% del consumo real del suministro.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor y del medidor, también se malogra el equipo de medición.
e) Engranaje integrado dañado
Este tipo de hurto de energía, se da en los medidores electromecánicos, consiste en manipular el engranaje integrado, limándolo o cortándolo para que por un intervalo de tiempo no se accione los engranajes y en consecuencia no se accione el contador y los números del integrado; pasado el fragmento del engranaje limado o cortado,
37 este se accionara normalmente, la energía consumida dejado de registrar depende del fragmento dañado del engranaje.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor y del medidor.
f) Otros tipos de hurtos de energía
Existen diversos métodos por los que se puede manipular el sistema de medición, otros tipos de hurto de energía más elementales se basan por ejemplo en taladrar la tapa del medidor para instalar alambres finos imposibilitando el normal funcionamiento del medidor, otro tipo de hurto es el de agregar pegamento en el contometro del medidor electromecánico para mantener fijo los números del contometro y no registrar el consumo de energía.
Para realizar esta acción se viola los precintos de seguridad de la caja porta medidor y del medidor, también se malogra el equipó de medición.
g) Pérdidas por conexiones directas
Este tipo de hurto de energía, se define como la intromisión intencional en la red de baja tensión, también están considerados los que se conectan a la acometida de un suministro antes de la llegada al medidor, se diferencian los siguientes tipos de hurto de energía:
38 Hurto de energía por conexión clandestina. – Este tipo de hurto de energía se da
por la conexión directa a la red (sin sistema de medición) de usuarios sin contrato de suministro, en consecuencia, el consumo de energía no es registrada por ningún sistema de medición generando pérdidas de energía para la empresa distribuidora.
Dentro de este tipo de hurto podemos diferenciar por ejemplo a los usuarios cuyo suministro de energía fueron retirados por deuda pendiente con la empresa, también a usuarios con viviendas en proceso de construcción que requieren la energía por un periodo de tiempo limitado.
Las conexiones clandestinas por lo general no cumplen con norma técnica alguna, su singularidad se aprecia por conexiones hechas con conductores inapropiados.
Asimismo, es preciso señalar que, cada tipo de hurto de energía, así como la falta de registro de consumo de energía de un suministro, se pueden recuperar siempre en cuando la empresa eléctrica se apegue a la normativa vigente (NORMA DGE
“Reintegros y Recuperos de Energía Eléctrica”), la misma que considera diferentes causales para el recupero de energía eléctrica.
2.6. PERDIDAS DE POTENCIA EN EL TRANSFORMADOR
Es sabido que un transformador real está lejos de comportarse como transformador ideal, esto debido a que aparecen efectos tanto en el circuito eléctrico como en el magnético que disminuye la eficiencia del transformador.
39 Las pérdidas en el transformador constituyen un tema crítico, ya que estos problemas han sido estudiados ya mucho tiempo concluyendo que es imposible eliminar estas pérdidas, sin embargo, se pretende reducir al máximo las pérdidas en el transformador.
Los transformadores de potencia tienen perdidas de energía por diversos motivos, pero todas estas pérdidas se presentan en forma de calor cumpliendo con el principio de la conservación de la energía.
Para evaluar las pérdidas en un transformador es preciso y conveniente analizar al circuito eléctrico y al circuito magnético por separado, ya que cada uno de estos presenta pérdidas por diferentes circunstancias.
2.6.1. Circuito Magnético
El circuito magnético está relacionado directamente con el núcleo del transformador, por el material de su construcción, en ese sentido, las pérdidas en el circuito magnético de un transformador son constantes, puesto que no dependen de la carga, de la tensión, numero de espiras, bobinado, etc.
Las pérdidas en el circuito magnético son de tres tipos: ciclo de Histéresis, Corrientes parasitas, y flujos dispersos.
Ciclo de Histéresis
40 Las pérdidas por el ciclo de histéresis se explica dado que cuando al núcleo del transformador, que es un material ferromagnético, se aplica un campo magnético creciente, este material se imanta hasta saturarse obteniéndose una primera curva de imantación, luego cuando el campo magnético decrece hasta anularlo, el material no se desimanta de igual modo, quedando una imantación remanente convirtiéndose el material en un imán permanente; al invertir el campo magnético se consigue anular la imantación por completo.
Para terminar el ciclo se aumenta el campo magnético.
La no reversibilidad de los materiales ferromagnéticos se denomina ciclo de histéresis, el área encerrada por la curva de histéresis es directamente proporcional a la energía que se pierde en forma de calor.
Al material con la capacidad de imantarse y desimantarse de manera rápida se le denomina material “blando”, y por el contrario al material que no tiene esta capacidad se denomina material “duro”.
Figura 4: Ciclo de Histéresis en los materiales
Fuente: Elaboración propia
41 Con el fin de reducir estas pérdidas de energía es necesaria la utilización de materiales ferromagnéticos blandos con costos bajos, un material que cumple estos requisitos en el hierro silicio ideal para la construcción de transformadores, motores, generadores, etc.
Corrientes Parasitas
Cuando al transformador se incita con un campo magnético, en el material aparece una fem inducida, por la ley de Faraday, dando lugar a corrientes parasitas que circulan por el material.
Figura 5: Corrientes parasitas en un conductor
Fuente: Pérdidas de Potencia en el transformador – Luis Zhunio, Adrian Moscoso, Kevin Jaramillo
Dado que el material mostrado en la imagen es macizo, la resistencia que presenta es demasiado baja incrementándose las corrientes, en consecuencia, la fuerza magnetizante se debilita incrementando la corriente en el primario aumentando significativamente las pérdidas en el transformador.
42 Con el fin de reducir estas pérdidas es necesario ofrecer la máxima resistencia a estas corrientes parasitas para lo cual los fabricantes construyen el núcleo del transformador en láminas enchapadas, de esta manera las corrientes alcanzan menor valor dado que tienen menor sección.
Figura 6: Núcleo de transformador de tipo laminas enchapadas
Fuente: Pérdidas de Potencia en el transformador – Luis Zhunio, Adrian Moscoso, Kevin Jaramillo
Flujos dispersos
El flujo magnético inducido en el núcleo del transformador circula por todo su interior, el mismo que se dispersa en pequeñas cantidades dándose una pérdida de potencia, ya que el flujo no llega en su totalidad al segundo devanado; estas pérdidas se dan principalmente en los bordes del núcleo.
43 A fin de reducir estas pérdidas, los fabricantes diseñaron tipos de núcleo que evitan que el flujo inducido se disperse, haciendo que estos flujos no se encuentren con bordes y en otras ocasiones los dividen, y una vez divididos estos flujos se dispersan en menores cantidades.
Figura 7: Núcleo de transformador tipo columna y acorazado.
Fuente: Pérdidas de Potencia en el transformador – Luis Zhunio, Adrian Moscoso, Kevin Jaramillo
Actualmente el transformador con núcleo acorazado es el más utilizado debido a que el flujo es dividido en dos, el flujo ya dividido no se dispersa demasiado ya que los bordes no son rectos si no curvos, de esta manera se evita en gran manera las pérdidas por flujos dispersos.
2.6.2. Circuito Eléctrico
Estas pérdidas no son constantes ya que el circuito eléctrico está relacionado directamente con la carga, los voltajes y las corrientes; estas pérdidas se dan en el bobinado del núcleo.
44 Las pérdidas en el bobinado se dan por el efecto Joule (potencia de perdidas es igual al cuadrado de la corriente por la resistencia), por lo que para disminuir al máximo las perdidas en el transformador se deberán reducir la resistencia de las bobinas.
Los fabricantes entonces deberán utilizar un material muy buen conductor y de sección transversal grande, el cobre es la mejor opción por su conductividad, sin embargo, si se utiliza alambres con grandes secciones serán difíciles de manipular al momento de construir el transformador, entonces no es conveniente usar alambres de gran sección.
2.6.3. Medición de las pérdidas en los transformadores
Pérdidas en el Hierro
Las pérdidas en el hierro pueden ser medidas mediante la prueba de vacío, se alimenta al transformador en vacío y la potencia consumida en ese momento corresponderá a las pérdidas en el hierro.
Pérdidas en el cobre
Estas pérdidas son el total de potencia perdida en el bobinado del transformador funcionando con carga nominal. Para determinar las pérdidas en el cobre se realiza mediante la prueba de cortocircuito, se alimenta el primario con una tensión tal que en el secundario cortocircuitado circule corriente nominal, la potencia consumida en ese momento corresponderá a las pérdidas en el cobre.
Las pérdidas totales en un transformador será la suma de las pérdidas en el núcleo más las pérdidas en el cobre.
45 2.7. TRANSFORMADOR MIXTO DE TENSION Y CORRIENTE (TRAFOMIX)
El transformador mixto o más conocido como trafomix es un equipo que contiene integrado los transformadores de tensión y corriente necesarios para la medición y/o protección en MT, estos transformadores pueden tener varias relaciones en tensión y corriente como por ejemplo 22.9-13.2/0.220kV, 25-50-100/5A, estos cambios de relación se hacen en la caja de baja tensión.
Figura 8: Trafomix trifásico instalado en el suministro AEROPUERTOS ANDINOS DEL PERU en la ciudad de Huamanga Ayacucho
.
Fuente: Electrocentro S.A.
46 Anteriormente, para realizar la medición en Media Tensión se requería de un banco de medición formado por lo general de 03 transformadores de tensión y 03 transformadores de corriente, teniendo que hacer conexiones con cruces de conductores y demandando un gran espacio, resultando peligrosos. En la imagen se aprecia dicho banco de medición con 6 transformadores en total, conectados en estrella.
Figura 9: Banco de 03 transformadores de tensión y 03 transformadores de corriente
Fuente: Trafomix. - Ing. Abel C. Catay Buitron
El trafomix integra los transformadores de tensión y corriente en un solo equipo haciéndolo menos peligroso y menos tedioso en su instalación y mantenimiento.
47 Figura 10: Trafomix monofásico instalado en el suministro de América Móvil en la localidad de Socos,
Ayacucho
Fuente: Electrocentro S.A.
Figura 11: Placa de Trafomix monofásico instalado en el suministro de América Móvil en la localidad de Socos, Ayacucho
Fuente: Electrocentro S.A.
48 Figura 12: Esquema de conexionado de Trafomix monofásico instalado en el suministro de América Móvil en
la localidad de Socos, Ayacucho
Fuente: Electrocentro S.A.
2.7.1. Selección de trafomix
Relación de Tensión
La relación de tensión se considera de acuerdo a la tensión entre líneas del sistema, usualmente, para el lado de media tensión se tiene los valores de 10, 13.2, 22.9 kV mientras que en el lado de baja las tensiones comunes son 220, 120, 110 V.
Relación de corriente
Para esta relación se considera la corriente de la carga, normalmente en el lado de baja se tiene las corrientes de 5 o 1 A.
49 Figura 13: Placa de trafomix trifásico en almacén
Fuente: Electrocentro S.A.
Los niveles de aislamiento de estos transformadores se rigen por las normas IEC. Sin embargo, se puede elevar este nivel de aislamiento de los trafomix cuando se desea instalar a más de 1000 msnm o en zonas donde existe alta polución.
Respecto a la clase de precisión de los trafomix, normalmente es 0.2 tanto para las bobinas de tensión y corriente, sin embargo, para cuestiones de protección se suele tener clase 0.1.
50 2.8. Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”
ASPECTOS GENERALES
2.8.1. Definiciones:
Usuarios en Media y Baja Tensión
La presente normal establece que los usuarios que estén empalmados a redes con tensión superior a 1 kV y menores a 30 kV serán usuarios en Media Tensión, mientras que los que estén conectados a redes con tensión inferior o igual a 1 kV son usuario en Baja Tensión.
Los usuarios en MT que no tienen el sistema de medición adecuada, pueden solicitar realizar la medición en el lado de Baja Tensión después del transformador de potencia, por lo que la distribuidora estará autorizada a cobrar un recargo por las pérdidas de transformación, este recargo es del 2.5%, que se aplica al consumo total en potencia y energía activa y reactiva, sin embargo, la empresa distribuidora puede proponer un valor diferente al Osinergmin sustentándolo con el promedio de mediciones a todos los usuarios en Media Tensión que se estén midiendo en Baja Tensión por el periodo de un año como mínimo.
51 Para los usuarios conectados en MT la tarifa aplicable se da con el criterio regulado de precio a nivel de generación y peajes de transmisión hasta los precios en barra, siempre que no usen instalaciones de distribución.
Usuarios con tensiones superiores a 30 kV
Para estos usuarios las tarifas seguirán criterios regulados de precio a nivel de generación y peajes de transmisión en el nivel de tensión correspondiente.
Usuarios prepago
Estos clientes son aquellos suministros en BT que realizan el pago del servicio eléctrico antes de su uso, siempre que cuenten con la medición adecuada.
El usuario deberá acercarse a oficinas de la distribuidora y comprara una cantidad de energía sin fecha de vencimiento, el mismo que podrá usar con las limitaciones de máxima potencia, una vez que se agota esta energía adquirida, el suministro suspenderá el servicio hasta que el usuario obtenga mas energía, esta suspensión de servicio no podrá tomarse como una interrupción de servicio.
Usuarios temporales
52 Estos usuarios son aquellos que necesitan energía eléctrica por un limitado periodo, como son por ejemplo eventos, ferias, circos, obras de construcción etc. El costo de conexión lo cubrirá el usuario y no excederá los costos regulados por el Osinergmin.
Usuarios provisionales
Son usuarios que están ubicados en zonas sin habilitación urbana que están conectados en BT de manera colectiva.
Horas Punta y Fuera de Punta
Horas de punta (HP) es el intervalo de tiempo comprendido entre las 18:00 a 23:00 horas de cada día, sin embargo, si el medidor tiene la capacidad, se exceptuará los domingos y los feriados con antelación, asimismo, las horas fuera de punta (HFP) son las horas diferentes a las horas de punta indicadas en el punto anterior.
Potencia Instalada, Potencia Conectada y Potencia Contratada
La potencia instalada, se refiere a la suma de potencias activas nominales de todos los equipos eléctricos que se alimentan de un suministro.
La potencia conectada es la potencia máxima que el usuario solicita a la empresa concesionaria, la conexión eléctrica debe soportar esta potencia conectada.
53 La potencia contratada es aquella potencia activa máxima que es convenida entre el usuario y la empresa distribuidora mediante un contrato.
Demanda Máxima Mensual, en Horas Punta y Fuera de Punta
La demanda máxima mensual es el valor mas alto de la potencia activa promedio en periodos sucesivos de 15 minutos durante un mes; del mismo modo, en horas punta será el valor mas alto de la potencia promedio en periodos de 15 minutos en las horas comprendidas de 18:00 a 23:00 horas.
Periodo de Facturación
El periodo de facturación es mensual y no podrá ser inferior a los 28 ni superior a los 33 días calendarios, asimismo no deberá existir mas de 12 facturaciones al año. Cuando sea la primera facturación de un suministro nuevo, reinstalación de la conexión, o modificación de conexionado, se podrá aplicar un periodo de facturación no menor de 15 ni mayor de 45 días calendarios.
Los suministros temporales tienen excepción del punto anterior, y la facturación de estos suministros se expresarán en días o meses según el tiempo de contrato.
2.8.2. Opciones Tarifarias
Las opciones tarifarias para usuarios de BT y MT son las siguientes:
54 Figura 14: Opciones tarifarias en Media Tensión
Fuente: Norma N° 206-2013-OS/CD
55 Figura 15: Opciones tarifarias en Baja Tensión (bt2, bt3, bt4, bt5)
Fuente: Norma N° 206-2013-OS/CD
56 Figura 16: Opciones tarifarias en Baja Tensión (bt5, bt6, bt7, bt8)
Fuente: Norma N° 206-2013-OS/CD
2.8.3. Condiciones Generales de Aplicación
Elección de la Opción Tarifaria
De acuerdo a las opciones descritas antes, el usuario podrá elegir cualquiera teniendo en cuenta el sistema de medición y el nivel de tensión correspondiente, esta elección debe ser aceptada por la concesionaria. Así también los suministros temporales podrán acogerse a las tarifas mencionadas.
En cumplimiento al Código de Protección y Defensa del Consumidor, la distribuidora, y siempre que el usuario lo solicite, deberá proporcionar de forma gratuita la información necesaria para la elección de la tarifa por parte del usuario.
57
Vigencia de la Opción Tarifaria
La opción tarifa elegida por el cliente será valida por un año como mínimo, excepto los suministros temporales, en el cual la opción tarifaria se acordará con la empresa y se expresará en días o años.
La concesionaria avisara al usuario cuya opción tarifaria permita la medición de potencia y energía, la culminación de la vigencia de la opción tarifaria elegida, con una anticipación de 60 días calendarios como mínimo.
Si se hubiere vencido el plazo de vigencia de la opción tarifaria, y si no hubiere solicitud alguna por parte del usuario, la opción tarifaria se renovará por periodos anuales.
Asimismo, para los suministros temporales, la distribuidora deberá comunicar de la terminación de la vigencia de la opción tarifaria solo para usuarios cuya duración de contrato sea mayor a 90 días, vencido el plazo, y no habiendo solicitud alguna por parte del usuario, la concesionaria estará facultada a cortar el servicio eléctrico al suministro temporal.
Cambio de Opción Tarifaria
Durante la vigencia de la opción tarifaria el usuario podrá cambiar su opción tarifaria solo una vez, siempre que tenga la medición de consumo de la nueva opción tarifaria elegida.
El usuario asumirá los gastos de adecuación del sistema de medición, de la conexión, de medición de otros parámetros, de mayor cantidad de cable de acometida, u otros.
Para usuarios temporales, estos no podrán cambiar de opción tarifaria mientras este vigente el contrato de suministro entre el usuario y la empresa distribuidora.
58
Facturación del Cargo Fijo Mensual
El cargo fijo será incluido en la factura del usuario en cada facturación, este cargo es independiente del consumo ya que se facturará incluso si el consumo es cero.
Este cargo está asociado a los gastos por lecturación, procesamiento, emisión, reparto y cobranza de los recibos.
Facturación de Energía Activa
Para facturar la energía activa se multiplica el consumo de energía en kilowatts-hora (kW.h) por el cargo unitario según pliego tarifaria vigente.
Modalidad de Facturación de Potencia Activa para la Remuneración de la Potencia Activa de Generación
Para esta facturación se deberá multiplicar los kilowatts de potencia registrada mensualmente por el precio unitario según cada opción tarifaria y pliego vigente.
Modalidad de Facturación de Potencia Activa para la Remuneración de la Potencia Activa de uso de las redes de Distribución
Para esta facturación se da mediante la potencia variable, la misma que se determina por el promedio de las 2 mayores demandas máximas en los últimos 6 meses incluido el mes que
59 se factura; en caso el usuario tenga menos de 6 meses se empleara los meses disponibles o solo el mes disponible.
Derechos Otorgados por la Potencia Contratada
Cada usuario tiene la potestad de utilizar la potencia contratada sin restricciones durante este vigente el contrato con la concesionaria.
Facturación de Energía Reactiva
Esta facturación de energía reactiva se incluirá en las tarifas BT2, BT3, BT4, MT2, MT3 y MT4 según lo mencionado a continuación:
El consumo de energía reactiva inductiva será sin costo alguno hasta el 30% de la energía activa total mensual; asimismo para el consumo de energía reactiva que exceda el 30% de la energía activa total se obtendrá multiplicando el exceso por el costo unitario considerando la tarifa vigente.
Para el caso de la energía reactiva capacitiva, no esta permitido inyectar dicha energía a la red, por lo que la empresa distribuidora coordinará con el usuario a fin de corregir la situación, de no corregirse esta situación la concesionaria estará facultada a facturar el total de la energía reactiva capacitiva por el doble de la tarifa definida para el costo asignado a la energía reactiva inductiva.
Facturación en un Mes con Dos o Mas pliegos tarifarios
60 En el caso que en un periodo de facturación se presenten dos o mas pliegos tarifarios, se calcula el monto a facturar proporcional a los días con cada pliego, para ello se definirá un pliego con los cargos ponderados en función al numero de días de vigencia de cada pliego.
Historial de Consumo del usuario
La empresa distribuidora incluirá en cada recibo el historial de consumo de los 12 ultimos meses, asimismo incluirá la evolución de las magnitudes eléctricas necesarias para la facturación mensual.
En caso el medidor disponga de memoria masa, el usuario podrá solicitar esta información dado que estará disponible por 2 años como mínimo.
2.9. FORMULACIÓN DE LA HIPÓTESIS.
2.9.1. Hipótesis General.
Planteado el problema, la instalación de un transformador mixto de medida de tensión y corriente en el punto de entrega a usuarios regulados conectados en MT, permitirá la medición del consumo antes del transformador de potencia propio del usuario,
61 verificándose con los consumos posteriores la variación respecto a las pérdidas en el transformador de potencia.
2.9.2. Hipótesis Específicos.
Determinando el porcentaje de las pérdidas de energía por medición en Baja Tensión a un determinado número de usuarios con contrato de entrega de energía en MT, se podrá verificar si concuerda con lo propuesto en la Norma de “Opciones tarifarias y condición de aplicación de tarifas a usuarios finales”, así mismo se podrán estimar las pérdidas en todos los usuarios MT.
2.10. IDENTIFICACION DE VARIABLES
2.10.1. Variable Independiente
Medición del consumo de energía y potencia.
2.10.2. Variable Dependiente
Pérdidas de Energía en el suministro 77773719
62 2.11. OPERACIONALIZACION DE VARIABLES
Tabla 1: Operacionalización de variables
HIPOTESIS VARIABLES DIMENSIONES INDICADORES UNIDADES
Evaluación de pérdidas de energía no técnicas, es decir energía no facturada, por medición en el lado de Baja Tensión a clientes mayores
regulados con contrato de entrega en MT a través de la instalación de un transformador mixto de medida de tensión y de corriente que permitirá sincerar las pérdidas y verificar el margen de error
1. Variable Independie nte
Medición de consumo de energía
Condición Inicial
Medición de consumo de energía en el lado de Baja Tensión
Kilowatt hora
Condición Final
Medición de consumo en el lado de MT a
través de
transformador mixto de medida de tensión y corriente
Kilowatt hora
2. Variable Dependien te
Pérdidas de
Energía no aprovechada
Porcentaje de corriente no registrado
respecto a la carga total
Amperios
Porcentaje de Potencia no registrada
Kilowatt
63 respecto al factor
aplicado
conforme a la Norma
“Opciones
tarifarias y condiciones de aplicación de tarifas a usuario final”
energía eléctrica
Porcentaje de energía no registrada
respecto al consumo total
Kilowatt hora
Fuente: Elaboración Propia
64
CAPÍTULO III
METODOLOGIA DE INVESTIGACION
3.1. TIPO DE INVESTIGACION:
El tipo de investigación desarrollada en la presente tesis es del tipo aplicada, dado que se centrará en la resolución de problemas en un contexto determinado, busca emplear y/o aplicar conocimientos con el fin de implementar al área de trabajo para mejorar indicadores en la empresa.
3.2. NIVEL DE INVESTIGACION:
