Proyecto: Estimación de pérdidas técnicas en baja tensión

Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería

Escuela de Ingeniería Eléctrica

IE – 0502 Proyecto Eléctrico

ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN BAJA TENSIÓN

Por:

SUSANA UGARTE MOREIRA

Ciudad Universitaria Rodrigo Facio

Agosto del 2012

ii

ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN BAJA TENSIÓN

Por:

SUSANA UGARTE MOREIRA

Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica

de la Facultad de Ingeniería

de la Universidad de Costa Rica

como requisito parcial para optar por el grado de:

BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

Aprobado por el Tribunal:

_________________________________ Ing. Marta Garro Rojas

Profesor Guía

_________________________________ _________________________________ Ing. Wagner Pineda Rodríguez Ing. Jeffry Murillo Arguedas

Profesor lector Profesor lector

iii

DEDICATORIA

Este proyecto se lo dedico a Dios, él es mi fuerza y quién me ha brindado la

oportunidad de estudiar, gracias Dios cada día puedo ver lo bueno que eres. También se lo

dedico a mis padres, por su apoyo en todo momento y por su gran esfuerzo, gracias por

ayudarme a cumplir mis metas y sueños, los amo.

iv

RECONOCIMIENTOS

Le agradezco al departamento de Control de Distribución de la Compañía Nacional

de Fuerza y Luz, S.A, por brindarme la oportunidad de realizar mi proyecto de graduación,

en especial agradezco a la Ing. Marta Garro Rojas.

También agradezco la colaboración de los ingenieros Wagner Pineda y Jeffry

Murillo, por su colaboración y tiempo brindados para el desarrollo del proyecto.

v

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................ X

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................. XIII

NOMENCLATURA ............................................................................... XVII

RESUMEN................................................................................................ XIX

1 INTRODUCCIÓN .................................................................................. 1

1.1 OBJETIVOS ........................................................................................ 3

1.1.1 Objetivo general ................................................................................................. 3

1.1.2 Objetivos específicos ........................................................................................... 3

1.2 METODOLOGÍA .................................................................................. 4

2 DESARROLLO TEÓRICO ................................................................... 7

2.1 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ............. 7

2.1.1 Pérdidas técnicas ................................................................................................ 7

2.1.2 Pérdidas no técnicas ........................................................................................... 9

2.2 DESCRIPCIÓN DE LA CARGA ............................................................. 10

2.2.1 Demanda ........................................................................................................... 10

2.2.2 Factor de carga ................................................................................................ 11

vi

2.2.3 Factor de pérdidas ............................................................................................ 12

2.2.4 Relación entre el factor de pérdidas y el factor de carga ................................ 13

2.3 REPRESENTACIÓN DE LAS LÍNEAS EN LAS REDES DE DISTRIB UCIÓN 14

2.4 PARÁMETROS EN LAS LÍNEAS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓ N ....... 16

2.4.1 Resistencia ........................................................................................................ 16

2.4.2 Inductancia ....................................................................................................... 17

3 METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS

TÉCNICAS EN LOS CIRCUITOS DE BAJA TENSIÓN DE LA RED

DISTRIBUCIÓN. ........................................................................................ 28

4 MODELADO DE LOS CIRCUITOS DE BAJA TENSIÓN EN LA

REDES DE DISTRIBUCIÓN ..................................................................... 36

4.1 MODELADO DE LAS CARGAS EN LOS CIRCUITOS DE BAJA TENS IÓN DE

LA RED DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................... 36

4.2 MODELADO DE LAS LÍNEAS EN LOS CIRCUITOS DE BAJA TENS IÓN DE

LA RED DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................... 38

4.2.1 Configuración trifilar en la red de distribución ............................................... 38

4.2.2 Determinación de los parámetros que conforman las líneas de los circuitos de

baja tensión de la red de distribución. ......................................................................... 41

vii

4.2.3 Comparación de los valores de reactancia inductiva ...................................... 46

5 IMPLEMENTACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN

DE PÉRDIDAS TÉCNICAS. ...................................................................... 54

5.1 MODELADO PARA EL CIRCUITO #1: TRANSFORMADOR SN-1 ........... 62

5.1.1 Modelado de las cargas del circuito #1: transformador SN-1 ......................... 63

5.1.2 Modelado de las líneas del circuito #1: transformador SN-1 .......................... 65

5.2 SIMULACIÓN PARA CIRCUITO #1: TRANSFORMADOR SN-1 .............. 67

5.3 COMPARACIÓN ENTRE LAS PÉRDIDAS REALES Y LAS PÉRDIDAS

ESTIMADAS , CIRCUITO #1: TRANSFORMADOR SN-1 ................................... 72

6 ESTUDIO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN LOS CIRCUITOS

SELECCIONADOS .................................................................................... 76

6.1 CIRCUITO #2: TRANSFORMADOR T38884 ........................................ 76

6.1.1 Modelado para el circuito #2: Transformador T38884 ................................... 81

6.1.2 Simulación para circuito #2: Transformador T38884 ..................................... 82

6.1.3 Comparación entre las pérdidas reales y las pérdidas estimadas, circuito #2:

transformador T38884. ................................................................................................. 86

6.2 CIRCUITO #3: TRANSFORMADOR SN-2 ............................................ 87

6.2.1 Modelado para el circuito #3: Transformador SN-2........................................ 92

viii

6.2.2 Simulación para circuito #3: transformador SN-2 ........................................... 93


transformador SN-2 ...................................................................................................... 98

6.3 CIRCUITO #4: TRANSFORMADOR P33-16775 ................................... 99

6.3.1 Modelado para el circuito #4: transformador P33-167752 ........................... 104

6.3.2 Simulación para el circuito #4: transformador P33-167752 ......................... 106

6.3.3 Comparación entre las pérdidas reales y las pérdidas estimadas, el circuito

#4: transformador P33-167752 .................................................................................. 112

6.4 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LAS PÉRDIDAS REALES Y LAS

PÉRDIDAS ESTIMADAS EN LOS CIRCUITOS . ............................................... 113

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................. 116

7.1 CONCLUSIONES .............................................................................. 116

7.2 RECOMENDACIONES ...................................................................... 117

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................... 119

APÉNDICES ............................................................................................. 122

APÉNDICE 1: ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN EL CIRCUITO #1:

TRANSFORMADOR SN-1, UTILIZANDO CONDUCTOR AAC DE CALIBRE 3/0

AWG EN LOS TRAMOS. ............................................................................ 122

ix

APÉNDICE 2: MEDICIONES DE DEMANDA EN LOS CIRCUITOS DE ESTUDIO .

................................................................................................................. 126

ANEXOS .................................................................................................... 142

x

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Representación de las líneas cortas. .................................................................... 15

Figura 2.2 Conductor análisis de flujo magnético interno. [5] ............................................. 19

Figura 2.3 Conductor análisis de flujo magnético externo. [5] ............................................ 21

Figura 2.4 Configuración de conductores compuestos. [5] .................................................. 23

Figura 2.5 Configuración trifásica disposición asimétrica. [13] ........................................... 25

Figura 3.1 Circuito de baja tensión de la red de distribución. [3] ......................................... 28

Figura 3.2 Ubicación de los circuitos seleccionados. [10] ................................................... 30

Figura 3.3 Circuito #1, transformador SN-1 de 25 kVA. ..................................................... 33

Figura 3.4 Circuito #2, transformador 38884 de 25 kVA. .................................................... 33

Figura 3.5 Circuito #3, transformador SN-2 de 25 kVA. ..................................................... 34

Figura 3.6 Circuito #4, transformador P33-16775 de 50 kVA. ............................................ 34

Figura 4.1 Espaciamiento (en cm) de la configuración trifilar. [17] .................................... 39

Figura 4.2 Cable aéreo tipo triplex. [12] ............................................................................... 40

Figura 4.3 Configuración trifilar con cable triplex [8] ......................................................... 43

Figura 5.1 Perfil de carga circuito #1. .................................................................................. 57

Figura 5.2 Perfil de carga circuito #1, considerando consumo por alumbrado público. ...... 59

Figura 5.3. Perfil de carga mostrando la demanda de cada carga, circuito #1. .................... 60

Figura 5.4. Perfil de carga para los diferentes tipos de cargas, circuito #1. ......................... 60

Figura 5.5 Circuito #1 modelado en el software TINA. ....................................................... 68

xi

Figura 5.6 Simulación del circuito #1 modelado en el software TINA. .............................. 69


Figura 6.2 Perfil de carga circuito #2, considerando el consumo por alumbrado público. .. 79

Figura 6.3 Perfil de carga mostrando la demanda de cada carga, circuito #2....................... 79

Figura 6.4 Perfil de carga para los diferentes tipos de cargas, circuito #2. .......................... 80

Figura 6.5 Circuito #2 modelado en el software TINA. ....................................................... 83

Figura 6.6 Simulación del circuito #2 modelado en el software TINA. ............................... 84


Figura 6.8 Perfil de carga circuito #3, considerando consumo por alumbrado público. ...... 90

Figura 6.9 Perfil de carga mostrando la demanda de cada carga, circuito #3....................... 90

Figura 6.10 Perfil de carga para los diferentes tipos de cargas, circuito #3. ........................ 91

Figura 6.11 Circuito #3 modelado en el software TINA. ..................................................... 94

Figura 6.12 Simulación del circuito #3 modelado en el software TINA. ............................ 95

Figura 6.13 Perfil de carga circuito #4. .............................................................................. 102

Figura 6.14 Perfil de carga circuito #4, considerando el consumo por alumbrado público.

............................................................................................................................................ 102

Figura 6.15 Perfil de carga mostrando la demanda de cada carga, circuito #4. ................. 103

Figura 6.16 Perfil de carga para los diferentes tipos de cargas, circuito #4. ...................... 103

Figura 6.17 Parte superior del circuito #4 modelado en el software TINA. ....................... 107

Figura 6.18 Parte inferior del circuito #4 modelado en el software TINA. ........................ 107

xii

Figura 6.19 Simulación del circuito #4 en el software TINA, mostrando la parte superior.

............................................................................................................................................ 108

Figura 6.20 Simulación del circuito #4 en el software TINA, mostrando la parte inferior.

............................................................................................................................................ 109

xiii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 4.1 Conductores existentes en los circuitos de la red de distribución de baja tensión

en la CNFL, S. A. ................................................................................................................. 40

Tabla 4.2 Especificaciones técnicas para los conductores entre tramos. .............................. 41

Tabla 4.3 Valores de los parámetros XL y R para conductores de los tramos, para el

modelado. .............................................................................................................................. 42

Tabla 4.4 Especificaciones técnicas para cables tríplex, acometidas. [12] ........................... 44

Tabla 4.5 Valores de resistencia y del RMG a utilizar en los cables triplex. ....................... 45

Tabla 4.6 Valores de los parámetros XL y R de los conductores tríplex, para el modelado. 46

Tabla 4.7 Parámetros: XL y R de los circuitos trifilares a 240 V, Guía de transformadores

de distribución. [1] ................................................................................................................ 47

Tabla 4.8 Parámetros: XL y R de los circuitos trifilares, valores calculados. ....................... 48

Tabla 4.9 Comparación de los parámetros: XL y R para los tramos, respecto al fabricante

ABB. ..................................................................................................................................... 49

Tabla 4.10 Parámetros: XL y R de los cables tríplex 240 V, Guía de transformadores de

distribución [1]. .................................................................................................................... 50

Tabla 4.11 Valores calculados de los parámetros: XL y R de los conductores en las

acometidas. ........................................................................................................................... 51

Tabla 4.12 Comparación de los parámetros: XL y R para las acometidas (cable triplex),

respecto al fabricante ABB. .................................................................................................. 52

xiv

Tabla 4.13 Comparación del parámetro XL en las acometidas (cable triplex) respecto al

fabricante CENTELSA. ........................................................................................................ 53

Tabla 5.1 Características principales del circuito #1. ........................................................... 54

Tabla 5.2 Demanda máxima registrada entre los días del 28 de mayo al 1º de junio,

circuito#1. ............................................................................................................................. 55

Tabla 5.3. Mediciones de demanda en el circuito #1. ........................................................... 55

Tabla 5.4 Modelado de las cargas para el circuito #1. .......................................................... 64

Tabla 5.5 Valor de R y XL para el modelado a 240 V del circuito #1. ................................. 66

Tabla 5.6 Pérdidas por segmento en los tramos, circuito #1. ............................................... 70

Tabla 5.7 Pérdidas por segmento en las acometidas, circuito #1. ........................................ 70

Tabla 5.8 Tabla comparativa entre los valores de pérdidas, circuito #1. .............................. 74

Tabla 5.9 Valores de pérdidas reales, considerando el consumo del alumbrado público,

circuito #1. ............................................................................................................................ 75

Tabla 6.1 Características principales del circuito #2. ........................................................... 76


circuito#2. ............................................................................................................................. 77

Tabla 6.3 Mediciones de demanda en el circuito #2. ............................................................ 77

Tabla 6.4 Valor del factor de carga y del factor de pérdidas, circuito #2. ............................ 80

Tabla 6.5 Modelado de las cargas para el circuito #2. .......................................................... 81

Tabla 6.6 Valor de R y XL para el modelado a 240 V del circuito #2. ................................. 82

xv

Tabla 6.7 Pérdidas por segmento en los tramos, circuito #2. ............................................... 85

Tabla 6.8 Pérdidas por segmento en las acometidas, circuito #2. ........................................ 85

Tabla 6.9 Tabla comparativa entre los valores de pérdidas, circuito #2. .............................. 86

Tabla 6.10 Valores de pérdidas reales considerando el alumbrado público, circuito #2. ..... 87

Tabla 6.11 Características principales del circuito #3. ......................................................... 87


circuito#3. ............................................................................................................................. 88

Tabla 6.13. Mediciones de demanda en el circuito #3. ......................................................... 88

Tabla 6.14 Valor del factor de carga y del factor de pérdidas, circuito #3. .......................... 91

Tabla 6.15 Modelado de las cargas para el circuito #3. ........................................................ 92

Tabla 6.16 Valor de R y XL para el modelado a 240 V del circuito #3. ............................... 93

Tabla 6.17 Pérdidas por segmento en las acometidas, circuito #3. ...................................... 96

Tabla 6.18 Pérdidas por segmento en los tramos, circuito #3. ............................................. 97

Tabla 6.19 Tabla comparativa entre los valores de pérdidas, circuito #3. ............................ 98

Tabla 6.20 Valores de pérdidas reales considerando alumbrado público, circuito #3. ......... 99

Tabla 6.21 Características principales del circuito #4. ......................................................... 99

Tabla 6.22. Mediciones de demanda en el circuito #4. ....................................................... 100

Tabla 6.23 Valor del factor de carga y del factor de pérdidas, circuito #4. ........................ 104

Tabla 6.24 Modelado de las cargas para el circuito #4. ...................................................... 105

Tabla 6.25 Valor de R y XL para el modelado a 240 V del circuito #4. ............................. 106

xvi

Tabla 6.26 Pérdidas por segmento en los tramos, circuito #4. ........................................... 110

Tabla 6.27 Pérdidas por segmento en las acometidas, circuito #4. .................................... 111

Tabla 6.28 Tabla comparativa entre los valores de pérdidas, circuito #4. .......................... 112

Tabla 6.29 Valores de pérdidas reales considerando el alumbrado público, circuito #4. ... 113

xvii

NOMENCLATURA

A Ampere

AAC All Aluminum Conductor

AC Corriente Alterna

BT Baja Tensión

CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

Cu Cobre

c/u Cada una

DPANEL Distancia al panel de medidores

F Conductor de Fase

f Frecuencia

FC Factor de Carga

Fpér Factor de Pérdidas

fp Factor de Potencia

Hz Hertz

IEEE Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos

k Kilo

N Conductor de Neutro

P Potencia Activa

Q Potencia Reactiva

R Resistencia Eléctrica

RAC Resistencia Eléctrica en Corriente alterna

S Potencia Aparente

SN Sin Nombre

V Volt

VA Volt-Ampere

xviii

VAr Volt-Ampere Reactivo

W Watt

XL Reactancia Inductiva

Z Impedancia

Ω Ohm

xix

RESUMEN

En el presente documento se muestra la metodología definida para la estimación de las

pérdidas técnicas, en los circuitos de baja tensión de la red de distribución de CNFL, S.A.

Las pérdidas técnicas estimadas corresponden a las pérdidas debidas a los conductores de

los tramos y las acometidas de los circuitos.

Para realizar el estudio de pérdidas se seleccionó una muestra de 4 circuitos de la

CNFL, S.A, en estos circuitos se instaló un equipo de medición en los bornes secundarios

del transformador, y por medio de los medidores de las cargas se obtuvo la energía de

facturación, las mediciones se registraron para un periodo de un mes. Realizando el balance

de energía, fueron obtenidas las pérdidas reales de baja tensión en cada circuito, para

estimar el porcentaje de pérdidas técnicas, se seleccionaron las mediciones en demanda

máxima de un día de comportamiento típico del circuito. Se realizaron los modelados de los

circuitos, al determinar la resistencia y la reactancia inductiva para la configuración trifilar,

a partir del modelado del circuito se realizó una simulación en el software TINA, con la

cual se obtuvieron las corrientes en cada punto del circuito, con la información obtenida se

calcularon las pérdidas técnicas.

Los porcentajes de pérdidas técnicas estimados son menores al 3% en cada circuito,

con el valor de pérdidas en máxima demanda se obtuvieron las pérdidas de potencia

promedio para el circuito, así como las pérdidas de energía diarias, mensuales y anuales.

1

1 Introducción

En los sistemas eléctricos de distribución se presentan dos tipos de pérdidas de

energía, las pérdidas técnicas debidas a todos los fenómenos físicos que se dan en la red, y

las pérdidas no técnicas debido a la energía que no es factura y por la cual la empresa

distribuidora no recibe ninguna retribución económica.

En el caso de las pérdidas técnicas al tener un porcentaje bajo, siendo el nivel

recomendado un valor inferior al 10%, se logra tener una mayor disponibilidad de la

capacidad instalada y minimizar los gastos operativos para un mismo beneficio social y

económico de consumo de electricidad [4]. Por esta razón es de suma importancia conocer

el porcentaje de pérdidas técnicas que se presentan en la red de distribución, para

implementar las medidas que permitan atenuar las pérdidas en el caso de tener altos

porcentajes. Respecto a la CNFL, S. A., para el periodo comprendido entre los años de

1993 y 2005, se ha presentando un valor promedio de pérdidas totales de 8.32% [7].

La CNFL, S. A., cuenta con la metodología para la determinación de las pérdidas

técnicas, que se presentan en los alimentadores y en los transformadores de distribución,

pero en esta metodología no se incluyen los circuitos de baja tensión de la red, ya que las

herramientas computacionales implementadas no cuentan con la información requerida

para la determinación de las pérdidas en este sector. La CNFL, S. A., utiliza el software

Cymdist, con el cual se pueden realizar los estudios necesarios para los cálculos de

pérdidas, pero debido a que esta herramienta no cuenta con los modelos de los circuitos de

2

baja tensión de la red, surge la necesidad de determinar una metodología que permita

realizar las estimaciones de las pérdidas técnicas en estos sectores de la red. Con este

objetivo se investiga sobre las metodologías utilizadas para la estimación de las pérdidas

técnicas en baja tensión, para definir la metodología a utilizar en una muestra de circuitos

seleccionados de la CNFL, S. A.

La metodología adecuada depende de la cantidad de información con que se cuente,

para el desarrollo del proyecto la CNFL, S. A., ha instalado un equipo especial de medición

en los circuitos seleccionados, a través del registro de mediciones que se obtenga del

equipo es posible realizar el balance de energía para la determinación de las pérdidas reales

y los estudios de caracterización de la carga de cada circuito. Además de la información

brindada del equipo de medición, la CNFL, S. A., cuenta con el software Arc View del

cual se obtiene la información necesaria sobre los alimentadores en los circuitos, que

permite determinar los parámetros eléctricos que representan a los alimentadores.

A través de toda la información recopilada se realizan los modelados de los

circuitos muestra, con la representación de los circuitos es posible realizar la estimación de

las pérdidas técnicas.

3

1.1 Objetivos

1.1.1 Objetivo general

• Obtener una metodología que permita calcular las pérdidas técnicas en la red de

baja tensión de la CNFL, S. A.

1.1.2 Objetivos específicos

• Estudiar la teoría sobre pérdidas eléctricas en las redes de distribución.

• Estudiar las diferentes metodologías utilizadas para estimar las pérdidas técnicas en

baja tensión.

• Definir la metodología a utilizar en la estimación de pérdidas técnicas en la CNFL,

S. A.

• Validar la metodología escogida, comparando la estimación teórica con mediciones

directas.

4

1.2 Metodología

La metodología para la elaboración del proyecto se describe a continuación:

1) Investigación y definición de la metodología de estimación de pérdidas

técnicas.

Inicialmente se realiza una investigación sobre las pérdidas presentes en las redes de

distribución, con el objetivo de ubicar y entender claramente las pérdidas técnicas de interés

para el proyecto. También se investiga sobre las diferentes metodologías empleadas en la

determinación de las pérdidas técnicas, para definir la metodología a utilizar en la

estimación de las pérdidas técnicas de los circuitos de baja tensión de la red de distribución

de la CNFL, S.A.

2) Selección de una muestra de circuitos e instalación del equipo de medición.

Para el desarrollo de la metodología de estimación de pérdidas técnicas definida, se

selecciona una muestra de 4 circuitos representativos de la red de distribución en baja

tensión de la CNFL, S.A, en cada circuito se instala el equipo que ha sido seleccionado para

la medición de energía eléctrica, el cual corresponde a medidores tipo Cl 20 de doble

pasada modelo A3. El equipo se instala en los bornes secundarios del transformador de

distribución y se correlaciona con los datos obtenidos de los clientes a partir de las

mediciones efectuadas por los medidores de facturación (a los cuales se les programó el

registro de perfil de carga) de la red AMI (Infraestructura Avanzada de Medición) ubicada

en el sitio del estudio.

5

El objetivo al utilizar este equipo es obtener las mediciones de energía para cada

circuito, en un periodo de tiempo conveniente para el análisis de pérdidas a efectuar,

considerando como un periodo conveniente aquel que permita estudiar el comportamiento

de la carga del circuito, y por lo tanto definir el día en que se presenta la demanda máxima

en un día de comportamiento típico del circuito, es decir que el comportamiento de las

cargas no se vea influenciado por tratarse de una fecha feriada o de fin de semana.

3) Determinación de las pérdidas reales presentes en cada circuito.

Con el equipo instalado se obtiene de manera sincronizada tanto el perfil de carga

totalizado en el transformador de distribución, como en los medidores asociados al

transformador. Comparando ambos valores se puede determinar cuál es la pérdida de

energía existente entre el transformador y lo entregado a cada cliente (es decir lo

facturado), realizando un balance de energía. A esto le llamaremos pérdidas en baja

tensión.

Los valores de pérdidas reales en baja tensión obtenidos representan un total de

pérdidas, por lo cual es necesario implementar la metodología de estimación para

determinar las pérdidas técnicas presentes en los circuitos.

4) Desarrollo de la metodología de estimación de pérdidas técnicas.

El desarrollo de la metodología se efectúa inicialmente para uno de los circuitos

seleccionados, se elige entre todos los días del registro de medición el día en que se

presentó la demanda máxima para realizar la estimación. La estimación de las pérdidas se

6

realizará mediante la elaboración de un modelado el circuito, para lo cual es necesario

determinar los valores de los parámetros que representan las líneas (modelar las líneas de

baja tensión), y a partir de la información de medición del equipo modelar las cargas.

Con el modelado se realiza una simulación en un software adecuado, que permita la

determinación de la información necesaria para la estimación de las pérdidas técnicas, se ha

decidido implementar el software TINA que permite realizar con facilidad las simulaciones

en los circuitos (en flujo para obtener las caídas de tensión en carga máxima, a lo que se

llamará pérdida máxima).

5) Validación de la metodología.

Con los valores de pérdidas reales y los valores de pérdidas técnicas estimados se

realiza la comparación de los resultados para validar el modelado, con la metodología

desarrollada comprobada, se procede a realizar los análisis de pérdidas en todos los

circuitos seleccionados.

7

2 Desarrollo teórico

2.1 Pérdidas eléctricas en los sistemas de distribución

Las pérdidas eléctricas se pueden definir como la diferencia entre la energía

demandada y la energía facturada. Está diferencia abarca las pérdidas totales, es decir

considera las pérdidas de energía no aprovechada debido a fenómenos físicos propios de la

red de distribución (En general todos fenómenos físicos), como las pérdidas debidas a

energía no facturada. De esta forma las pérdidas totales en el sistema de distribución

eléctrico se dividen en pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas.

2.1.1 Pérdidas técnicas

Estas pérdidas se presentan en los conductores y transformadores de los circuitos en las

redes de distribución. Los fenómenos físicos que las originan son:

• Efecto Joule: Disipación de energía originada por el paso de corriente a través de los

materiales conductores.

• Efecto corona: Este efecto se presenta cuando un elevado nivel de intensidad de

campo eléctrico permite la ionización del aire, dando paso a un arco de corriente

provocando así pérdidas.

8

• Corrientes parásitas e histéresis: Se presentan en los materiales magnéticos como

pérdida de energía por disipación de calor. En el núcleo de los transformadores, las

corrientes parásitas son el resultado de la f.e.m inducida en el propio núcleo lo cual

provoca pérdidas por la resistencia del material. En el caso de la histéresis origina

pérdidas al someter al material magnético a recorrer su ciclo de histéresis.

Las pérdidas técnicas a su vez pueden clasificarse en pérdidas variables y fijas:

2.1.1.1 Pérdidas variables

Las pérdidas variables son las que dependen del comportamiento de la carga, por lo

tanto del nivel de corriente. Son las pérdidas producidas debido al efecto Joule, y se van a

originar en los conductores de la red de distribución así como en los devanados de los

transformadores de distribución, en ambos casos las pérdidas se pueden estimar a partir de

la siguiente ecuación:

(2.1-1)

Donde:

Pper= pérdidas de potencia [W]

R= resistencia en elemento [Ω]

I= corriente a través del elemento [A]

9

2.1.1.2 Pérdidas fijas

La pérdidas fijas no dependen del nivel de corriente sino del nivel de tensión, estás

pérdidas serán las originadas por el efecto corona, las corrientes parásitas y la histéresis.

Debido a que las redes de distribución son de bajo nivel de tensión, el efecto corona se

puede despreciar, ya que es un efecto notorio en niveles de alta tensión. Además debido a

que el nivel de tensión se mantiene básicamente constante, estás pérdidas se pueden

considerar constantes.

En los sistemas de distribución se consideran pérdidas fijas las generadas en los

transformadores de distribución debido a las corrientes parásitas y la histéresis.

2.1.2 Pérdidas no técnicas

Las pérdidas no técnicas no representan pérdidas por energía no aprovechada, sino

que corresponden a la energía que no es facturada por la empresa distribuidora y por lo

tanto constituye pérdidas económicas para la empresa. Estás pérdidas pueden obtenerse

como la diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas técnicas.

Una de las causas por las que está energía no es facturada se da por usuarios que no

tienen un contrato con la empresa y se conectan a la red ilegalmente, también en el caso de

usuarios con servicio suspendido y que sin autorización se conectan a la red, en ambas

situaciones la energía consumida no es facturada y por lo tanto representa pérdidas. Otra de

las causas puede darse por problemas en el equipo de medición lo que provoca una mala

10

facturación, incluso equipo de medición que es alterado por los usuarios y por lo cual se da

un reporte erróneo del consumo real.

2.2 Descripción de la carga

2.2.1 Demanda

La demanda representa la máxima potencia suministrada a una carga a través de un

alimentador o circuito específico, por un tiempo corto y un determinado periodo. La

demanda puede ser expresada en las unidades de kW, kVAr, kVA, etc. El periodo donde se

registra el valor de demanda, es denominado intervalo de demanda y es indispensable

indicarlo cuando se hable en términos de la demanda.

Aunque los intervalos de demanda dependen del tipo de carga entre otros factores,

para el caso de la facturación de energía eléctrica es común utilizar un intervalo de 15

minutos. Los equipos de medición por lo general utilizan el valor promedio de demanda

registrado en cada intervalo, reiniciando la medición al terminar el intervalo, si el intervalo

en muy grande por ejemplo 60 minutos, se obtendría un promedio muy lejano al máximo

instantáneo que se pudo presentar, por lo cual lo común es utilizar un intervalo de 15

minutos y en cada intervalo el equipo reinicia la medición.

Como se mencionó anteriormente las pérdidas técnicas pueden ser de tipo variable,

ya que dependen del comportamiento de la demanda la cual define el nivel de corriente en

cada instante, por lo cual al determinar las pérdidas técnicas en la demanda máxima no es

11

correcto generalizar estas pérdidas para todo el intervalo de estudio, sino que es necesario

realizar una caracterización de la carga que permita determinar las pérdidas técnicas

promedio para un circuito en estudio, a partir de las pérdidas determinadas en la demanda

máxima y del perfil de carga en un periodo específico.

La caracterización de la carga de un circuito necesaria para determinar las pérdidas

técnicas promedio se realiza en base al factor de carga y al factor de pérdidas.

2.2.2 Factor de carga

El factor de carga “Fc” se define como la relación entre la demanda promedio de un

intervalo de tiempo específico y la demanda máxima en el mismo intervalo, en la siguiente

ecuación se muestra la relación:

á (2.2-1)

Donde:

Dprom= Demanda promedio en el intervalo de estudio [kW]

Dmáx= Demanda máxima en el intervalo de estudio [kW]

Considerando que la demanda promedio se determina a partir de la demanda medida

en cada instante dentro del intervalo de tiempo de estudio, el factor de carga se puede

expresar con la siguiente ecuación:

∑ á (2.2-2)

12

Donde:

Di= Demanda en cada intervalo de tiempo t [kW]

Dmáx= Demanda máxima en el intervalo de estudio [kW]

T= Intervalo de tiempo de estudio [horas]

El valor del factor de carga se encuentra dentro del intervalo: 0 1, siendo 1

el valor optimo del factor de carga indicando que el valor de demanda máxima es sostenido

a lo largo de todo el intervalo de tiempo, por lo cual al tener un valor alto se indica que el

perfil de carga es muy constante sin mayores variaciones implicando que las pérdidas en

cualquier instante tengan un valor muy cercano a las pérdidas en el instante de demanda

máxima. Al contrario cuando el valor de factor de carga es bajo, se tiene un perfil de carga

con picos y valles pronunciados que implican una gran variación en la demanda y por tanto

en las pérdidas. Es de esperar que un circuito de distribución con clientes residenciales

cuyo perfil de carga tiene muchas variaciones tenga un bajo factor de carga, caso contrario

a un circuito con usuarios de tipo industrial que tienen un alto factor de carga.

2.2.3 Factor de pérdidas

En factor de pérdidas “Fpér” se define a partir de la siguiente ecuación:

é ∑ á (2.2-3)

13

El factor de pérdidas permite determinar el porcentaje de tiempo necesario para que

la demanda máxima obtenga las mismas pérdidas que la demanda real para un intervalo de

tiempo específico.

El factor de pérdidas se puede definir también como la relación entre las pérdidas

promedio y las pérdidas máximas de la siguiente forma:

é á (2.2-4)

Donde:

á= pérdidas en la demanda máxima [W]

= pérdidas en la demanda promedio [W]

2.2.4 Relación entre el factor de pérdidas y el factor de carga

El factor de pérdidas puede determinarse a partir del factor de carga utilizando la

expresión desarrollada por Buller y Woodrow ingenieros de General Electric Company [4],

dicha expresión se muestra a continuación:

é ! " #1 $ !% (2.2-5)

Donde “x” corresponde a un coeficiente que depende de aproximaciones estadísticas

y de las características del sistema, en general su valor siempre es ! & 1. Para el caso de

14

transformadores de distribución se puede utilizar el valor de 0.08 según se determinó en el

artículo [16], pág. 414.

El valor del factor de pérdidas está definido dentro del siguiente intervalo:

é

2.3 Representación de las líneas en las redes de distribución

Las líneas se representan según los parámetros: resistencia, inductancia,

capacitancia y conductancia, parámetros que constituyen el efecto Joule, el campo

magnético, el campo eléctrico así como el efecto corona en su interacción en los

conductores eléctricos. Algunos de estos parámetros se pueden omitir debido a que

representan un efecto despreciable en el modelado de una línea con longitud determinada.

En líneas con longitudes menores a los 80 km consideradas líneas cortas, se puede

despreciar la capacitancia y la conductancia ya que su efecto es muy pequeño, si bien los

parámetros están uniformemente distribuidos a lo largo de las líneas, si se trata de líneas

cortas se pueden considerar parámetros concentrados. En el caso de la conductancia su

valor depende de las fugas de los aisladores y las fugas entre las líneas debido al efecto

corona, implicando que la conductancia sea muy variable a las condiciones atmosféricas.

Respecto a la capacitancia, representa la carga que se almacena entre los conductores

debido a su diferencia de potencial, está carga depende del tamaño y de la separación de los

conductores, produciendo que en líneas cortas se tengan valores despreciables de

15

capacitancia, es en alta tensión donde se tiene el mayor efecto por lo cual la representación

de la capacitancia es muy importante.

Las líneas cortas se modelan empleando solamente los parámetros resistencia e

inductancia, donde la inductancia es un parámetro que depende de la disposición de los

conductores (es decir de la configuración) a diferencia de la resistencia. En los sistemas de

distribución secundarios, las líneas de transporte son de longitud muy pequeña por lo cual

se representan como líneas cortas de la siguiente forma:

Figura 2.1 Representación de las líneas cortas.

Donde:

Ve= tensión entre fase y neutro de envió [V]

Vr= tensión entre fase y neutro de recibo [V]

Z= impedancia en serie de la línea [Ω/m]

R= resistencia [Ω/m]

L= inductancia [H/m]

R L

Ve Vr

Z= R + jw L

16

2.4 Parámetros en las líneas de las redes de distribución

2.4.1 Resistencia

Cuando la energía eléctrica atraviesa los materiales conductores, los electrones

chocan con las partículas que conforman los materiales, y debido a estos choques los

electrones pierden energía que se disipa en forma de calor. La resistencia en un conductor

es la principal causa de pérdida de energía, y está determinada por las propiedades de cada

material. La resistencia se define por la siguiente fórmula a partir de la ecuación (2.1-1):

(2.4-1)

En corriente continua la resistencia se determina de la siguiente fórmula:

'' ( )* (2.4-2)

Donde:

Rcc= resistencia en corriente continua a la temperatura T [Ω]

ρ= resistividad del conductor a la temperatura T [Ω*m]

l= longitud [m]

A= área transversal [m2]

La resistencia en materiales metálicos varía de forma lineal con la temperatura, lo

que permite calcular el valor de la resistencia a una temperatura de interés, a partir del valor

de resistencia a una temperatura conocida y utilizando la siguiente ecuación:

17

" " (2.4-3)

Donde R2 corresponde a la resistencia a la temperatura t2 y R1 la resistencia a la

temperatura t1, t corresponde a una constante de temperatura para cada tipo de material

(t=241 para cobre y t=228 para aluminio, ambos estirados en frío).

La ecuación (2.4-2) permite determinar el valor de resistencia a corriente continua,

pero en el caso de conductores conformados por hilos trenzados el valor real de la

resistencia es un poco mayor, esto debido a que en realidad por la disposición espiral de

cada hilo se tendrá una longitud mayor a la especificada, alrededor de 1 o 2% más.

Otro factor que influye en la determinación del valor de la resistencia es el efecto

piel, efecto que se presenta con el incremento en la frecuencia de la corriente. En corriente

continua este efecto no se presenta por lo que la densidad de corriente se distribuye

uniformemente a través del conductor, pero en corriente alterna la densidad de corriente

tiende a incrementarse hacia el exterior del conductor. En el caso de un conductor con radio

muy grande puede presentar una densidad de corriente oscilatoria.

2.4.2 Inductancia

Para definir la inductancia primero es necesario definir una relación de

proporcionalidad a través de la ley de Faraday y la ley de Lenz:

+ $ ,-, (2.4-4)

18

Donde:

+= f.e.m inducida [V]

-= enlaces de flujo totales [Weber-vueltas]

Debido a que el número de los enlaces de flujo es directamente proporcional a la

corriente que atraviesa al conductor, la f.e.m es directamente proporcional a la velocidad de

variación de la corriente:

+ $. ,/, (2.4-5)

Donde:

L= constante de proporcionalidad (autoinducción) [H]

0 = velocidad de variación de la corriente [A/s]

Al igualar las ecuaciones (2.4-4) y (2.4-5), asumiendo que se tiene linealidad en la

variación entre el número de los enlaces de flujo y la corriente, se obtiene:

. -/ (2.4-6)

Para determinar la inductancia total en una línea es necesario considerar tanto el

efecto debido al flujo magnético interior como el efecto por el flujo magnético exterior.

Inicialmente se determinará la inductancia debida al flujo magnético interior utilizando el

conductor mostrado en la Figura 2.2.

19

Figura 2.2 Conductor análisis de flujo magnético interno. [5]

Considerando la ley de Ampère:

2 34 ,56 7 /' (2.4-7)

Donde:

B= densidad de flujo magnético [T]

s= distancia en el paso [m]

7= permeabilidad absoluta del vacío [H/m]

/'= corriente encerrada [A]

Para el caso en análisis: x < r, se considera una corriente uniforme por lo cual la

corriente encerrada es: /8*8 /'*' 9 /: /': !

20

/' / ! (2.4-8)

Donde:

AT= área total del conductor de radio r [m]

Aenc= área definida por la sección del conductor de radio x [m]

Utilizando (2.4-7) y (2.4-8) se obtiene la densidad de flujo magnético:

3 7 ! /2: (2.4-9)

Con la densidad de flujo se determina el flujo por metro de longitud para el

segmento dx:

,< 3 ,! (2.4-10)

Conocido el flujo se puede determinar los enlaces de flujo interno:

,- /' ,< (2.4-11)

-0 = 7 !> /2: ?@ ,!

Como 7= 4π*10-7 H/m, se obtiene:

21

-0 /2 10AB C#Weber $ vuelta%m N (2.4-12)

Para obtener la inductancia total es necesario obtener los enlaces de flujo debido al

flujo magnético exterior, el análisis se realiza considerando la Figura 2.3:

Figura 2.3 Conductor análisis de flujo magnético externo. [5]

Se utiliza la ecuación (2.4-7) para determinar la densidad de flujo magnético, para

este caso la corriente encerrada es la corriente total i, por lo cual se obtiene:

3 7 /2: (2.4-13)

Análogamente al caso del flujo interno se determina los enlaces de flujo externos

con ecuación (2.4-11) y la densidad de flujo definida por la ecuación (2.4-13):

22

-0 = 7 /2: OO ,!

-0 2 10AB i ln RDDT C#Weber $ vuelta%m N (2.4-14)

Con los enlaces de flujo interno y externo determinados se obtiene el flujo total:

-00UV -0 " -0 (2.4-15)

Y a partir del flujo total se obtiene la inductancia total del conductor utilizando la

ecuación (2.4-6):

.00UV #-00UV%/ WX/ Z (2.4-16)

.00UV 2 10AB R14 " ln DDT

.00UV 2 10AB ln R DD`T (2.4-17)

La ecuación (2.4-17) representa la inductancia total conductor, donde a través de

una simplificación D` D eA/? . Está última expresión es la base para el análisis de

diferentes configuraciones de conductores.

Si se desea determinar la inductancia en una configuración bifásica de conductores

macizos, se utiliza la ecuación (2.4-17) reemplazando D2 por la distancia entre los

conductores de la configuración y D`1 se calcula a partir del radio del conductor. En el caso

23

de conductores compuestos por hilos trenzados helicoidalmente, la ecuación para

determinar la inductancia es:

.00UV 2 10AB ln RDMGRMGT WH/mZ (2.4-18)

Donde:

DMG= distancia media geométrica [m]

RMG= radio medio geométrico [m]

La Figura 2.4 muestra 2 conductores compuestos X y Y compuestos de n y m hilos

respectivamente:

Figura 2.4 Configuración de conductores compuestos. [5]

A partir de la Figura 2.4 se pueden determinar las relaciones para DMG y RMG:

24

ab cd d ef

f`

egh

(2.4-19)

ab cd d ef

f

ehi

(2.4-20)

DMG corresponde a la raíz mn-ésima del producto de las distancias de los n hilos

del conductor X por las distancias de los m hilos del conductor Y, debido a esto también se

conoce como DMG mutua. En el caso de RMG corresponde a la raíz n2-ésima del producto

de la distancia propia del hilo con las distancias respecto a los demás hilos que conforman

el conductor, se conoce también como RMG propia.

2.4.2.1 Enlaces de flujo en líneas trifásicas

En general para determinar los enlaces de flujo en un grupo de “m” conductores se

considera un punto lejano a la configuración un punto llamado “P”, y se utiliza la ecuación

(2.4-15) para obtener el flujo total de un conductor “n” debido a todos los conductores (sin

considerar los flujos más allá del punto P):

-00UV, 2 10AB kil ln RDmD` T " i ln RDmDT ". . "io ln RDomDoTp (2.4-21)

25

Al considerar que la suma de todas las corrientes es cero y que el punto “P” tiende a

alejarse hasta el infinito, la ecuación (2.4-21) que da los enlaces de flujo totales en el

conductor n se puede simplificar y expresar de la siguiente forma:

-00UV, 2 10AB kil ln R 1D`T " i ln R 1DT ". . "io ln R 1DoTp (2.4-22)

En una configuración trifásica se pueden determinar los enlaces de flujo totales en

cada conductor de fase utilizando la ecuación (2.4-22), para su determinación se utiliza la

Figura 2.5:

Figura 2.5 Configuración trifásica disposición asimétrica. [13]

Considerando un valor medio de los enlaces de flujo de la fase A se obtiene:

-q -qAq " -qAr " -qA3 (2.4-23)

-q @tu> k3 iv ln w x`yz " i ln w |~z " i ln w |~zp (2.4-24)

Al considerar que la suma de las corrientes es igual a cero iv $#i " i%:

26

-q 2 10AB iv ln k√a b c D`v p (2.4-25)

Finalmente la inductancia media por fase se obtiene de las ecuaciones (2.4-6) y

(2.4-25):

.00UV, 2 10AB ln k√a b c D`v p (2.4-26)

De la ecuación (2.4-26) se define la distancia media geométrica o DMG por:

DMG √a b c

(2.4-27)

2.4.2.2 Reactancia inductiva

La reactancia inductiva se define en la siguiente ecuación:

X 2π f l WΩ/mZ (2.4-28)

Donde:

f= frecuencia [Hz]

l= inductancia [H/m]

Para determinar su valor se considera una frecuencia de 60 Hz (que corresponde a la

frecuencia del sistema eléctrico de Costa Rica), y es necesario obtener el valor de la

27

inductancia “l” a partir de la ecuación (2.4-18). La reactancia inductiva se puede expresar

de la siguiente forma:

X 0.0754 ln RDMGRMGT WΩ/kmZ (2.4-29)

28

3 Metodología para la estimación de pérdidas técnicas en los

circuitos de baja tensión de la red distribución.

En la siguiente figura se muestra una representación de un circuito de baja tensión de

la red de distribución, los estudios de pérdidas que se realicen en el proyecto se ubican en

circuitos de está forma.

Figura 3.1 Circuito de baja tensión de la red de distribución. [3]

La determinación de las pérdidas eléctricas en los circuitos de baja tensión de la red

de distribución puede obtenerse a partir de la diferencia entre la energía suministrada desde

el transformador de distribución y el total de energía consumida por los clientes, como se

muestra en la siguiente ecuación:

é,/,5 , í í 5 /5, $ í , (3.1-1)

29

Al utilizar la ecuación (3.1-1) se obtienen las pérdidas totales es decir las pérdidas

técnicas y las no técnicas, de forma que la ecuación no brinda información de interés sobre

los elementos donde se están presentando las pérdidas y su ubicación en los circuitos.

Para la estimación de pérdidas técnicas en los circuitos secundarios de distribución

de la CNFL, S.A, se seleccionó una muestra de 4 circuitos ubicados en Sabana Oeste, San

José costado oeste del Plantel Anonos de la CNFL, S. A., en la Figura 3.2 se muestra a

través de Google Maps [10] la ubicación de los circuitos seleccionados, se han señalado en

diferentes colores y con la información del transformador. En estos circuitos se instaló un

equipo de medición, de forma que se obtuvieran los valores de demanda en los bornes

secundarios del transformador y en cada carga (medidor de cada cliente), se obtuvo las

mediciones de un mes que abarca el periodo desde el 16 de mayo al 15 de junio del

presente año, y las mediciones se realizaron cada 15 minutos.

30

Figura 3.2 Ubicación de los circuitos seleccionados. [10]

A través de las mediciones obtenidas mediante el equipo se determinan las pérdidas

reales que se están presentando en cada circuito a través de la ecuación (3.1-1), pero este

valor representan el total de pérdidas constituido por las pérdidas técnicas y pérdidas no

técnicas como se mencionó anteriormente. Por lo cual no se conoce el valor exacto de

pérdidas técnicas lo que hace necesario la estimación de estás pérdidas, utilizando la misma

información que proporcionan las mediciones del equipo y que permiten caracterizar el

comportamiento de la carga.

31

El objetivo consiste en determinar las pérdidas técnicas variables a partir de la

ecuación (2.1-1), aunque en los circuitos secundarios de distribución estas pérdidas se

presentan en los conductores que conforman las líneas y en los devanados del

transformador, en este caso la estimación se realiza solo para las pérdidas originadas en los

conductores, debido a que el equipo fue instalado en una ubicación que solo abarca estas

pérdidas. Ya que las pérdidas técnicas variables son dependientes al comportamiento de la

demanda es de esperar que su valor cambie con las variaciones de la demanda o bien de

corriente, en la estimación de pérdidas es usual analizar varios puntos de interés en la curva

de carga [8].

La metodología a emplear consiste en analizar los circuitos seleccionados en la

condición de demanda máxima, con el fin de obtener las pérdidas técnicas variables

máximas que permitan la estimación de las pérdidas técnicas promedio presentes en cada

circuito, para lo cual también es necesario realizar una caracterización de la carga en los

circuitos, a través de la determinación del factor de carga y del factor de pérdidas. Para

determinar el factor de carga se utiliza la ecuación (2.2-2), mientras que para el factor de

pérdidas se utiliza la ecuación (2.2-3).

Con el propósito de determinar las pérdidas técnicas en demanda máxima a partir de

la ecuación (2.1-1), es necesario conocer tanto el valor de la resistencia del conductor como

la corriente a través de él, debido a que se desconocen las mediciones de corriente se debe

realizar un modelado de los circuitos que permita obtener el valores de la corriente en todos

los puntos del circuito. Con este propósito se realiza el modelado en un programa que

32

permita realizar las simulaciones requeridas, CNFL, S.A., utiliza el simulador Cymdist el

cual permite realizar estudios y análisis en las redes de distribución en sistemas

monofásicos, bifásicos y trifásicos, Cymdist permite realizar estudios de los flujos de carga

pero no se pudo utilizar este simulador para el análisis en circuitos de baja tensión de la red

de distribución debido a que no se contaba con los módulos que permitieran modelar un

arreglo de conductores típico utilizado en baja tensión. Para realizar las simulaciones se

escoge utilizar el software TINA, que permite realizar con facilidad las simulaciones

requeridas en los circuitos, una vez que se cuenta con la impedancia equivalente obtenida

de forma teórica.

El modelado de los circuitos requiere la determinación de los parámetros (XL y R)

que representan las líneas, conocer las longitudes de cada tramo del circuito. Para obtener

estos datos se utiliza el sistema de información geográfica Arc View, el cual es empleado

en la CNFL, S.A., y permite obtener toda la información geográfica necesaria, se utiliza la

herramienta ArcMap por medio de la cual se puede visualizar en una ventana geográfica

cada circuito, y facilita la elección de diferentes capas de visualización con lo cual se logra

ubicar de forma precisa los elementos deseados. Es a través de ArcMap donde se obtienen

las longitudes de los conductores, el tipo de conductor utilizado y el calibre.

A continuación se presentan los circuitos seleccionados para la estimación de las

pérdidas técnicas visualizados por medio de ArcMap:

33

Figura 3.3 Circuito #1, transformador SN-1 de 25 kVA.

Figura 3.4 Circuito #2, transformador 38884 de 25 kVA.

34

Figura 3.5 Circuito #3, transformador SN-2 de 25 kVA.

Figura 3.6 Circuito #4, transformador P33-16775 de 50 kVA.

35

Con los valores de corriente obtenidos en las simulaciones y con el valor de resistencia

de cada tipo de conductor se determinan las pérdidas por cada segmento de conductor (ya

sean los tramos entre las acometidas o las mismas acometidas), donde la suma de todas las

pérdidas en los diferentes segmentos constituyen las pérdidas técnicas totales estimadas

para el circuito. Finalmente se realiza el análisis comparativo entre las pérdidas estimadas y

las pérdidas reales obtenidas del equipo de medición.

,0 (3.1-2)

Donde:

,0= pérdidas de potencia totales [W]

/= resistencia eléctrica en cada segmento de conductor “i”, [ Ω]

I= corriente a través del segmento “i” del conductor, [A]

36

4 Modelado de los circuitos de baja tensión en la redes de

distribución

Para realizar el modelado de los circuitos de baja tensión en las redes de distribución se

deben modelar las líneas y las cargas, el modelado de las líneas implica la determinación de

los parámetros que las conforman de acuerdo al tipo de configuración y a las distancias

existentes. En el caso de los clientes que constituyen las cargas en los circuitos, se modelan

para la condición de demanda máxima, condición elegida en la metodología para la

estimación de las pérdidas técnicas teóricas.

4.1 Modelado de las cargas en los circuitos de baja tensión de la red de

distribución

A través de la información conocida se modela cada carga como una impedancia, la

información a utilizar corresponde a las mediciones obtenidas del equipo que permiten

conocer el valor de la demanda de cada cliente así como la potencia activa y reactiva que

suministra el transformador, se considera el nivel de tensión de conexión teórico (sin

considerar la caída de tensión) que es 120/240 V y es a partir de esta información que se

obtiene el modelo de cada carga como:

| | (4.1-1)

37

Donde:

= valor de la impedancia que modela la carga i, [Ω]

| |= magnitud de la impedancia en la carga i, [Ω]

/= ángulo de la impedancia que representa la carga i, [°]

Para determinar la magnitud de la impedancia se utiliza el valor de demanda medido

para la carga y el nivel de tensión de conexión teórico, a partir de ley de Ohm y de la

ecuación de potencia aparente:

|||| (4.1-2)

9 | | || ||| | (4.1-3)

Donde:

= magnitud de corriente en la carga i, [A]

||= magnitud de la tensión de conexión, [V]

||= magnitud de la demanda medida para la carga i, [kW]

La determinación del ángulo de la impedancia se realiza con las mediciones de la

potencia activa y reactiva en el transformador. Se considera este mismo ángulo para todas

las cargas en el circuito, ya que las mediciones realizadas solo permiten obtener la potencia

38

activa o demanda en la carga, al no conocer el reactivo no se pueden determinar los

diferentes factores de potencia para cada carga. El ángulo de la impedancia se obtiene de la

siguiente ecuación:

9 tanA R88 T (4.1-4)

Donde:

8= potencia reactiva en el transformador del circuito [kVAr]

8= potencia activa en el transformador del circuito [kW]

4.2 Modelado de las líneas en los circuitos de baja tensión de la red de

distribución

4.2.1 Configuración trifilar en la red de distribución

Los circuitos de baja tensión de la red de distribución de la CNFL, S.A, utilizan la

configuración trifilar empleando un transformador de distribución con derivación para tener

nivel de tensión 120/240 V. Los tramos entre acometidas de los circuitos de la red, utilizan

la configuración trifilar con el espaciamiento típico de 8 in ≈ 20 cm entre los conductores

de fase y neutro como se muestra en la Figura 4.1:

39

Figura 4.1 Espaciamiento (en cm) de la configuración trifilar. [17]

Donde:

N= conductor de neutro

A= conductor de fase

B= conductor de fase

Para las acometidas se utiliza el cable aéreo tipo triplex similar al mostrado en la

Figura 4.2, que se compone de dos conductores de fase aislados y de un conductor desnudo

para el neutro. Este tipo de cable al disminuir las distancias entre los conductores (en

comparación a la configuración trifilar empleada en los tramos de los circuitos) disminuye

la reactancia inductiva en la acometida como se demuestra más adelante, lo cual contribuye

a disminuir la caída de tensión.

40

Figura 4.2 Cable aéreo tipo triplex. [12]

A continuación se presenta una tabla donde se indican los calibres y los tipos de

conductores, empleados en los tramos y acometidas de los circuitos de baja tensión de la

red de distribución de la CNFL, S.A.:

Tabla 4.1 Conductores existentes en los circuitos de la red de distribución de baja

tensión en la CNFL, S. A.

Ubicación Tipo Calibre AWG

Características

Tramos

AAC 3/0

Conductor Aéreo AAC 1/0 Cu 2 Cu 4 Cu 6

Acometidas

AAC 1/0 Cables Aéreos

Tríplex AAC 2 AAC 4 AAC 6

41

4.2.2 Determinación de los parámetros que conforman las líneas de los circuitos de

baja tensión de la red de distribución.

4.2.2.1 Tramos entre las acometidas (nodos)

En el cálculo de los parámetros resistencia y reactancia inductiva de la

configuración, se consideraron las especificaciones técnicas dadas por el fabricante

Southwire en el “Overhead Conductor Manual” [6], de acuerdo a los calibres de conductor

empleados se muestra en la Tabla 4.2 la información técnica necesaria para los cálculos. En

el caso de la resistencia es un parámetro proporcionado por el fabricante ha cierta

temperatura, por lo cual solo es necesario determinarla a la temperatura requerida a partir

de la ecuación (2.4-3), se considera para cálculo de pérdidas que los conductores en los

tramos entre nodos tienen una temperatura de operación de 50 °C (como se indica en [13]).

Tabla 4.2 Especificaciones técnicas1 para los conductores entre tramos.

Código Material Calibre (AWG)

Número de hilos

RAC 50 °C

y 60 Hz (Ω/km)

RMG (mm)

Phlox AAC 3/0 7 0.379 4.816 Poppy AAC 1/0 7 0.603 3.383

-- Cu 2 7 0.606 2.691 -- Cu 4 7 0.963 2.134 -- Cu 6 1 1.502 1.603

1 Especificaciones tomadas de Table 1-19 All-Aluminium Conductor (AAC) y Table 1-17 Copper Conductors,

en el “Overhead Conductor Manual” de Southwire. [6]

42

Para calcular la reactancia inductiva se utiliza la ecuación (2.4-29), para lo cual es

necesario determinar el valor de la DMG y del RMG. Como se mencionó anteriormente el

espaciamiento entre los conductores en la configuración trifilar es de 0.2 m, esta distancia

se considera la DMG mientras que el RMG está dado en la Tabla 4.2 por el fabricante. Por

ejemplo el cálculo de la reactancia inductiva para el conductor AAC calibre 3/0 AWG es:

X 0.0754 ln RDMGRMGT X #>/@ v % 0.0754 ln R 0.20.004816T

X #>/@ v % 0.281 Ω/km

De la misma forma se realizan los cálculos para de la reactancia inductiva para los

diferentes calibres en la configuración trifilar, los resultados se presentan en la siguiente

tabla:

Tabla 4.3 Valores de los parámetros XL y R para conductores de los tramos, para el

modelado.

Material Calibre (AWG)

RAC 50 °C y 60 Hz

(Ω/km)

XL (Ω/km)

AAC 3/0 0.379 0.281 AAC 1/0 0.603 0.308 Cu 2 0.606 0.325 Cu 4 0.963 0.342 Cu 6 1.502 0.364

43

4.2.2.2 Acometidas

Los valores de la resistencia para los cables triplex están dados por el fabricante, se

utiliza el valor de resistencia para una temperatura de operación en las acometidas de 75 °C

(según referencias [8] y [13]), los valores de resistencia a utilizar en el modelado se

muestran en la Tabla 4.5.

Para el cálculo de la inductancia se considera la ecuación (2.4-26) que permite

determinar la inductancia para una configuración trifásica, para la configuración trifilar

empleando cable triplex como el mostrado en la Figura 4.3 también es válida la ecuación

considerando como neutro una de las fases.

Figura 4.3 Configuración trifilar con cable triplex [8]

La reactancia inductiva está definida por ecuación (2.4-29):

£¤ 0.0754 ln RDMGRMGT

44

La DMG está determinada por:

ab √* 3 ¥

Donde A, B y C representan las distancias entre los conductores desde su centro y

se determinan según los radios de los conductores, en la Tabla 4.4 se muestran las

distancias a utilizar dadas en las especificaciones técnicas de los cables aéreos tríplex AAC

del fabricante Phelps Dodge [12].

Tabla 4.4 Especificaciones técnicas2 para cables tríplex, acometidas. [12]

Código Material

Conductor de Fase Neutro

Calibre (AWG)

Núm. de

hilos

Espesor del aislamiento

(mm)

Radio (mm)

Calibre (AWG)

Núm. de

hilos

Radio (mm)

Murex AAC 1/0 7 1.6 6.28 1/0 7 4.68 Thia AAC 2 7 1.6 5.31 2 7 3.71 Argo AAC 4 7 1.6 4.54 4 7 2.94 Albus AAC 6 7 1.6 3.93 6 7 2.33

El RMG es un parámetro dado por el fabricante para cada conductor y se utiliza el

RMG del conductor de fase, a continuación se presenta la Tabla 4.5 que contiene los RMG

para los diferentes calibres.

2 Especificaciones tomadas de la Tabla de especificaciones físicas y mecánicas de los cables aéreos triplex,

conductor de aluminio 1350, en el “Catalogo de Información técnica” de PD Wire & Cable CONAL, pág.65.

[12]

45

Tabla 4.5 Valores3 de resistencia y del RMG a utilizar en los cables triplex.

Calibre (AWG)

Material R

75 °C (Ω/km)

RMG (mm)

1/0 AAC 0.659 3.383 2 AAC 1.048 2.691 4 AAC 1.666 2.134 6 AAC 2.64 1.692

A continuación se calcula la reactancia inductiva para el calibre 1/0 AWG del cable

triplex:

X 0.0754 ln RDMGRMGT WΩ/kmZ X #/@ v % 0.0754 ln ¦§#6.28 2% #4.68 " 6.28% 3.383 ¨ X #/@ v % 0.0921 Ω/km

La Tabla 4.6 muestra el resumen de los valores de las reactancias inductivas

determinadas para los diferentes calibres empleados en cable tríplex:

3 Especificaciones tomadas de Table 1-19 All-Aluminium Conductor (AAC), en el “Overhead Conductor

Manual” de Southwire. [6]

46

Tabla 4.6 Valores de los parámetros XL y R de los conductores tríplex, para el modelado.

Material Calibre (AWG)

RAC 75 °C y 60 Hz

(Ω/km)

XL (Ω/km)

AAC 1/0 0.659 0.0920 AAC 2 1.048 0.0953 AAC 4 1.666 0.0994 AAC 6 2.64 0.1044

4.2.3 Comparación de los valores de reactancia inductiva

4.2.3.1 Comparación respecto a los datos de ABB, para tramos y acometidas.

Con los valores de reactancia inductiva y resistencia dados por ABB Power T&D

and Company, Inc. para los circuitos secundarios de configuración trifilar 120/240 V, en el

documento “Guía de transformadores de distribución”, se realiza una comparación para

comprobar la metodología utilizada en los cálculos de la sección 4.2.2 de este capitulo.

Por facilidad el modelado se realizará a 240 V, por lo cual se comparan los valores

de los parámetros XL y R a ese nivel de tensión, en la sección 4.2.2 se obtuvieron los

valores de los parámetros para la configuración trifilar a 120 V si se desean los valores de

los parámetros a 240 V se calcula el doble del valor obtenido. De esta forma se realizaran

los cálculos comparativos.

47

4.2.3.1.1 Comparación de los parámetros XL y R en los conductores de los tramos.

En la Tabla 4.7 se muestran los valores de los parámetros XL y R para la

configuración trifilar a 240 V, los valores corresponden a las tablas dadas en el documento

“Guía de transformadores de distribución” pág.32 [1]. En este documento se considera un

espaciamiento entre conductores de 12 in ≈ 30.48 cm.

Tabla 4.7 Parámetros4: XL y R de los circuitos trifilares a 240 V, Guía de

transformadores de distribución. [1]

Calibre (AWG)

Número de hilos Tipo

R 25 °C

(Ω/km)

XL (Ω/km)

F:3/0 N:1/0

19 19

AAC 0.692 0.633

F:1/0 N:2

19 7

AAC 1.1 0.669

F:2 N:4

7 7

AAC 1.75 0.712

A continuación se calcula la reactancia inductiva para la configuración: F: 3/0 y N:

1/0 considerando los datos técnicos de la Tabla 4.2. En esta configuración se emplea

distinto calibre para los conductores de fase y neutro, el valor que se considera para el

RMG corresponde al del conductor de fase y la DMG pasa ser 304.8 mm debido al

espaciamiento entre conductores especificado.

4 Parámetros tomados de Tabla 2. Impedancias típicas para circuitos 120/240 volts con conductores instalados en bastidor, pág. 32 del documento “Guía de transformadores de distribución” de ABB Power T&D and Company. [1]

48

X 0.0754 ln RDMGRMGT X #ª: >/@ ¬ : /@ v % 0.0754 ln R304.84.816T

X #ª: >/@ ¬ : /@ v % 0.313 Ω/km

Respecto a la resistencia se utilizan los valores de las tablas de especificaciones

técnicas [6] a una temperatura de 25 °C, y se considera el valor de la resistencia del

conductor de fase. A continuación se presenta una tabla con los valores de resistencia y

reactancia inductiva determinados:

Tabla 4.8 Parámetros: XL y R de los circuitos trifilares, valores calculados.

Calibre (AWG)


R 25 °C

(Ω/km)

XL (Ω/km)

F:3/0 N:1/0

7 7

AAC 0.34 0.313

F:1/0 N:2

7 7

AAC 0.55 0.34

F:2 N:4

7 7

AAC 0.87 0.357

Para comparar los valores calculados con los valores del documento de ABB, se

determinan los parámetros a una tensión de 240 V (es decir el valor de los parámetros al

doble). A continuación se muestra la tabla comparativa entre los valores de los parámetros

para los tramos entre acometidas:

49

Tabla 4.9 Comparación de los parámetros: XL y R para los tramos, respecto al fabricante ABB.

Calibre (AWG) Tipo

R4 25 °C

(Ω/km) ABB

R 25 °C

(Ω/km) Calculados

XL4

(Ω/km) ABB

XL (Ω/km)

Calculados

F:3/0 N:1/0

AAC 0.692 0.68 0.633 0.626

F:1/0 N:2

AAC 1.1 1.1 0.669 0.68

F:2 N:4

AAC 1.75 1.74 0.712 0.714

Los valores de los parámetros calculados son muy similares a los valores del

documento de ABB, en algunos cálculos se consideraron las especificaciones técnicas para

un distinto número de hilos, lo cual influye en las dimensiones de los conductores y

contribuye a la diferencia obtenida entre los valores de reactancia inductiva.

4.2.3.1.2 Comparación de los parámetros XL y R en los conductores de las acometidas

Respecto a los parámetros en las acometidas de cable tipo triplex, en la Tabla 4.10

se presentan los valores para la configuración trifilar a 240 V dados en el documento “Guía

de transformadores de distribución” pág.32 [1].

50

Tabla 4.10 Parámetros5: XL y R de los cables tríplex 240 V, Guía de transformadores de distribución [1].

Calibre (AWG)


R 25 °C

(Ω/km)

XL (Ω/km)

F:1/0 N:2

19 7

AAC 1.099 0.202

F:2 N:4

7 7

AAC 1.752 0.208

Los valores mostrados en la Tabla 4.10 consideran conductores con un espesor de

aislamiento de 0.062 in ≈ 1.6 mm para calibres entre #4 y #2 AWG, y un espesor de 0.078

in ≈ 1.9 mm para calibres entre #1 y #4/0 AWG.

A continuación se presentan los cálculos para la determinación de la reactancia

inductiva en base a la ecuación (2.4-29), los cálculos se realizan utilizando la información

de la Tabla 4.4 y la Tabla 4.5, se considera un espesor del aislamiento de 1.6 mm. Las

configuraciones tienen distintos calibres entre fase y neutro, para el RMG se considera la

información del conductor de fase.

X 0.0754 ln RDMGRMGT

5 Parámetros tomados de Tabla 1. Impedancias típicas para circuitos 120/240 volts con cable triplex, pág. 32

del documento “Guía de transformadores de distribución” de ABB Power T&D and Company. [1]

51

• Cable triplex: F: 1/0 y N: 2

X #ª:/@A:% 0.0754 ln ¦§#6.28 " 4.68% 6.28 3.383 ¨

X #ª:/@A:% 0.1093 Ω/km

• Cable triplex: F: 2 y N: 4

X #ª:A:?% 0.0754 ln ¦§#5.31 " 3.71% 5.31 2 2.691 ¨ X #ª:A:?% 0.0953 Ω/km

Al igual que en los conductores de los tramos, la resistencia se considera a 25 °C y

como las configuraciones son de distintos calibres se considera la resistencia del conductor

de fase. A continuación se presenta una tabla parámetros determinados:

Tabla 4.11 Valores calculados de los parámetros: XL y R de los conductores en las

acometidas.

Calibre (AWG)


R 25 °C

(Ω/km)

XL (Ω/km)

F:1/0 N:2

7 7

AAC 0.55 0.1093

F:2 N:4

7 7

AAC 0.87 0.0953

Finalmente se presenta la tabla comparativa entre los parámetros determinados y los

valores dados en el documento para la configuración trifilar a 240 V.

52

Tabla 4.12 Comparación de los parámetros: XL y R para las acometidas (cable triplex), respecto al fabricante ABB.

Calibre (AWG) Tipo

R5 25 °C

(Ω/km) ABB

R 25 °C

(Ω/km) Calculados

XL5

(Ω/km) ABB

XL (Ω/km)

Calculados

F:1/0 N:2

AAC 1.099 1.1 0.202 0.219

F:2 N:4

AAC 1.752 1.74 0.208 0.2

Al igual que en los conductores de los tramos los cálculos realizados permiten

obtener valores muy cercanos a los dados en el documento de ABB, al considerar un

espesor de 1.6 mm en el aislamiento de los calibres analizados y un número de 7 hilos por

conductor se tiene una variación en las dimensiones que influye en las diferencias

comparativas entre los valores de reactancia inductiva.

4.2.3.2 Comparación respecto a los datos de CENTELSA, para acometidas.

El fabricante de cables CENTELSA presenta en su boletín técnico sobre

“Regulación de tensión en instalaciones eléctricas” 6, los valores de reactancia inductiva

para cables aéreos tipo triplex de aluminio para tensión de 600 V y frecuencia de 60 Hz en

la pág. 6 [8]. Estos valores corresponden a la configuración trifilar 120 V, se realiza la

6 Parámetros tomados de Tabla 4. Resistencia y reactancia para Cables Multiplex de Baja Tensión, pág. 6 del documento“Boletín Técnico: Regulación de tensión en instalaciones eléctricas” del fabricante CENTELSA.[8]

53

comparación respecto a los valores determinados previamente en la sección 4.2.2 y

mostrados en la Tabla 4.6, a continuación se muestra la tabla comparativa:

Tabla 4.13 Comparación del parámetro XL en las acometidas (cable triplex) respecto

al fabricante CENTELSA.

Calibre (AWG) Material

XL (Ω/km)

Calculados

XL6

(Ω/km) CENTELSA

1/0 AAC 0.0920 0.095 2 AAC 0.0953 0.098 4 AAC 0.0994 0.103

En la tabla comparativa se observa que los valores calculados son similares a los

valores dados por el fabricante CENTELSA, el fabricante no indica las especificaciones del

conductor utilizado en sus cálculos de reactancias inductivas, lo cual es una razón para las

diferencias obtenidas ya que los cálculos fueron realizados para los conductores de las

especificaciones dadas en el “Catalogo de Información técnica de PD Wire & Cable”

CONAL [12], pág. 65.

54

5 Implementación de la metodología de estimación de pérdidas

técnicas.

Inicialmente la metodología para la estimación de las pérdidas técnicas variables

debido a los conductores, se desarrolla para el circuito #1 de transformador SN-1 mostrado

en la Figura 3.3 . En la Tabla 5.1 se muestra la principal información del circuito, la

información sobre los conductores utilizados en el circuito fue obtenida de ArcMap.

Tabla 5.1 Características principales del circuito #1.

Circuito #1: transformador SN-1

Número de clientes 21 18 clientes de tipo residencial 3 clientes de tipo comercial

Capacidad del transformador

25 kVA

Número de luminarias

2 Tipo Cobra de 150 W c/u

Calibre y tipo de conductor

Tramos #2 AWG, AAC Acometidas #6 AWG, triplex Cu

De las mediciones obtenidas a través del equipo implementado, se seleccionan las

mediciones del día donde se presentó la demanda máxima, para realizar la estimación de las

pérdidas técnicas. El día donde se obtuvo la demanda máxima corresponde al 30 de mayo

del 2012 y la hora donde se obtuvo fue a las 6:00 am, se registró un valor de 34.696 kW

suministrados a través del transformador de distribución. En la Tabla 5.2 se muestran las

demandas máximas registradas en el transformador para la semana del 28 de mayo al 1º de

junio, el día 30 de mayo representa un día de comportamiento típico para el circuito #1, ya

55

que corresponde a un miércoles que es un día entre semana y además no es una fecha

feriada, de modo que es de esperar que las cargas se comporten normalmente y como se

observa en la Tabla 5.2 en general la demanda máxima se presenta entre las 5:45 y 6:00 a.m

los días entre semana.


circuito#1.

Fecha y Hora Día Demanda máxima

(kW) 28/5/2012 - 05:45 Lunes 29.988 29/5/2012 - 05:45 Martes 29.064 30/5/2012 - 06:00 Miércoles 34.696 31/5/2012 - 05:45 Jueves 25.068 1/6/2012 - 05:45 Viernes 30.712

En la Tabla 5.3 se muestran las mediciones de demanda del transformador y del

total de medidores para el día de demanda máxima.

Tabla 5.3. Mediciones de demanda en el circuito #1.

Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

SN-1 Pérdidas Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

SN-1 Pérdidas

kW kW kVAr kW kW kVAr

30/5/2012 - 00:00 7.392 8.204 3.04 9.90% 30/5/2012 - 12:00 16.5 16.588 3.828 0.53%

30/5/2012 - 00:15 5.54 6.236 2.228 11.16% 30/5/2012 - 12:15 16.98 17.156 4.016 1.03%

30/5/2012 - 00:30 6.636 7.288 2.592 8.95% 30/5/2012 - 12:30 16.604 16.68 3.62 0.46%

30/5/2012 - 00:45 6.092 6.748 2.624 9.72% 30/5/2012 - 12:45 13.308 13.408 3.932 0.75%

30/5/2012 - 01:00 5.992 6.716 2.636 10.78% 30/5/2012 - 13:00 13.264 13.472 4.416 1.54%

30/5/2012 - 01:15 5.96 6.8 2.804 12.35% 30/5/2012 - 13:15 14.164 14.604 4.316 3.01%

30/5/2012 - 01:30 6.808 7.4 2.748 8.00% 30/5/2012 - 13:30 18.208 18.236 4.588 0.15%

30/5/2012 - 01:45 6.512 7.324 2.444 11.09% 30/5/2012 - 13:45 17.172 17.324 4.636 0.88%

30/5/2012 - 02:00 6.5 7.128 3.028 8.81% 30/5/2012 - 14:00 15.656 15.72 4.492 0.41%

30/5/2012 - 02:15 5.692 6.4 2.524 11.06% 30/5/2012 - 14:15 15.8 15.964 4.104 1.03%

30/5/2012 - 02:30 5.64 6.332 2.4 10.93% 30/5/2012 - 14:30 15.88 16.056 4.104 1.10%

30/5/2012 - 02:45 5.96 6.736 2.6 11.52% 30/5/2012 - 14:45 18.368 18.64 4.036 1.46%

56

30/5/2012 - 03:00 5.908 6.584 2.48 10.27% 30/5/2012 - 15:00 15.728 15.832 3.744 0.66%

30/5/2012 - 03:15 6.096 6.896 2.684 11.60% 30/5/2012 - 15:15 15.396 15.304 4.02 -0.60%

30/5/2012 - 03:30 7.532 8.296 2.656 9.21% 30/5/2012 - 15:30 14.1 14.3 3.796 1.40%

30/5/2012 - 03:45 6.492 7.208 2.172 9.93% 30/5/2012 - 15:45 13.844 13.896 4.332 0.37%

30/5/2012 - 04:00 8.18 9.012 2.464 9.23% 30/5/2012 - 16:00 13.316 13.448 4.088 0.98%

30/5/2012 - 04:15 8.596 9.14 2.404 5.95% 30/5/2012 - 16:15 13.88 14.112 3.9 1.64%

30/5/2012 - 04:30 5.776 6.42 2.512 10.03% 30/5/2012 - 16:30 14.752 14.832 4.156 0.54%

30/5/2012 - 04:45 13.496 14.372 2.948 6.10% 30/5/2012 - 16:45 14.048 14.42 3.884 2.58%

30/5/2012 - 05:00 10.4 11.38 2.852 8.61% 30/5/2012 - 17:00 17.1 17.252 4.06 0.88%

30/5/2012 - 05:15 13.46 13.82 2.356 2.60% 30/5/2012 - 17:15 15.524 15.756 4.328 1.47%

30/5/2012 - 05:30 22.964 23.836 2.788 3.66% 30/5/2012 - 17:30 14.448 14.536 3.828 0.61%

30/5/2012 - 05:45 31.08 31.864 3.288 2.46% 30/5/2012 - 17:45 15.584 16.248 4.292 4.09%

30/5/2012 - 06:00 33.696 34.696 2.832 2.88% 30/5/2012 - 18:00 16.096 17.28 4.176 6.85%

30/5/2012 - 06:15 19.888 19.928 3.152 0.20% 30/5/2012 - 18:15 18.468 19.152 3.96 3.57%

30/5/2012 - 06:30 16.244 16.452 3.096 1.26% 30/5/2012 - 18:30 20.292 21.252 4.184 4.52%

30/5/2012 - 06:45 16.204 16.576 2.964 2.24% 30/5/2012 - 18:45 14.68 15.148 3.916 3.09%

30/5/2012 - 07:00 16.412 16.36 2.844 -0.32% 30/5/2012 - 19:00 14.948 15.82 3.556 5.51%

30/5/2012 - 07:15 8.136 8.28 3.484 1.74% 30/5/2012 - 19:15 14.792 15.656 3.608 5.52%

30/5/2012 - 07:30 13.396 13.764 3.348 2.67% 30/5/2012 - 19:30 12.996 13.364 3.296 2.75%

30/5/2012 - 07:45 14.7 14.668 3.316 -0.22% 30/5/2012 - 19:45 13.356 13.904 3.256 3.94%

30/5/2012 - 08:00 7.9 7.928 2.952 0.35% 30/5/2012 - 20:00 11.38 12.188 3.928 6.63%

30/5/2012 - 08:15 10.604 10.8 3.76 1.81% 30/5/2012 - 20:15 11.04 11.508 3.276 4.07%

30/5/2012 - 08:30 11.044 11.444 4.28 3.50% 30/5/2012 - 20:30 11.164 12.02 3.108 7.12%

30/5/2012 - 08:45 15.992 16.004 3.888 0.07% 30/5/2012 - 20:45 10.456 11.352 3.096 7.89%

30/5/2012 - 09:00 14.54 14.52 4.152 -0.14% 30/5/2012 - 21:00 10.372 10.644 2.668 2.56%

30/5/2012 - 09:15 12.7 12.964 4.3 2.04% 30/5/2012 - 21:15 9.564 10.236 2.572 6.57%

30/5/2012 - 09:30 12.408 12.484 3.7 0.61% 30/5/2012 - 21:30 8.828 9.356 3.208 5.64%

30/5/2012 - 09:45 11.008 11.26 3.78 2.24% 30/5/2012 - 21:45 8.452 9.008 2.876 6.17%

30/5/2012 - 10:00 13.252 13.504 3.904 1.87% 30/5/2012 - 22:00 8.832 9.424 2.716 6.28%

30/5/2012 - 10:15 16.32 16.336 4.14 0.10% 30/5/2012 - 22:15 9.424 10.112 2.84 6.80%

30/5/2012 - 10:30 13.624 13.196 4.216 -3.24% 30/5/2012 - 22:30 7.02 7.596 2.624 7.58%

30/5/2012 - 10:45 13.856 14.1 3.884 1.73% 30/5/2012 - 22:45 6.816 7.296 2.62 6.58%

30/5/2012 - 11:00 15.088 15.18 3.9 0.61% 30/5/2012 - 23:00 6.364 7.04 2.452 9.60%

30/5/2012 - 11:15 16.628 16.556 3.8 -0.43% 30/5/2012 - 23:15 6.728 7.36 2.74 8.59%

30/5/2012 - 11:30 16.24 16.24 3.552 0.00% 30/5/2012 - 23:30 5.724 6.496 2.896 11.88%

30/5/2012 - 11:45 15.852 15.952 3.576 0.63% 30/5/2012 - 23:45 6.824 7.28 2.804 6.26%

A partir de las mediciones se realiza la grafica de perfil de carga para el circuito, la

cual se muestra en la Figura 5.1:

57

Figura 5.1 Perfil de carga circuito #1.

Como se mencionó en el capitulo 3 a través de la ecuación (3.1-1), las pérdidas se

obtienen como la diferencia entre la demanda suministrada desde el trasformador y la

demanda facturada a los clientes, en la Tabla 5.3 se muestran los porcentajes de pérdidas

reales para cada instante de medición.

En la gráfica de perfil de carga las pérdidas de potencia eléctrica se establecen como

el área definida entre la curva del transformador y la curva de la carga. Lo que se desea es

que esta área sea la mínima posible para obtener las menores pérdidas, y en caso ideal que

las curvas se sobrepongan lo que significa que no se presenten pérdidas, lo cual no es

posible ya que las pérdidas son inherentes al conductor eléctrico, debido a la interacción de

los electrones con el material.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, día de demanda máxima (30/05/2012)

Transformador SN-1 Total de medidores

58

De la Figura 5.1 se observa que durante la noche se tiene un área de pérdidas muy

notoria y constante, pero hay que tener en cuenta que las mediciones del equipo no abarcan

el consumo debido a las luminarias7 de alumbrado público. Como se indicó en la Tabla 5.1,

el circuito cuenta con 2 luminarias de 150 W cada una, a partir de esta información es

posible determinar la demanda total para las luminarias utilizando la siguiente ecuación:

8,V®UU¯ ¤ ¤1000 (5.1-1)

Donde:

8,V®UU¯= demanda total, alumbrado público [kW]

¤= número de luminarias

¤= potencia por luminaria [W]

Con la ecuación (5.1-1) se determina que la demanda debido a las 2 luminarias es

de 0.3 kW, este dato se debe sumar a la curva de la demanda en la carga. Ya que se

desconoce el intervalo de tiempo exacto en el cual las luminarias se mantienen operando, se

supondrá que ese intervalo de tiempo es desde las 6:00 pm hasta las 6:00 am, a

continuación se presenta el perfil de carga considerando el consumo de las luminarias:

7 En el Apéndice 2, se presentan los porcentajes de pérdidas reales considerando el consumo debido al

alumbrado público.

59

Figura 5.2 Perfil de carga circuito #1, considerando consumo por alumbrado público.

En la Figura 5.2 se observa como al considerar el consumo debido a las luminarias

se reduce el área de pérdidas de forma considerable respecto a la gráfica de la Figura 5.1.

Las mediciones de la Tabla 5.3 proporcionan la información necesaria para la

estimación de las pérdidas técnicas, primero se realiza la caracterización de la carga del

circuito a partir de la determinación del factor de carga y del factor de pérdidas.

Para estudiar el comportamiento de la carga se presenta en la Figura 5.3 la gráfica

de perfil de carga el día de demanda máxima, utilizando las mediciones registradas por el

0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, día de demanda máxima (30/05/2012)


60

equipo en cada carga8, en la Figura 5.4 se presenta la grafica de perfil de carga para cada

tipo de cliente (residencial o comercial).

Figura 5.3. Perfil de carga mostrando la demanda de cada carga, circuito #1.

Figura 5.4. Perfil de carga para los diferentes tipos de cargas, circuito #1.

8 Las mediciones completas incluyendo la demanda de cada cliente se muestran en el Apéndice 2.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, contribución de cada carga (medidor) 757 156757 155757 154757 107757 106757 105757 092757 091757 090757 089757 080757 079757 078757 077757 076757 043756 886756 885756 879756 878756 877

0

5

10

15

20

25

30

35

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga de los diferentes tipos de clientes

Cargas comerciales Cargas Residenciales

61

Ya que la curva de demanda tiene un comportamiento muy variable, con valles y

pico pronunciados, es de esperar que el valor del factor de carga sea bajo, ya que el pico de

demanda no se sostiene por un periodo largo, además es un circuito con mayoría de clientes

de tipo residencial solo hay tres clientes de tipo comercial, lo que indica que el

comportamiento de las cargas varia de forma similar.

La determinación del factor de carga se realiza utilizando las mediciones de

demanda en el transformador en el día de demanda máxima registrado, y empleando la

ecuación (2.2-2), que representa la relación de la energía promedio y la demanda máxima:

∑ á

Donde: ∑ = 1245.608 kW → suma de las demandas en el periodo de análisis.

t= 0.25 horas → intervalo de tiempo en el cual son registradas las mediciones.

Dmáx= 34.696 kW → demanda máxima registrada.

T= 24 horas → periodo de análisis que corresponde a un día de mediciones.

A través de estos valores se obtiene el factor de carga de:

1245.608 kW 0.25h24h 34.696 kW

± 0.374

62

El valor del factor de carga es de 0.374 y como se esperaba es un valor bajo, lo que

indica que el valor de la demanda máxima se mantiene por un corto tiempo. Con el valor

del factor de carga es posible determinar el valor del factor de pérdidas empleando la

ecuación (2.2-5) y usando 0.08 para la constante “x”:

é ! " #1 $ !%

é 0.08 0.374 " 0.92 0.374

² é 0.1586

A partir del factor de pérdidas se determinan las pérdidas técnicas promedio presentes

en el circuito, al utilizar a ecuación (2.2-4) que relaciona las pérdidas promedio con las

pérdidas máximas. Hasta este punto solo se ha determinado el valor del factor de pérdidas

por lo tanto aún es necesario estimar las pérdidas máximas, las cuales según se definió en el

capitulo 3, se determinan por medio del modelado y la simulación del circuito utilizando el

software TINA.

5.1 Modelado para el circuito #1: transformador SN-1

Para la obtención del modelado del circuito es necesario modelar tanto las cargas como

las líneas como se describió en el capitulo 4.

63

5.1.1 Modelado de las cargas del circuito #1: transformador SN-1

En el modelado de las cargas se utiliza la ecuación (4.1-3), la cual emplea el valor de

la demanda de cada carga8 y el nivel de tensión que es 240 V. A continuación se muestra el

cálculo para la carga cuyo número de medidor corresponde a 756885, según el apéndice 2

para el circuito #1 y el medidor en cuestión la demanda tiene un valor de 3.276 kW:

| | ||||

|B³´µµ³444444444| 2403276 ¶

² |B³´µµ³444444444| 17.582 Ω

En la Tabla 5.4 se muestran los valores de la magnitud de la impedancia de las cargas

modeladas para el circuito #1, en base a las mediciones registradas que se muestran en el

apéndice 2 para el circuito en estudio. En el caso de las cargas con un consumo de 0 W,

como el cálculo de la impedancia da un valor que tiene a infinito, al realizar la simulación

se desconectan para no simular un cortocircuito, como se muestra más adelante en los

esquemas de simulación.

64

Tabla 5.4 Modelado de las cargas para el circuito #1.

Número de Carga

Número de medidor

Demanda (kW)

Magnitud de la impedancia, |·|

(Ω) 1 756885 3.276 17.582

2 756886 3.22 17.888

3 756877 5.372 10.722

4 756878 1.044 55.172

5 757080 0.032 1800

6 757079 0.76 75.789

7 756879 3.444 16.725

8 757077 0.28 205.714

9 757078 3.904 14.754

10 757089 2.624 21.951

11 757076 6.336 9.091

12 757090 0.544 105.882

13 757092 0.648 88.889

14 757091 0.216 266.667

15 757043 0.308 187.013

16 757106 0.412 139.806

17 757154 0 -

18 757107 0.528 109.091

19 757105 0.024 2400.000

20 757156 0.444 129.730

21 757155 0.28 205.714

Ahora es necesario determinar el ángulo de las impedancias que representan las cargas

para lo cual se emplea la ecuación (4.1-4), que utiliza el valor de las potencias activa y

reactiva del transformador, valores que según la Tabla 5.3 son 34.696 kW y 2.832 kVAr

respectivamente, al utilizar la ecuación el valor del ángulo es:

tanA R88 T

65

tanA R2.832 ¸*34.696 ¸¶ T

± 4.66 °

Este valor de ángulo indica un factor de potencia de 0.99 aproximadamente un valor de

1, como es de esperar para un circuito de distribución con cargas mayormente de tipo

residencial. Aunque el factor de potencia está definido para cada carga individual, como se

indicó el capitulo 4 es una buena aproximación usar el valor del factor del potencia en el

transformador, para la determinación del ángulo de la impedancia que representa a cada

carga.

5.1.2 Modelado de las líneas del circuito #1: transformador SN-1

Con respecto al modelado de las líneas para los conductores especificados en la Tabla

5.1, se utilizan los valores de reactancia inductiva y de resistencia que fueron determinados

en la sección 4.2, y que están especificados en la Tabla 4.3 y en la Tabla 4.6 para los

conductores en los tramos y los conductores en las acometidas respectivamente. A

continuación se muestran los valores a utilizar en la impedancia de los conductores para el

modelado del circuito #1:

66

Tabla 5.5 Valor de R y XL para el modelado a 240 V del circuito #1.

Lugar Material Calibre (AWG)

RAC (Ω/km)

XL (Ω/km)

Tramos Cu 2 1.212 0.65

Acometidas AAC, triplex

6 5.28 0.2088

A partir de la información de la Tabla 5.5 y de las distancias obtenidas de ArcMap para

las líneas de los circuitos, se obtuvieron los valores de las impedancias por cada segmento

de los tramos y de las acometidas. La ecuación utilizada es la siguiente:

#q ó ¤% #q " »£¤% ,#q ó ¤% (5.1-1)

Donde:

#q ó ¤%= Impedancia equivalente para la acometida o el tramo [Ω]

*¥= Resistencia en corriente alterna a 240 V, configuración trifilar [Ω/km]

£.= Reactancia inductiva a 240 V, configuración trifilar [Ω/km]

,#q ó ¤%= longitud de la acometida o del tramo [km]

Por ejemplo, el cálculo de la impedancia para la acometida de la carga cuyo número

de medidor es 756878, donde la acometida tiene una longitud de 16.68 m y el conductor es

cable triplex #6, se obtiene a partir de la ecuación (5.1-1) como se muestra a continuación:

*,756878 #5.28 " »0.2088% R ¼ T 0.01668 ¸

*,756878 0.08807 " »0.003483 Ω

67

5.2 Simulación para circuito #1: transformador SN-1

Con los modelados realizados para las cargas y las líneas, se procede a armar el

modelo del circuito en el software TINA. En la Figura 5.5 se muestra el circuito modelado

en TINA, cada carga se ha identificado con su respectivo número de medidor, a las

impedancias que representan los conductores en las acometidas se les llama “ZA”, mientras

a las impedancias que representan los segmentos en los tramos se les llama “ZL”.

El transformador se ha representado como una fuente de tensión a 2400° V, respecto

al alumbrado público como la demanda máxima se registró a las 6:00 am, a está hora se

considera que la luminarias han salido de operación, por lo cual no es necesario agregarlas

al modelo. Debido a que el modelado de los circuitos se realizó para una tensión de 240 V y

ya que las luminarias son conectadas a 120 V, en los modelados que se realicen no se van a

considerar las luminarias, por lo cual las pérdidas técnicas que se estimen no consideran

este consumo.

Para poder observar los valores de la corriente en cada punto del circuito se colocaron

medidores de corriente, también se utilizaron medidores de tensión para observar la caída

de tensión en los diferentes puntos del circuito. En la Figura 5.6 se muestran los resultados

de la simulación realizada.

68

Figura 5.5 Circuito #1 modelado en el software TINA.

VF10

VF4

VF2

ZAM-757077

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

M-757078

M-757107

M-757105

M-756879

AM7

AM15

AM37

AM38

AM39

AM41

AM47

ZA M-757155

ZA M-75716

AM5

AM6

AM2

AM16

AM18

AM9

AM19

AM11

ZA

ZA

ZA

M-756877

M-756886

M-756885

AM17

AM25

AM26 ZA

AM27

ZA

ZA

ZA

M-757079

M-757080

M-756878

AM28

AM29

AM31

VF1

VF3

ZL

AM1

VF9

ZAM-757089

AM3 VF11

ZA

ZA

M-757091

M-757092 AM4

AM8

ZA M-757043

AM12

ZA

ZA

ZA

M-757106

M-757154

AM13 AM14

AM20

ZAM-757076

AM10

ZL

AM21

VF5

ZL

AM22

Luminaria_150WAM23

VF6

VF7

ZL

AM24

+ V

VF8

ZL

AM30

ZAM-757090

AM32 VF12

VF13

VF14

VF15

Luminaria_150W

AM33

VF16

VF17

69

Figura 5.6 Simulación del circuito #1 modelado en el software TINA.

VF10

VF4

VF2

ZAM-757077

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

M-757078

M-757107

M-757105

M-756879

AM7

AM15

AM37

AM38

AM39

AM41

AM47

ZA M-757155

ZA M-75716

AM5

AM6

AM2

AM16

AM18

AM9

AM19

AM11

ZA

ZA

ZA

M-756877

M-756886

M-756885

AM17

AM25

AM26 ZA

AM27

ZA

ZA

ZA

M-757079

M-757080

M-756878

AM28

AM29

AM31

VF1

VF3

ZL

AM1

VF9

ZAM-757089

AM3 VF11

ZA

ZA

M-757091

M-757092 AM4

AM8

ZA M-757043

AM12

ZA

ZA

ZA

M-757106

M-757154

AM13 AM14

AM20

ZAM-757076

AM10

ZL

AM21

VF5

ZL

AM22

Luminaria_150WAM23

VF6

VF7

ZL

AM24

+ V

VF8

ZL

AM30

ZAM-757090

AM32 VF12

VF13

VF14

VF15

Luminaria_150W

AM33

VF16

VF17

235,2V -495,4m°

239V -100,6m°

239nA -100,6m°

238,2V -174,7m°

236,2V -397,7m°

230,1V -443,1m°

239,1V -94m°2,3A -4,8°

4,9A -4,8°

240V 0°

44,1A -4,7°

239,4V -45,6m°

239,5V -46,8m°

236,2nA -397,7m°

70A -5,1°

239,2V -84,7m°

7,1A -4,8°

26,1A -4,7°

1,7A -4,7°

239,4nA -45,6m°

1,7A -4,7°

1,3A -4,8°

895,9mA -4,8°

2,7A -4,8°

239,7V -31,4m°

10,9A -4,7°

239,1V -96,1m°

91,4A -5°

237,7V -240,8m°

235,2V -495,4m°

130,7mA -5,2°

4,3A -5,2°

3,1A -5,2°

47,3A -5,1°

12,8A -5,1°

13,1A -5,1°

21,4A -5,1°

33,2A -4,7°

93,1A -5°

16,2A -4,8°

14A -5,2°

1,8A -5°

1,1A -5,2°

2,2A -4,8°

99,2mA -4,8°

1,3A -4,8°

75,2A -5,1°

73A -5,1°

71,8A -5,1°

70A -5,1°

1,2A 175,1°

2,3A -4,8°

237,1V -301,7m°

238,3V -176,1m°

239,1V -98,3m°

70

A través de la simulación se obtuvieron los valores de corriente en cada punto del

circuito lo que permite estimar las pérdidas técnicas debidas a los conductores, utilizando el

valor de resistencia de cada segmento y la ecuación (3.1-2). En la Tabla 5.6 y la Tabla 5.7

se muestran las pérdidas determinadas por segmento, así como el valor total de las pérdidas

presentadas en los conductores.

Tabla 5.6 Pérdidas por segmento en los tramos, circuito #1.

Seg-mento

RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

a 0.01267752 70 62.119848

b 0.01255632 70 61.525968

c 0.0078174 71.8 40.30057

d 0.00820524 73 43.725723

e 0.00988992 75.2 55.927893

f 0.00504192 91.4 42.119998

g 0.00470256 93.1 40.759956

h 0.00659328 44.1 12.822676

i 0.01483488 33.2 16.351598

j 0.0120594 7.1 0.6079143

k 0.0081204 4.9 0.1949708

l 0.01679832 1.3 0.0283891

Total 376.486

Tabla 5.7 Pérdidas por segmento en las acometidas, circuito #1.

Número de medidor

RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

DPANEL medidores 756885,756886 y 756877 0.10824 47.3 242.16426

756885 0.022176 13.1 3.8056233

756886 0.0264 12.8 4.325376

756877 0.02112 21.4 9.6721152

756878 0.0880704 4.3 1.6284216

757080 0.0539616 0.1307 0.0009217

757079 0.0341088 3.1 0.3277855

756879 0.0821568 14 16.102732

757077 0.027456 1.2 0.0395366

757078 0.0368544 16.2 9.6720687

757089 0.0528 10.9 6.273168

757076 0.08844 26.1 60.246212

757090 0.1147344 2.3 0.6069449

757092 0.1304688 2.7 0.9511175

757091 0.1870704 0.896 0.1501831

757043 0.0206976 1.3 0.0349789 DPANEL medidores 757106 y 757154 0.06468 1.7 0.1869252

757106 0.0287232 1.7 0.0830100

757154 0.0228096 0 0 DPANEL medidores 757107 y 757105 0.0582912 2.3 0.3083604

757107 0.0321552 2.2 0.1556311

757105 0.0362208 0.099 0.000355

757156 0.0672672 1.8 0.2179457

757155 0.1284624 1.1 0.1554395

Total 354.258

71

Las pérdidas técnicas totales estimadas debido a los conductores en los tramos y los

conductores en las acometidas, tienen un valor de:

éU¯ é,/,50U¯ " é,/,5U'0U¯ (5.2-1)

éU¯ 376.486 ¶ " 354.258 ¶

± éU¯ 730.744 ¶

Las pérdidas técnicas porcentuales tienen un valor de:

%éU¯ éU¯Doá¾ 100 (5.2-2)

%éU¯ 0.730744 ¸¶34.696 kW 100

² %éU¯ 2.106%

Las pérdidas técnicas se estimaron para la demanda máxima, en este punto se

obtienen las pérdidas máximas y como ya fue determinado el factor de pérdidas, se pueden

calcular las pérdidas promedio para el circuito a través de la ecuación (2.2-3):

72

á é

0.730744 ¸¶ 0.1586

± 0.116 ¸¶

A partir de las pérdidas promedio se pueden obtener las pérdidas de energía según el

intervalo de tiempo deseado, multiplicando las pérdidas promedio por el intervalo. A

continuación se presentan las pérdidas de energía: diarias (24 h), mensuales (720 h) y

anuales (8640 h):

UU¯ 2.784 ¸¶¿

¯®UV¯ 83.52 ¸¶¿

U®UV¯ 1002.24 ¸¶¿

5.3 Comparación entre las pérdidas reales y las pérdidas estimadas,

circuito #1: transformador SN-1

Las pérdidas reales en la demanda máxima se calculan de acuerdo con la ecuación

(3.1-1) y a través de las mediciones registradas mostradas en la Tabla 5.3, obteniéndose un

valor de:

73

é,/,5UV¯ ¯®¯0UU $ ÀU'0®UU (5.3-1)

é,/,5UV¯ 34.696 ¸¶ $ 33.696 ¸¶

± é,/,5UV¯ 1 ¸¶

De acuerdo con la ecuación (5.2-2) las pérdidas porcentuales reales en el momento de

demanda máxima, tienen un valor de:

%é,/,5UV¯ 1 ¸¶34.696 ¸¶ 100

² %é,/,5UV¯ 2.88 %

Las pérdidas promedio se determinan a partir del promedio de las mediciones de

demanda registradas cada 15 minutos y mostradas en la Tabla 5.3, al determinar este valor

promedio de pérdidas no se considera el consumo de las luminarias de alumbrado público y

de está forma comparar con el valor promedio estimado. A continuación se muestra el valor

obtenido:

0.4264 ¸¶

A partir del valor de pérdidas promedio determinado se puede validar el factor de

pérdidas utilizado, empleando la ecuación (2.2-4):

74

é á

é 0.4264 ¸¶1 ¸¶

± é 0.4264

Al comparar el valor del factor de pérdidas 0.4264 obtenido directamente de las

mediciones, con el valor calculado anteriormente 0.1586 (usando la constante “x” con un

valor de 0.08), se observa una diferencia significativa que implica un valor menor en las

pérdidas promedio determinadas, por lo cual el cálculo de las pérdidas promedio a partir de

las pérdidas máximas determinadas mediante el modelado, se realiza utilizando el factor de

pérdidas con un valor de 0.4264. A continuación se presenta una tabla comparativa entre

los valores de pérdidas reales y los valores de pérdidas técnicas estimados:

Tabla 5.8 Tabla comparativa entre los valores de pérdidas, circuito #1.

Circuito #1 Valores Reales Valores Estimados Factor de carga 0.374 Factor de pérdidas 0.4264 Pérdidas en demanda máxima 1 kW 0.730744 kW % Pérdidas en demanda máxima 2.88 2.106 Pérdidas promedio 0.4264 kW 0.3116 kW Pérdidas de energía diarias 10.23 kWh 7.48 kWh % Pérdidas diarias 3.3 2.42 Pérdidas de energía mensuales 307 kWh 224 kWh Pérdidas de energía anuales 3684 kWh 2692 kWh

75

De la tabla comparativa se obtiene un 0.9 % de diferencia entre las pérdidas técnicas

diarias reales (obtenidas de las mediciones) y las pérdidas estimadas (a partir de la

metodología). La diferencia porcentual obtenida es baja, de forma que las pérdidas técnicas

estimadas mediante el modelado realizado, representan una buena aproximación para las

pérdidas del circuito, aunque teóricamente está diferencia porcentual representaría las

pérdidas no técnicas presentes en el circuito, se debe tener en cuenta que hay conexiones

que no han sido modeladas y que representan un porcentaje de pérdidas técnicas, por

ejemplo las conexiones de las acometidas.

Ya que en la Tabla 5.8 solo se presentan los valores de las pérdidas reales sin

considerar el consumo debido al alumbrado público, a continuación en la Tabla 5.9 se

presentan las pérdidas técnicas reales considerando este consumo, como es de esperar se

reduce el factor de pérdidas y por lo tanto el valor de las pérdidas en demanda y energía.

Tabla 5.9 Valores de pérdidas reales, considerando el consumo del alumbrado

público, circuito #1.

Circuito #1 Valores Reales Factor de carga 0.374 Factor de pérdidas 0.2764 Pérdidas en demanda máxima 1 kW % Pérdidas en demanda máxima 2.88 Pérdidas promedio 0.2764 kW Pérdidas de energía diarias 6.634kWh % Pérdidas diarias 2.14 Pérdidas de energía mensuales 199 kWh Pérdidas de energía anuales 2388 kWh

76

6 Estudio de pérdidas técnicas en los circuitos seleccionados

En el capitulo 5 se desarrollo la metodología de estimación de pérdidas técnicas, de

forma detallada para el circuito #1, por lo cual en el presente capitulo se presentan los

resultados obtenidos al implementar la metodología en los restantes 3 circuitos escogidos

para el estudio de pérdidas técnicas de los circuitos secundarios de la CNFL, S.A.

6.1 Circuito #2: transformador T38884

En la Tabla 6.1 se muestra la información principal del circuito:


Circuito #2: transformador T38884

Número de clientes 15 8 clientes de tipo residencial

7 cliente de tipo comercial Capacidad del transformador

25 kVA


6 Tipo Cobra:

4*150 W+1*175 W+1*250 W


Tramos #4 AWG, Cu

Acometidas #6 AWG, triplex AAC #2 AWG, triplex AAC

El día donde se obtuvo la demanda máxima corresponde al lunes 28 de mayo del

2012 a las 10:30 am, se registro un valor de 35.276 kW en el transformador. En la Tabla

6.2 se presentan las demandas máximas registradas en el transformador, para las semana

del 28 de mayo al 1º de abril, este circuito tiene un comportamiento muy variable en la

77

demanda, pero ya que el día que registro la demanda máxima es un día entre semana y no

es feriado, se considera valido para realiza el estudio de pérdidas técnicas.


circuito#2.

Fecha y Hora Día Demanda Máxima (kW)

28/5/2012 - 10:30 Lunes 35.276 29/5/2012 - 09:30 Martes 21.916 30/5/2012 - 16:45 Miércoles 19.196 31/5/2012 - 07:00 Jueves 21.072 1/6/2012 - 19:00 Viernes 29.368

En la Tabla 6.3 me muestran las mediciones de demanda del transformador y del

total de medidores, en el consumo total de medidores no se considerar la carga cuyo

número de medidor corresponde a 756779, ya que en los pilotos de medición no estaba

incluido, pero al revisar el historial de consumo del cliente se verificó que el cliente no

tenía consumo, por lo cual no aporta a los porcentajes de pérdidas.

Tabla 6.3 Mediciones de demanda en el circuito #2.

Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

T38884 Pérdidas Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

T38884 Pérdidas


28/5/2012 - 00:00 4.544 6.412 3.568 29.13% 28/5/2012 - 12:00 22.112 24.196 8.472 8.61%

28/5/2012 - 00:15 4.364 6.276 3.444 30.47% 28/5/2012 - 12:15 13.344 14.864 4.62 10.23%

28/5/2012 - 00:30 4.416 6.292 3.404 29.82% 28/5/2012 - 12:30 14.544 15.772 4.44 7.79%

28/5/2012 - 00:45 4.152 6.048 3.184 31.35% 28/5/2012 - 12:45 16.244 18.08 4.944 10.15%

28/5/2012 - 01:00 5.88 7.856 3.056 25.15% 28/5/2012 - 13:00 17.5 19.176 5.02 8.74%

28/5/2012 - 01:15 4.324 6.132 3.188 29.48% 28/5/2012 - 13:15 14.444 15.688 4.304 7.93%

28/5/2012 - 01:30 4.828 6.76 3.068 28.58% 28/5/2012 - 13:30 10.42 11.492 3.836 9.33%

28/5/2012 - 01:45 3.976 5.828 3.076 31.78% 28/5/2012 - 13:45 10.08 11.572 3.68 12.89%

28/5/2012 - 02:00 4.192 6.088 3.148 31.14% 28/5/2012 - 14:00 9.38 11.468 4.652 18.21%

28/5/2012 - 02:15 4.412 6.332 3.208 30.32% 28/5/2012 - 14:15 13.532 15.984 5.296 15.34%

28/5/2012 - 02:30 4.408 6.288 3.304 29.90% 28/5/2012 - 14:30 11.044 13.076 5.144 15.54%

78

28/5/2012 - 02:45 4.968 6.876 3.872 27.75% 28/5/2012 - 14:45 11.08 13.44 5.392 17.56%

28/5/2012 - 03:00 4.448 6.34 3.52 29.84% 28/5/2012 - 15:00 12.328 14.852 5.196 16.99%

28/5/2012 - 03:15 4.108 6.004 3.308 31.58% 28/5/2012 - 15:15 13.08 15.02 5.44 12.92%

28/5/2012 - 03:30 3.956 5.872 3.128 32.63% 28/5/2012 - 15:30 10.496 11.86 4.168 11.50%

28/5/2012 - 03:45 3.96 5.844 3.056 32.24% 28/5/2012 - 15:45 12.892 14.532 4.588 11.29%

28/5/2012 - 04:00 3.72 5.616 2.708 33.76% 28/5/2012 - 16:00 13 14.428 4.284 9.90%

28/5/2012 - 04:15 4.2 6.116 3.236 31.33% 28/5/2012 - 16:15 10.828 12.092 3.716 10.45%

28/5/2012 - 04:30 4.476 6.344 3.572 29.45% 28/5/2012 - 16:30 9.364 10.6 3.384 11.66%

28/5/2012 - 04:45 4.244 6.124 3.216 30.70% 28/5/2012 - 16:45 10.832 12.196 3.648 11.18%

28/5/2012 - 05:00 3.828 5.348 2.924 28.42% 28/5/2012 - 17:00 14.216 16.036 4.884 11.35%

28/5/2012 - 05:15 4.112 4.844 2.672 15.11% 28/5/2012 - 17:15 8.3 9.516 3.076 12.78%

28/5/2012 - 05:30 6.708 7.452 2.536 9.98% 28/5/2012 - 17:30 12.816 14.592 4.012 12.17%

28/5/2012 - 05:45 5.516 6.332 2.58 12.89% 28/5/2012 - 17:45 9.088 11.508 4.252 21.03%

28/5/2012 - 06:00 11.744 12.584 2.656 6.68% 28/5/2012 - 18:00 9.568 12.028 3.976 20.45%

28/5/2012 - 06:15 8.008 9.024 2.588 11.26% 28/5/2012 - 18:15 11.468 13.732 4.236 16.49%

28/5/2012 - 06:30 9.072 9.888 2.4 8.25% 28/5/2012 - 18:30 10.052 12.22 4.332 17.74%

28/5/2012 - 06:45 8.644 9.416 2.268 8.20% 28/5/2012 - 18:45 8.468 10.592 3.856 20.05%

28/5/2012 - 07:00 9.628 10.336 2.312 6.85% 28/5/2012 - 19:00 8.804 11.152 3.896 21.05%

28/5/2012 - 07:15 5.952 6.54 2.576 8.99% 28/5/2012 - 19:15 10.348 12.336 3.82 16.12%

28/5/2012 - 07:30 5.484 6.22 3.02 11.83% 28/5/2012 - 19:30 8.184 10.324 3.672 20.73%

28/5/2012 - 07:45 8.044 8.976 2.732 10.38% 28/5/2012 - 19:45 8.444 10.556 3.684 20.01%

28/5/2012 - 08:00 6.36 7.28 3.092 12.64% 28/5/2012 - 20:00 9.88 11.984 3.728 17.56%

28/5/2012 - 08:15 14.616 16.768 5.44 12.83% 28/5/2012 - 20:15 9.464 11.532 3.868 17.93%

28/5/2012 - 08:30 9.516 10.784 3.816 11.76% 28/5/2012 - 20:30 11.372 13.396 3.908 15.11%

28/5/2012 - 08:45 16.232 18.524 5.612 12.37% 28/5/2012 - 20:45 7.712 9.636 3.7 19.97%

28/5/2012 - 09:00 13.048 15.312 6.036 14.79% 28/5/2012 - 21:00 7.16 9.136 3.556 21.63%

28/5/2012 - 09:15 12.972 14.972 5.444 13.36% 28/5/2012 - 21:15 10.084 12.148 3.68 16.99%

28/5/2012 - 09:30 10.104 11.552 4.212 12.53% 28/5/2012 - 21:30 9.94 11.852 3.82 16.13%

28/5/2012 - 09:45 13.808 15.492 3.968 10.87% 28/5/2012 - 21:45 9.248 11.216 3.592 17.55%

28/5/2012 - 10:00 24.428 26.452 10.64 7.65% 28/5/2012 - 22:00 8.064 9.98 3.864 19.20%

28/5/2012 - 10:15 28.332 30.94 12.232 8.43% 28/5/2012 - 22:15 5.36 7.256 3.788 26.13%

28/5/2012 - 10:30 32.256 35.276 12.38 8.56% 28/5/2012 - 22:30 8.232 10.22 3.596 19.45%

28/5/2012 - 10:45 30.108 33.152 12.044 9.18% 28/5/2012 - 22:45 5.34 7.196 3.496 25.79%

28/5/2012 - 11:00 26.516 28.616 9.276 7.34% 28/5/2012 - 23:00 4.744 6.66 3.08 28.77%

28/5/2012 - 11:15 23.304 25.916 9.352 10.08% 28/5/2012 - 23:15 4.952 6.86 3.276 27.81%

28/5/2012 - 11:30 22.576 25.476 9.72 11.38% 28/5/2012 - 23:30 4.648 6.576 3.256 29.32%

28/5/2012 - 11:45 24.116 26.536 9.756 9.12% 28/5/2012 - 23:45 4.456 6.36 3.112 29.94%

La grafica de perfil de carga para el día de demanda máxima en el circuito #2 se

muestra en la Figura 6.1, en la Figura 6.2 se muestra el perfil de carga al considerar el

consumo debido a las luminarias, el cual según la Tabla 6.1 y utilizando la ecuación (5.2-1)

es:

² 8,V®UU¯ 1.025 ¸¶

79


Figura 6.2 Perfil de carga circuito #2, considerando el consumo por alumbrado

público.

A continuación se presenta la gráfica de perfil de carga utilizando las mediciones

registrados por el equipo en cada carga8:

Figura 6.3 Perfil de carga mostrando la demanda de cada carga, circuito #2.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, día de demanda

máxima (28/05/2012)

Transformador T38884 Total de medidores

0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


máxima (28/05/2012)

Transformador T38884 Total de medidores

0

5

10

15

20

25

30

35

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, contribución de cada carga (medidor)757 112

757 111

757 110

757 109

757 099

757 098

757 096

757 093

757 075

757 074

757 073

756 714

756 713

756 690

80

Figura 6.4 Perfil de carga para los diferentes tipos de cargas, circuito #2.

La determinación del factor de carga se realiza empleando la ecuación (2.2-3), el

caso del factor de pérdidas se determina de la ecuación (2.2-6). En la tabla se muestran los

valores obtenidos para el circuito #2:

Tabla 6.4 Valor del factor de carga y del factor de pérdidas, circuito #2.

Circuito #2 Valor Sumatoria de las demandas registradas en

el transformador: ∑ 1152.444 kW

Intervalo de tiempo en el cual son registradas las mediciones: t

0.25 horas

Periodo de análisis: T 24 horas Demanda máxima : Dmáx 35.276 kW

Factor de carga: FC Á. ÂÃ Factor de pérdidas: Fpér Á. ÄÂÃ

0

5

10

15

20

25

30

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


Carga Comercial Carga Residencial

81

6.1.1 Modelado para el circuito #2: Transformador T38884

6.1.1.1 Modelado de las cargas del circuito #2: Transformador T38884


modeladas para el circuito #2.


Número de Carga

Número de

medidor

Demanda (kW)

Magnitud de la impedancia |·|

(Ω) 1 756714 13.28 4.337 2 756713 5.6 10.286 3 757093 2.504 23.003 4 757112 0.008 7200.000 5 757110 0.02 2880.000 6 756779 0 - 7 757096 1.088 52.941 8 756690 0.524 109.924 9 757109 0 - 10 757111 3.916 14.709 11 757074 2.6 22.154 12 757073 0.74 77.838 13 757099 0.256 225.000 14 757075 0.276 208.696 15 757098 1.444 39.889

El ángulo de impedancias se determina empleando la ecuación (4.1-4), con los valores

de las potencias activa y reactiva en el transformador, según la Tabla 6.3 estos valores son

35.276 kW y 13.38 kVAr respectivamente, el valor del ángulo es:

± 19.34 °

82

6.1.1.2 Modelado de las líneas del circuito #2: Transformador T38884

En la Tabla 6.6 se muestran los valores a utilizar en la impedancia de los conductores

para el modelado del circuito #2, de acuerdo con la Tabla 4.3 y la Tabla 4.6.



RAC (Ω/km)

XL (Ω/km)

Tramos Cu 4 1.926 0.684

Acometidas

AAC triplex

2 2.096 0.1906

AAC triplex

6 5.28 0.2088

Utilizando la ecuación (5.1-1) a partir de la información de la Tabla 6.6 y las

longitudes de las líneas, se obtuvieron los valores de las impedancias para cada segmento

de los tramos y para las acometidas.

6.1.2 Simulación para circuito #2: Transformador T38884

En la Figura 6.5 se muestra el circuito modelado en el software TINA y en la Figura

6.6 se muestran los resultados de la simulación realizada.

83


Lum

inar

ia_1

75W

VF25

VF15

VF

14

VF10

VF7

VF4

VF3

VF2

VF1

ZL

ZL

ZAM-757110

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZL

ZLZLZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

M-756779

M-756690

M-757112

M-757093

M-757109

M-757111

M-757074

M-757073

M-756713

M-756714

AM7

AM15

AM30

AM36

AM37

AM38

AM39

AM41

AM47

AM49

ZA

ZA

ZA

M-757098

M-757075

ZA M-757099

ZA

+

V

VF5

VF6

ZA

M-757096

VF8

VF9

VF11

VF12

VF13

Luminaria_150 W

Lum

inar

ia_2

50W

Lum

inar

ia_1

50W

Lum

inar

ia_1

50W

VF16

Luminaria_150W

AM5

AM6

AM1

AM2

AM3

AM16

AM17

AM18

AM4

AM8

AM9

AM10

AM14

AM19

AM11

AM12

AM20 AM22 AM23

AM13

AM24

AM25

SW

-SP

ST

1

84


Lum

inar

ia_1

75W

VF25

VF15

VF

14

VF10

VF7

VF4

VF3

VF2

VF1

ZL

ZL

ZAM-757110

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZL

ZLZLZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

M-756779

M-756690

M-757112

M-757093

M-757109

M-757111

M-757074

M-757073

M-756713

M-756714

AM7

AM15

AM30

AM36

AM37

AM38

AM39

AM41

AM47

AM49

ZA

ZA

ZA

M-757098

M-757075

ZA M-757099

ZA

+

V

VF5

VF6

ZA

M-757096

VF8

VF9

VF11

VF12

VF13

Luminaria_150 W

Lum

inar

ia_2

50W

Lum

inar

ia_1

50W

Lum

inar

ia_1

50W

VF16

Luminaria_150W

AM5

AM6

AM1

AM2

AM3

AM16

AM17

AM18

AM4

AM8

AM9

AM10

AM14

AM19

AM11

AM12

AM20 AM22 AM23

AM13

AM24

AM25

SW

-SP

ST

1

230,8nA -12,5m°

0A 0°

4,5A -19,3°

4,5A -19,3°4,5A -19,3°239,4nA 0°

2,2A -19,3°

6,8A -19,3°

123,3A -19,2°

239nA -1,3m°

33,2mA -19,3°

10,4A -19,3°

10,4A -19,3°

3A -19,3°

22,5A -19,3°

52,8A -19,2°

1A -19,3°

6,9A -19,3°

1,1A -19,3°

5,8A -19,3°

16A -19,2°

10,7A -19,3°

239,2V 0°239,4V 0°

238,9V 7,7m°

231V 8,6m°

231,3V -11,8m°

239,2V 0°

239,6V 0°

240V 0°

4,5A -19,3°

4,6A -19,3°

112,9A -19,2°

86,2A -19,2°

83,2A -19,2°

59,7A -19,2°

52,8A -19,2°

239,3nA 0°

83,2mA 160,7°

237,5nA -3,1m°

230,8V -12,5m°

231,7V -11,2m°

233,9V -7,9m°

237,5V -3,1m°

239V -1,3m°

239,7V 0°

239,4V 0° 239,3V 0°

228,6V 158,2m°

85

Con la información obtenida de la simulación se determinan las pérdidas técnicas

debidas a los conductores, utilizando el valor de resistencia de cada segmento y la ecuación

(4.1-36). En Tabla 6.7 y la Tabla 6.8 se muestran las pérdidas obtenidas en cada segmento

de las líneas, en total se obtienen 968.106 W de pérdidas debidas a los conductores.


Segmento RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

a 0.0082047 52.79 22.86489

b 0.0068758 59.68 24.48962

c 0.0251920 83.19 174.3437

d 0.0393481 86.19 292.3064

e 0.0123841 112.92 157.9097

f 0.0074536 123.33 113.3717

g 0.0364977 6.77 1.672795

h 0.0206082 4.59 0.434175

i 0.0420445 4.51 0.855190

j 0.0216867 0 0

k 0.0333583 4.51 0.678511

l 0.0430653 4.51 0.875953

n 0.0987267 0 0

Total 789.803


Número de medidor

RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

756714 0.044352 52.79 123.599448

756713 0.02112 22.47 10.663507

DPANEL medidores 757093 y 757112

0.014672 10.41 1.5899767

757093 0.022176 10.38 2.3893398

757112 0.02112 0.03318 0.00002325

757110 0.03880 0.08321 0.0002687

756779 0.02112 0 0

757096 0.099844 4.51 2.03085321

756690 0.062356 2.18 0.29634445

757109 0.109876 0 0

757111 0.096676 16.05 24.904185

757074 0.084374 10.69 9.6419773

757073 0.082896 3 0.746064

757099 0.086592 1.03 0.0918654

DPANEL medidores 757075 y 757098

0.048669 6.9 2.3171368

757075 0.0264 1.1 0.031944

757098 0.02112 5.8 0.7104768

Total 178.303

86


transformador T38884.

Al comparar el valor del factor de pérdidas de 0.134 mostrado en la Tabla 6.4, con

0.596 el valor obtenido directamente de las mediciones, se decide utilizar el factor de

pérdidas de 0.596 para la estimación de las pérdidas promedio. A continuación se presenta

una tabla comparativa entre las pérdidas reales y las pérdidas técnicas estimadas.


Circuito #2 Valores Reales Valores Estimados Factor de carga 0.34 Factor de pérdidas 0.596 Pérdidas en demanda máxima 3.02 kW 0.968106 kW % Pérdidas en demanda máxima 8.56 2.74 Pérdidas promedio 1.801 kW 0.577 kW Pérdidas de energía diarias 43.22 kWh 13.85 kWh % Pérdidas diarias 15 4.81 Pérdidas de energía mensuales 1297kWh 415 kWh Pérdidas de energía anuales 15561 kWh 4985 kWh

87

A continuación se presentan las pérdidas reales considerando el alumbrado público:

Tabla 6.10 Valores de pérdidas reales considerando el alumbrado público, circuito #2.

Circuito #2 Valores Reales Factor de carga 0.34 Factor de pérdidas 0.427 Pérdidas en demanda máxima 3.02 kW % Pérdidas en demanda máxima 8.56 Pérdidas promedio 1.289 kW Pérdidas de energía diarias 30.94 kWh % Pérdidas diarias 10.75 Pérdidas de energía mensuales 928 kWh Pérdidas de energía anuales 11137 kWh

6.2 Circuito #3: transformador SN-2



Circuito #3: transformador SN-2

Número de clientes 25 24 clientes de tipo

residencial 1 cliente de tipo comercial


25 kVA




Tramos #3/0 AWG, AAC Acometidas #6 AWG, triplex AAC

En la Tabla 6.12 se muestran las mediciones de demanda máxima registradas en el

transformador por el equipo para la semana del 28 de mayo al 1º de junio, el día donde se

88

obtuvo la demanda máxima corresponde al martes 29 de mayo del 2012 a las 6:45 am, se

registro un valor de 37.372 kW en el transformador. En este día se considera que el circuito

tiene un comportamiento típico, como se observa en la Tabla 6.12 la demanda máxima por

lo general es registrada entre las 6:00 y 8:00 am.


circuito#3.

Fecha y Hora Día Demanda Máxima

(kW) 28/5/2012 - 07:30 Lunes 34.608 29/5/2012 - 06:45 Martes 37.372 30/5/2012 - 20:00 Miércoles 30.38 31/5/2012 - 07:45 Jueves 28.988 1/6/2012 - 07:30 Viernes 27.592

En la Tabla 6.13 se muestran las mediciones de demanda del transformador y del

total de medidores


Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

SN-2 Pérdidas Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

SN-2 Pérdidas


29/5/2012 - 00:00 8.768 9.888 3.052 11.33% 29/5/2012 - 12:00 17.868 18.848 3.916 5.20%

29/5/2012 - 00:15 7.284 8.664 2.348 15.93% 29/5/2012 - 12:15 14.36 14.624 2.912 1.81%

29/5/2012 - 00:30 6.692 8.016 2.052 16.52% 29/5/2012 - 12:30 13.068 13.52 3.408 3.34%

29/5/2012 - 00:45 6.244 7.52 2.232 16.97% 29/5/2012 - 12:45 14.78 15.26 3.08 3.15%

29/5/2012 - 01:00 4.984 6.332 1.904 21.29% 29/5/2012 - 13:00 8.04 8.796 2.588 8.59%

29/5/2012 - 01:15 5.276 6.612 2.188 20.21% 29/5/2012 - 13:15 10.592 11.196 2.568 5.39%

29/5/2012 - 01:30 5.212 6.516 1.664 20.01% 29/5/2012 - 13:30 11.504 12.176 2.528 5.52%

29/5/2012 - 01:45 5.288 6.624 1.996 20.17% 29/5/2012 - 13:45 18.488 18.788 4.128 1.60%

29/5/2012 - 02:00 4.476 5.74 1.7 22.02% 29/5/2012 - 14:00 14.704 15.104 2.636 2.65%

29/5/2012 - 02:15 4.344 5.676 1.788 23.47% 29/5/2012 - 14:15 15.144 15.36 3.872 1.41%

29/5/2012 - 02:30 4.884 6.216 2.256 21.43% 29/5/2012 - 14:30 10.716 10.948 3.448 2.12%

29/5/2012 - 02:45 4.776 6.048 1.84 21.03% 29/5/2012 - 14:45 9.944 10.224 3.564 2.74%

89

29/5/2012 - 03:00 5.144 6.468 1.56 20.47% 29/5/2012 - 15:00 12.94 13.176 3.476 1.79%

29/5/2012 - 03:15 3.66 5.028 1.544 27.21% 29/5/2012 - 15:15 12.24 12.456 3.556 1.73%

29/5/2012 - 03:30 3.896 5.16 1.644 24.50% 29/5/2012 - 15:30 12.288 12.784 3.184 3.88%

29/5/2012 - 03:45 5.512 6.8 1.772 18.94% 29/5/2012 - 15:45 12.32 12.44 2.9 0.96%

29/5/2012 - 04:00 3.564 4.964 1.656 28.20% 29/5/2012 - 16:00 10.444 10.672 3.048 2.14%

29/5/2012 - 04:15 3.604 4.88 1.48 26.15% 29/5/2012 - 16:15 11.312 11.664 3.968 3.02%

29/5/2012 - 04:30 3.724 4.972 1.692 25.10% 29/5/2012 - 16:30 12.636 12.92 3.708 2.20%

29/5/2012 - 04:45 4.296 5.664 1.48 24.15% 29/5/2012 - 16:45 13.188 13.72 3.532 3.88%

29/5/2012 - 05:00 12.104 13.528 1.684 10.53% 29/5/2012 - 17:00 14.448 15.232 3.256 5.15%

29/5/2012 - 05:15 17.276 19.616 3.396 11.93% 29/5/2012 - 17:15 13.216 14.284 3.3 7.48%

29/5/2012 - 05:30 15.548 18.212 3.336 14.63% 29/5/2012 - 17:30 14.752 15.956 3.768 7.55%

29/5/2012 - 05:45 13.652 14.864 1.804 8.15% 29/5/2012 - 17:45 11.812 13.728 3.316 13.96%

29/5/2012 - 06:00 30.216 33.428 2.864 9.61% 29/5/2012 - 18:00 20.512 22.636 3.208 9.38%

29/5/2012 - 06:15 17.024 19.844 2.952 14.21% 29/5/2012 - 18:15 16.56 18.296 3.384 9.49%

29/5/2012 - 06:30 17.592 19.932 2.72 11.74% 29/5/2012 - 18:30 12.98 14.62 3.128 11.22%

29/5/2012 - 06:45 34.568 37.372 4.576 7.50% 29/5/2012 - 18:45 14.232 15.86 3.104 10.26%

29/5/2012 - 07:00 31.052 33.076 4.516 6.12% 29/5/2012 - 19:00 13.308 14.82 2.796 10.20%

29/5/2012 - 07:15 29.128 30.652 4.956 4.97% 29/5/2012 - 19:15 10.828 12.3 2.856 11.97%

29/5/2012 - 07:30 25.164 26.964 5.42 6.68% 29/5/2012 - 19:30 11.02 12.488 2.844 11.76%

29/5/2012 - 07:45 17.852 20.964 3.86 14.84% 29/5/2012 - 19:45 13.748 15.392 4.156 10.68%

29/5/2012 - 08:00 13.596 14.444 3.416 5.87% 29/5/2012 - 20:00 14.388 16.04 4.052 10.30%

29/5/2012 - 08:15 20.392 21.676 4.32 5.92% 29/5/2012 - 20:15 15.46 17.044 4.032 9.29%

29/5/2012 - 08:30 15.008 16.404 3.988 8.51% 29/5/2012 - 20:30 13.756 15.236 4.008 9.71%

29/5/2012 - 08:45 13.44 14.368 3.612 6.46% 29/5/2012 - 20:45 13.148 14.856 4.212 11.50%

29/5/2012 - 09:00 9.544 9.812 3.228 2.73% 29/5/2012 - 21:00 14.708 16.46 4.384 10.64%

29/5/2012 - 09:15 10.32 11.048 2.924 6.59% 29/5/2012 - 21:15 13.384 14.952 4.476 10.49%

29/5/2012 - 09:30 11.82 12.456 2.964 5.11% 29/5/2012 - 21:30 11.404 12.868 3.66 11.38%

29/5/2012 - 09:45 12.852 13.724 3.584 6.35% 29/5/2012 - 21:45 9.396 10.968 2.948 14.33%

29/5/2012 - 10:00 10.848 11.488 3.476 5.57% 29/5/2012 - 22:00 9.304 10.968 2.816 15.17%

29/5/2012 - 10:15 9.932 10.56 2.952 5.95% 29/5/2012 - 22:15 16.888 18.736 2.576 9.86%

29/5/2012 - 10:30 8.28 9.048 2.84 8.49% 29/5/2012 - 22:30 16.964 18.656 2.992 9.07%

29/5/2012 - 10:45 9.472 10.24 3.156 7.50% 29/5/2012 - 22:45 17.716 21.612 3.42 18.03%

29/5/2012 - 11:00 11.936 12.404 3.876 3.77% 29/5/2012 - 23:00 13.52 15.664 3.456 13.69%

29/5/2012 - 11:15 14.372 14.704 3.88 2.26% 29/5/2012 - 23:15 10.268 11.64 2.488 11.79%

29/5/2012 - 11:30 13.748 14.028 3.948 2.00% 29/5/2012 - 23:30 9.116 10.56 2.964 13.67%

29/5/2012 - 11:45 18.368 18.808 4.36 2.34% 29/5/2012 - 23:45 7.144 8.588 2.568 16.81%

La gráfica de perfil de carga para el circuito #3 se muestra en la Figura 6.7, en la

Figura 6.8 se muestra el perfil de carga al considerar el consumo debido a las luminarias, el

cual según la Tabla 6.11 y utilizando la ecuación (5.2-1) es:

² 8,V®UU¯ 1.35 ¸¶

90


Figura 6.8 Perfil de carga circuito #3, considerando consumo por alumbrado

público.

A continuación se presenta la grafica de perfil de carga utilizando las mediciones



0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


máxima (29/05/2012)


0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


máxima (29/05/2012)


0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, contribución de cada carga (medidor)757 152757 151757 150757 148757 147757 146757 145757 136757 135757 134757 133757 131757 130757 129757 086756 903756 900756 899756 898756 897

91









0.25 horas


Factor de carga: FC Á. ÂÅÆ Factor de pérdidas: Fpér Á. ÄÇÂÂ

0

5

10

15

20

25

30

35

40

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


Carga Comercial Carga residencial

92

6.2.1 Modelado para el circuito #3: Transformador SN-2

6.2.1.1 Modelado de las cargas del circuito #3: transformador SN-2




Número de Carga

Número de medidor

Demanda (kW)


(Ω) 1 756711 0.148 389.189

2 757134 0.068 847.059

3 757135 0.132 436.364

4 757136 0.356 161.798

5 756710 0.124 464.516

6 756709 0.444 129.730

7 757086 0.124 464.516

8 757146 0.224 257.143

9 756897 6.072 9.486

10 756900 0.444 129.730

11 757145 6.208 9.278

12 757147 0.728 79.121

13 756764 6.14 9.381

14 756712 0 -

15 756898 0.124 464.516

16 757148 0.376 153.191

17 756903 0 -

18 757133 0.22 261.818

19 757131 5.916 9.736

20 757130 2.7 21.333

21 757129 1.812 31.788

22 756899 0.112 514.286

23 757150 0.292 197.260

24 757152 0.304 189.474

25 757151 1.5 38.400

93




± 6.98 °

6.2.1.2 Modelado de las líneas del circuito #3: transformador SN-2





RAC (Ω/km)

XL (Ω/km)

Tramos AAC 3/0 0.758 0.562

Acometidas AAC triplex

6 5.28 0.2088

Con la información de la Tabla 6.16 y las longitudes de las líneas, se obtuvieron los

valores de las impedancias para cada segmento de los tramos y en las acometidas.

6.2.2 Simulación para circuito #3: transformador SN-2

En la Figura 6.11 se muestra el circuito modelado en el software TINA y en la Figura

6.12 se muestran los resultados de la simulación realizada.

94


Luminaria_150 W

Luminaria_150 W

Luminaria_150 W

Luminaria_150 W

Lum

inar

ia_1

50

W

Lum

inar

ia_1

50 W

Luminaria_150 W

Lum

inar

ia_1

50

W

Lum

inar

ia_1

50 W

VF28

VF27

ZL

VF26

VF25

VF24

VF23

VF22

VF21

VF20

VF19

VF18

VF17

VF16 VF15 VF14

VF13

VF12

VF11

VF10

VF9

VF8

VF7

VF6

VF5

VF4

VF3

VF2

VF1

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZAM-757147

+

V

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZLZLZLZLZLZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

M-757151

M-757152

M-757150

M-756899

M-757129

M-757130

M-757131

M-757133

M-756903M-757148M-756898

M-756712

M-756764

M-757145

M-756900

M-756897

M-757146

M-757086

M-756709

M-756710

M-757136

M-757135

M-757134

M-756711 AM1

AM2

AM3

AM4

AM5

AM6

AM7

AM9

AM10

AM11

AM12

AM13

AM14

AM15

AM16

AM17

AM18

AM19

AM20

AM21

AM22

AM23

AM24

AM25

AM26

AM27

AM

28 A

M29

AM

30

AM

31

AM

32

AM

33

AM

34

AM

35

AM36

AM37

AM38

AM39

AM40

AM41

AM42

AM43

AM44

AM45

AM46

AM47

AM48

AM49

AM50

AM51

AM52 AM53 AM54 AM55

AM56

AM58

AM59

AM60

AM61

AM62

AM63

AM64

AM65

AM66

AM67

ZA

AM8

95


AM8

ZA

AM67

AM66

AM65

AM64

AM63

AM62

AM61

AM60

AM59

AM58

AM56

AM55 AM54 AM53 AM52

AM51

AM50

AM49

AM48

AM47

AM46

AM45

AM44

AM43

AM42

AM41

AM40

AM39

AM38

AM37

AM36

AM

34

AM

33

AM

32

AM

31 AM

30

AM

29

AM

28

AM27

AM26

AM25

AM24

AM23

AM22

AM21

AM20

AM19

AM18

AM17

AM16

AM15

AM14

AM13

AM12

AM11

AM10

AM9

AM7

AM6

AM5

AM4

AM3

AM2

AM1 M-756711

M-757134

M-757135

M-757136

M-756710

M-756709

M-757086

M-757146

M-756897

M-756900

M-757145

M-756764

M-756712

M-756898 M-757148 M-756903

M-757133

M-757131

M-757130

M-757129

M-756899

M-757150

M-757152

M-757151

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL ZL ZL ZL ZL ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

+

V

M-757147 ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

VF1

VF2

VF3

VF4

VF5

VF6

VF7

VF8

VF9

VF10

VF11

VF12

VF13

VF14 VF15 VF16

VF17

VF18

VF19

VF20

VF21

VF22

VF23

VF24

VF25

VF26

ZL

VF27

VF28

Lum

inar

ia_1

50

W

Lum

inaria

_15

0 W

Luminaria_150 W

Lum

inar

ia_1

50 W

Lum

inar

ia_1

50

W

Luminaria_150 W

Luminaria_150 W

Luminaria_150 W

Luminaria_150 W

0V 4°

236,6V -454,6m°

236,3V -446,9m°

236,1V -517,5m°

238,1V -257,6m°

236,7V -448,1m°

236,7V -443,1m°

236,8V -433,3m°

236,8V -428,4m°

236,9V -414m°

237,1V -389,5m°

237,5V -337,4m°

239V -133,5m°239,6V -60,1m°240V 0°

238,2V -242,1m°

237,4V -351,8m°

236,8V -429,5m°

236,6V -462,9m°

236,4V -493,2m°

236,3V -498,4m°

236,3V -506m°

236,2V -510,5m°

236,2V -512,8m°

236,2V -516,1m°

236,2V -517,1m°

236,2V -517,8m°

236,2V -518,2m°606,7mA 172,5°

236,2nA 179,5°

278,8mA 172,5°

541,2mA 172,5°

1,5A 172,5°

508,5mA 172,5°

1,8A 172,5°

508,6mA 172,5°

918,8mA 172,5°

24,8A 172,6°

1,8A 172,6°

25,4A 172,6°

237,1nA 179,6°

3A 172,7°

25,2A 172,7°

238,2nA 179,8°

6,2A -7,4°

236,7nA -450,8m°

1,2A -7,4°

1,2A -7,4°

460,4mA -7,4°

7,4A -7,4°

11,1A -7,4°

24,2A -7,3°

906,9mA -7,3°

237,8nA -298,4m°

238,6nA -189,9m°

141,6A 172,6° 515,7mA -7°

239,2nA -106,4m°

1,6A -7,1° 238,1nA -257,6m° 238,1nA -257,6m°

606,7mA -7,5°

606,7mA -7,5°

885,6mA -7,5°

1,4A -7,5°

2,9A -7,5°

3,4A -7,5°

5,2A -7,5°

5,7A -7,5°

6,6A -7,5°

31,4A -7,5°

33,2A -7,5°

58,6A -7,4°

58,6A -7,4°

86,8A -7,4°

86,8A -7,4°

86,8A -7,4°

54,8A -7,4° 54,3A -7,4° 54,3A -7,4° 52,7A -7,4°

714,3nA -257,6m°

6,2A -7,4°

6,2A -7,4°

7,4A -7,4°

8,6A -7,4°

9,1A -7,4°

16,5A -7,4°

27,6A -7,4°

51,8A -7,4°

52,7A -7,4°

52,7A -7,4°

236,3nA 179,5°

96


debidas a los conductores, utilizando el valor de resistencia de cada segmento y empleando

la ecuación (4.1-36). En Tabla 6.18 y la Tabla 6.17 se muestran las pérdidas obtenidas en

cada segmento de las líneas, en total se obtienen 692.318 W de pérdidas debidas a los

conductores.


Número de medidor

RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

756711 0.054806 0.60675 0.020176732

757134 0.056548 0.2788 0.004395506

757135 0.057763 0.54119 0.0169180681

757136 0.058977 1.46 0.125716652

756710 0.055756 0.50846 0.0144148931

756709 0.057657 1.28 0.0944662118

757086 0.057499 0.50856 0.0148712063

757146 0.055070 0.91855 0.046464774

756897 0.056073 24.76 34.376346639

756900 0.057235 1.82 0.189585876

757145 0.05491 25.37 35.34338945

757147 0.039283 3 0.3535488

756764 0.039283 25.2 24.946403328

756712 0.042609 0 0

756898 0.009345 0.51568 0.00248523

757148 0.012144 1.56 0.029553638

756903 0.006230 0 0

757133 0.058449 0.90691 0.04807396

757131 0.052060 24.22 30.5393025

757130 0.049420 11.08 6.067213701

757129 0.051638 7.44 2.858371338

756899 0.06098 0.46038 0.012925543

757150 0.058027 1.2 0.08355916

757152 0.055598 1.25 0.0868725

757151 0.062092 6.15 2.348504928

Total 137.624

97


Segmento RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

a 0.0016600 0.60675 0.0006111289

b 0.002918 0.60675 0.00107435919

c 0.0051468 0.8855 0.00403567431

d 0.0049573 1.43 0.0101372236

e 0.0075496 2.89 0.0630556823

f 0.0044949 3.39 0.0516562999

g 0.0058062 5.21 0.1576062449

h 0.0089292 5.72 0.2921504460

i 0.005306 6.64 0.2339394176

j 0.0064733 31.4 6.3824345872

k 0.0067613 33.23 7.466116160

l 0.0035626 58.6 12.233825

m 0.0053893 58.6 18.50691534

n 0.008565 86.8 64.5337792

ñ 0.0040932 86.8 30.839151168

o 0.0150084 86.8 113.0768876

p 0.0075572 54.78 22.67819157

q 0.0034337 54.26 10.10943738

r 0.0058441 54.26 17.20612852

s 0.0160544 52.7 44.587835

t 0.0048815 0 0

u 0.005685 0 0

v 0.0052453 52.7 14.5678858

w 0.0050028 52.7 13.8942264

x 0.0636416 51.8 170.7659014

y 0.0059806 27.58 4.549196878

z 0.0059048 16.5 1.607587245

A 0.0036308 9.06 0.298030776

B 0.0008034 8.6 0.05942538

C 0.004548 7.4 0.24904848

D 0.003032 6.15 0.11467782

E 0.0040477 6.15 0.15309488

Total 554.694

98


transformador SN-2

Al comparar el valor del factor de pérdidas de 0.1533 mostrado en la Tabla 6.14,

con 0.4432 el valor obtenido directamente de las mediciones, se decide utilizar el factor de




Circuito #3 Valores Reales Valores Estimados Factor de carga 0.367 Factor de pérdidas 0.4432 Pérdidas en demanda máxima 2.804 kW 0.692318 kW % Pérdidas en demanda máxima 7.5 1.853 Pérdidas promedio 1.2427 kW 0.3068 kW Pérdidas de energía diarias 29.8 kWh 7.36 kWh % Pérdidas diarias 9.1 2.24 Pérdidas de energía mensuales 895 kWh 221 kWh Pérdidas de energía anuales 10737 kWh 2651 kWh

99


Tabla 6.20 Valores de pérdidas reales considerando alumbrado público, circuito #3.

Circuito #3 Valores Reales Factor de carga 0.367 Factor de pérdidas 0.202 Pérdidas en demanda máxima 2.804 kW % Pérdidas en demanda máxima 7.5 Pérdidas promedio 0.567 kW Pérdidas de energía diarias 13.61 kWh % Pérdidas diarias 4.14

Pérdidas de energía mensuales 408 kWh Pérdidas de energía anuales 4899 kWh

6.3 Circuito #4: transformador P33-16775



Circuito #4: transformador P33-16775

Número de clientes 55 51 clientes de tipo residencial 4 clientes de tipo comercial


50 kVA




Tramos #3/0 AWG, AAC

Acometidas #6 AWG, triplex AAC #2 AWG, triplex AAC

100

En la Tabla 6.22 me muestran las mediciones de demanda del transformador y del

total de medidores, el día donde se obtuvo la demanda máxima corresponde al martes 29 de

mayo del 2012 y a las 6:00 pm, se registro un valor de 44.656 kW en el transformador.

Es necesario indicar que el piloto de mediciones del circuito no contiene la carga

cuyo número de medidor corresponde a 575717, al revisar el historial de consumo la carga

si mantiene un consumo, por lo cual los porcentajes de pérdidas reales en realidad son

menores a los presentados en la Tabla 6.22.


Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

P33-16775 Pérdidas Fecha y Hora

Total

Medi-

dores

Transformador

P33-16775 Pérdidas


29/5/2012 - 00:00 4.976 9.044 6.332 44.98% 29/5/2012 - 12:00 16.688 24.924 9.032 33.04%

29/5/2012 - 00:15 4.984 8.952 6.604 44.33% 29/5/2012 - 12:15 19.692 26.06 9.2 24.44%

29/5/2012 - 00:30 3.928 7.788 6.196 49.56% 29/5/2012 - 12:30 17.052 23.336 9.164 26.93%

29/5/2012 - 00:45 4.336 7.852 6.1 44.78% 29/5/2012 - 12:45 19.464 24.88 8.06 21.77%

29/5/2012 - 01:00 4.108 7.88 6.608 47.87% 29/5/2012 - 13:00 19.284 25.76 9.296 25.14%

29/5/2012 - 01:15 3.728 7.404 6.264 49.65% 29/5/2012 - 13:15 21.308 27.956 9.748 23.78%

29/5/2012 - 01:30 3.568 7.3 6.232 51.12% 29/5/2012 - 13:30 19.42 26.032 9.04 25.40%

29/5/2012 - 01:45 4.316 7.752 6.364 44.32% 29/5/2012 - 13:45 14.524 19.772 8.276 26.54%

29/5/2012 - 02:00 3.704 7.156 6.176 48.24% 29/5/2012 - 14:00 13.824 20.936 8.908 33.97%

29/5/2012 - 02:15 4.264 7.932 6.72 46.24% 29/5/2012 - 14:15 12.956 19.236 9.088 32.65%

29/5/2012 - 02:30 3.708 7.272 5.544 49.01% 29/5/2012 - 14:30 14.544 19.216 9.296 24.31%

29/5/2012 - 02:45 3.328 6.824 5.644 51.23% 29/5/2012 - 14:45 16.412 20.956 9.388 21.68%

29/5/2012 - 03:00 3.412 6.872 5.788 50.35% 29/5/2012 - 15:00 17.384 23.108 9.476 24.77%

29/5/2012 - 03:15 3.312 6.892 5.58 51.94% 29/5/2012 - 15:15 16.392 23.392 8.744 29.92%

29/5/2012 - 03:30 3.664 7.18 5.636 48.97% 29/5/2012 - 15:30 17.12 21.392 7.992 19.97%

29/5/2012 - 03:45 4.244 7.9 5.6 46.28% 29/5/2012 - 15:45 15.26 21.464 9.104 28.90%

29/5/2012 - 04:00 5.408 9.928 6.544 45.53% 29/5/2012 - 16:00 17.536 23.024 10.068 23.84%

29/5/2012 - 04:15 8.9 13.428 6.38 33.72% 29/5/2012 - 16:15 17.548 23.424 11.824 25.09%

29/5/2012 - 04:30 7.372 13.484 5.06 45.33% 29/5/2012 - 16:30 18.072 24.584 10.792 26.49%

29/5/2012 - 04:45 5.264 11.012 5.936 52.20% 29/5/2012 - 16:45 18.856 28.172 10.664 33.07%

29/5/2012 - 05:00 8.5 14.956 5.428 43.17% 29/5/2012 - 17:00 21.204 29.896 10.028 29.07%

29/5/2012 - 05:15 12.328 19.28 6.016 36.06% 29/5/2012 - 17:15 29.432 38.832 11.028 24.21%

29/5/2012 - 05:30 16.272 24.904 6.076 34.66% 29/5/2012 - 17:30 28.16 39.764 10.596 29.18%

29/5/2012 - 05:45 16.616 30.26 6.784 45.09% 29/5/2012 - 17:45 29.528 41.824 10.46 29.40%

29/5/2012 - 06:00 14.62 25.616 6.008 42.93% 29/5/2012 - 18:00 28.408 44.656 10.324 36.38%

29/5/2012 - 06:15 12.708 20.912 6.164 39.23% 29/5/2012 - 18:15 25.272 39.424 9.696 35.90%

101

29/5/2012 - 06:30 12.332 21.16 5.996 41.72% 29/5/2012 - 18:30 25.376 36.056 8.884 29.62%

29/5/2012 - 06:45 12.3 18.256 5.592 32.62% 29/5/2012 - 18:45 21.944 30.392 9.336 27.80%

29/5/2012 - 07:00 12.012 16.896 6.184 28.91% 29/5/2012 - 19:00 23.132 31.536 9.252 26.65%

29/5/2012 - 07:15 10.76 22.968 7.176 53.15% 29/5/2012 - 19:15 21.136 32.572 9.452 35.11%

29/5/2012 - 07:30 12.06 24.528 6.724 50.83% 29/5/2012 - 19:30 19.892 30.46 9.284 34.69%

29/5/2012 - 07:45 13.316 21.196 7.488 37.18% 29/5/2012 - 19:45 21.284 31.564 8.964 32.57%

29/5/2012 - 08:00 11.844 18.124 8.712 34.65% 29/5/2012 - 20:00 20.728 31.764 10.072 34.74%

29/5/2012 - 08:15 14.312 19.832 8.756 27.83% 29/5/2012 - 20:15 20.928 31.992 9.588 34.58%

29/5/2012 - 08:30 17.804 23.092 7.864 22.90% 29/5/2012 - 20:30 18.896 29.192 9.424 35.27%

29/5/2012 - 08:45 18.792 23.964 9.044 21.58% 29/5/2012 - 20:45 18.924 29.432 9.08 35.70%

29/5/2012 - 09:00 15.344 20.276 9.42 24.32% 29/5/2012 - 21:00 17.336 25.508 8.896 32.04%

29/5/2012 - 09:15 16.236 24.368 7.996 33.37% 29/5/2012 - 21:15 16.428 23.944 8.688 31.39%

29/5/2012 - 09:30 16.516 23.904 9.536 30.91% 29/5/2012 - 21:30 15.584 23.448 8.588 33.54%

29/5/2012 - 09:45 16.508 24.324 9.368 32.13% 29/5/2012 - 21:45 16.576 23.16 8.1 28.43%

29/5/2012 - 10:00 18.236 27.632 10.16 34.00% 29/5/2012 - 22:00 10.948 18.548 7.62 40.97%

29/5/2012 - 10:15 17.68 25.88 9.336 31.68% 29/5/2012 - 22:15 9.536 22.68 7.884 57.95%

29/5/2012 - 10:30 16.748 24.052 9.092 30.37% 29/5/2012 - 22:30 8.628 13.796 6.672 37.46%

29/5/2012 - 10:45 18.328 24.692 9.232 25.77% 29/5/2012 - 22:45 7.692 12.516 6.564 38.54%

29/5/2012 - 11:00 19.248 26.76 9.872 28.07% 29/5/2012 - 23:00 7.876 12.244 7.684 35.67%

29/5/2012 - 11:15 20.016 29.272 10.208 31.62% 29/5/2012 - 23:15 7.632 11.996 7.968 36.38%

29/5/2012 - 11:30 21.156 28.484 10.156 25.73% 29/5/2012 - 23:30 7.164 10.652 7.812 32.75%

29/5/2012 - 11:45 18.716 26.016 8.964 28.06% 29/5/2012 - 23:45 5.408 9.232 6.672 41.42%

La gráfica de perfil de carga para el circuito #4 se muestra en la Figura 6.13, en la

Figura 6.14 se muestra el perfil de carga al considerar el consumo debido a las luminarias,

según la información de la Tabla 6.22 y utilizando la ecuación (5.2-1) es:

² 8,V®UU¯ 0.6 ¸¶

102


Figura 6.14 Perfil de carga circuito #4, considerando el consumo por alumbrado

público.

A continuación se presenta la grafica de perfil de carga utilizando las mediciones


0

10

20

30

40

50

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


máxima (29/05/2012)

Transformador P33-16775 Total de Medidores

0

10

20

30

40

50

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


máxima (29/05/2012)

Transformador P33-16775 Total de Medidores

103



0

5

10

15

20

25

30

35

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo

Perfil de carga, contribución de cada carga (medidor)757 160 756 960

756 959 756 958

756 956 756 955

756 952 756 951

756 949 756 948

756 946 756 945

756 936 756 924

756 922 756 921

756 914 756 862

756 939 756 937

756 920 756 919

756 918 756 917

756 916 756 915

756 913 756 864

756 863 756 848

756 847 756 846

756 845 756 838

756 837 756 836

756 835 756 834

756 833 756 832

756 829 756 816

756 815 756 814

756 813 756 808

756 806 756 805

756 799 756 798

756 788 756 787

756 786 756 785

0

5

10

15

20

25

30

35

De

ma

nd

a (

kW

)

Tiempo


Carga Comercial Carga Residencial

104








0.25 horas


Factor de carga: FC Á. ÃÆÆ Factor de pérdidas: Fpér Á. ÈÃÆ

6.3.1 Modelado para el circuito #4: transformador P33-167752

6.3.1.1 Modelado de las cargas del circuito #4: transformador P33-167752



105


Número de

Carga

Número de

medidor

Demanda (kW)

Magnitud de la impedancia

|·| (Ω)

1 756913 0 -

2 756915 4.632 12.435

3 756916 0.14 411.429

4 756863 0 -

5 756864 1.488 38.710

6 756937 0.872 66.055

7 756939 0.052 1107.692

8 756845 0.196 293.878

9 756786 0.236 244.068

10 756847 0.308 187.013

11 756917 3.052 18.873

12 756920 0.54 106.667

13 756813 0.492 117.073

14 756814 0.472 122.034

15 756918 0.4 144.000

16 756919 0.24 240.000

17 756816 0.124 464.516

18 756815 0.228 252.632

19 756848 0.536 107.463

20 756846 0.108 533.333

21 756785 0.46 125.217

22 756788 0.064 900

23 756787 0.652 88.344

24 756808 0.136 423.529

25 756834 0.748 77.005

26 756835 0.016 3600

27 756833 0 -

28 756836 0.344 167.442

Número de

Carga

Número de

medidor

Demanda (kW)


(Ω) 29 756805 0.668 86.228

30 756806 0.408 141.176

31 756837 1.336 43.114

32 756798 0.504 114.286

33 756799 0.324 177.778

34 575717 0.26230556 219.591

35 756838 0.46 125.217

36 756832 0.672 85.714

37 756829 1.008 57.143

38 756958 0.44 130.909

39 756936 0.2 288

40 756949 0 -

41 756959 0 -

42 756960 0.176 327.273

43 757950 0.04 1440

44 756862 0.368 156.522

45 756914 0.036 1600

46 756952 0.184 313.043

47 756948 1.28 45

48 756951 0.484 119.008

49 756945 0.54 106.667

50 756946 0.192 300

51 756921 0.208 276.923

52 756922 0.724 79.558

53 756924 0.168 342.857

54 756956 1.452 39.669

55 756955 0 -

106




± 13.02 °

6.3.1.2 Modelado de las líneas del circuito #4: transformador P33-167752





RAC (Ω/km)

XL (Ω/km)

Tramos AAC 3/0 0.758 0.562

Acometidas

AAC triplex

2 2.096 0.1906

AAC triplex

6 5.28 0.2088

Con la información de la Tabla 6.25 y las longitudes de las líneas, se obtuvieron los

valores de las impedancias para cada segmento en los tramos y las acometidas.

6.3.2 Simulación para el circuito #4: transformador P33-167752

En la Figura 6.17 y Figura 6.18 se muestra el circuito modelado en el software TINA,

en la Figura 6.19 y Figura 6.20 se muestran los resultados de la simulación realizada.

107

Figura 6.17 Parte superior del circuito #4 modelado en el software TINA.

Figura 6.18 Parte inferior del circuito #4 modelado en el software TINA.

ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

AM37

AM38

AM39

ZA M-756958

ZA M-756936

AM2

AM16

AM9

AM19

AM11

ZA

ZA

ZA

M-756916

M-756915

M-756913

AM17

AM26

ZA

ZA

ZA

M-756939

M-756864

M-756863

AM28

AM31

ZL

AM1

ZAM-756920

AM3

ZA

ZA

M-756960

M-756959

AM20

ZL

AM22

ZL

AM24

Luminaria_150W

AM34

ZL

VF1

AM27

ZL

Z3

AM23

ZA

AM35

ZA

AM36

ZA M-756949

ZA

ZA

M-756917

M-756847

AM6

AM7

ZAM-756786

AM13

+

V

VF2

VF3

VF4

VF5

VF6

VF7

VF8

ZAM-756937 AM81

M-756845

AM18

VF9

VF10

Luminaria_150W

VF11

VF12

VF13

AM47

ZA

ZA

M-756919

M-756918 AM4

AM8

ZA

M-756914AM12

ZL

ZL

AM30

ZA M-756950AM32

+

V

ZAM-756814 AM10

AM15

ZA

ZA

M-756848

M-756815 AM33

AM40

ZAM-756816 AM42

ZAM-756846 AM43

AM44 ZA M-756952

AM45

AM46

ZAM-756788

AM48

ZAM-756785 AM49

AM50

ZA

ZA

M-756945

M-756951AM51

AM52

ZA M-756948AM54

AM53

ZA

ZA

M-756834

M-756808 AM55

AM56

ZAM-756787 AM57

ZA

AM58

AM60

AM61

ZA M-756956AM62

ZA M-756924AM63

ZA

ZA

M-756837

M-756806 AM64

AM65

ZAM-756805 AM66

ZA AM67

AM68

AM69

ZL

AM70

ZL

AM71

ZAM-756799 AM72

ZAM-756798 AM73

ZA AM74

ZAM-575717AM75

ZA M-756955AM76

ZAM-756832 AM77

ZAM-756838 AM78

ZAM-756829 AM80 Luminaria_150W

VF13

VF14

ZAM-756813 AM41

VF15

VF16

VF17

VF18

ZA

AM82

VF19

VF20

VF21

AM83

ZA

ZA

M-756922

M-756921AM84

AM85

ZA M-756946AM86

AM87

ZA

ZA

M-756836

M-756833

AM89

ZAM-756835 AM90

ZA

AM91

AM92

Luminaria_150W

VF22

VF23

VF24

VF25

VF26

VF27

VF28

M-756862

AM59

AM93 ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

VF29

VF30

VF31

AM94

ZL

108

Figura 6.19 Simulación del circuito #4 en el software TINA, mostrando la parte superior.

ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

AM37

AM38

AM39

ZA M-756958

ZA M-756936

AM2

AM16

AM9

AM19

AM11

ZA

ZA

ZA

M-756916

M-756915

M-756913

AM17

AM26

ZA

ZA

ZA

M-756939

M-756864

M-756863

AM28

AM31

ZL

AM1

ZAM-756920

AM3

ZA

ZA

M-756960

M-756959

AM20

ZL

AM22

ZL

AM24

Luminaria_150W

AM34

ZL

VF1

AM27

ZL

Z3

AM23

ZA

AM35

ZA

AM36

ZA M-756949

ZA

ZA

M-756917

M-756847

AM6

AM7

ZAM-756786

AM13

+

V

VF2

VF3

VF4

VF5

VF6

VF7

VF8

ZAM-756937 AM81

M-756845

AM18

VF9

VF10

Luminaria_150W

VF11

VF12

VF13

240V 0°

239,73V -28,4m°

239,52V -49,37m°

239,36V -66,17m°

239,32V -70,23m°

32,41A -13,13°

3,62A -13,1°

239,23V -80,45m°

239,09V -94,78m°

238,92V -111,97m°

238,89V -115,54m°

238,71V -134,34m°

238,7V -134,74m°

238,7V -134,74m°

981,28mA -13,07°

12,68A -13,06°

1,28A -13,07°

3,84A -13,1°

6,17A -13,11°

21,58A -13,15°

238,7nA -134,74m°

238,7V -134,74m°

238,7nA -134,74m°

48,9A -13,11°

1,82A -13,15°

731,24mA -13,08°

2,25A -13,05°

33,23A -13,13°

6,17A -13,11°

215,93mA -13,1°

19,17A -13,15°

580,61mA -13,14°

51,15A -13,11°

33,96A -13,13°

814,32mA -13,09°

829,42mA -13,13°

1,82A -13,15°

28,58A -13,14°

22,4A -13,14°

20,99A -13,15°

109

Figura 6.20 Simulación del circuito #4 en el software TINA, mostrando la parte inferior.

AM47

ZA

ZA

M-756919

M-756918 AM4

AM8

ZA

M-756914AM12

ZL

ZL

AM30

ZA M-756950AM32

+

V

ZAM-756814 AM10

AM15

ZA

ZA

M-756848

M-756815 AM33

AM40

ZAM-756816 AM42

ZAM-756846 AM43

AM44 ZA M-756952

AM45

AM46

ZAM-756788

AM48

ZAM-756785 AM49

AM50

ZA

ZA

M-756945

M-756951AM51

AM52

ZA M-756948AM54

AM53

ZA

ZA

M-756834

M-756808 AM55

AM56

ZAM-756787 AM57

ZA

AM58

AM60

AM61

ZA M-756956AM62

ZA M-756924AM63

ZA

ZA

M-756837

M-756806 AM64

AM65

ZAM-756805 AM66

ZA AM67

AM68

AM69

ZL

AM70

ZL

AM71

ZAM-756799 AM72

ZAM-756798 AM73

ZA AM74

ZAM-575717 AM75

ZA M-756955AM76

ZAM-756832 AM77

ZAM-756838 AM78

ZAM-756829 AM80 Luminaria_150W

VF13

VF14

ZAM-756813 AM41

VF15

VF16

VF17

VF18

ZA

AM82

VF19

VF20

VF21

AM83

ZA

ZA

M-756922

M-756921AM84

AM85

ZA M-756946AM86

AM87

ZA

ZA

M-756836

M-756833

AM89

ZAM-756835 AM90

ZA

AM91

AM92

Luminaria_150W

VF22

VF23

VF24

VF25

VF26

VF27

VF28

M-756862

AM59

AM93 ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

VF29

VF30

VF31

AM94

ZL

8,81A -16,52°

237,25V -274,91m°

237,26V -274m°

237,3V -270,63m°

149,79mA -13,04°

1,53A -13,04°

237,31V -269,62m°

237,38V -263,57m°

237,47V -254,88m°

237,52V -250,06m°

237,96V -205,48m°

238,11V -191,07m°

238,19V -183m°

29,9A -14,23°

1,49A -13,21°

66,14mA -13,21°

1,42A -13,21°

36,04A -14,05°

793,82mA -13,2°

2,99A -13,2°

859,98mA -13,2°

31,39A -14,18°

238,47V -154,49m°

238,67V -134,03m°

238,92V -109,42m°

4,14A -13,06°

239,23V -77,72m°

239,6V -40,3m°

239,76V -23,84m°

239,9V -10,53m°

2,05A -13,03°

240V 0°

240V 0°

4,15A -16,52°

1,89A -16,52°

2,77A -16,52°

237,3nA -270,63m°

1,08A -13,29°

3,41A -13,28°

2,08A -13,28°

1,33A -13,28°

4,15A -16,52°

8,81A -16,52°

9,89A -16,17°

13,3A -15,43°

9,94A -13,27°

2,75A -13,27°

5,5A -13,27°

1,68A -13,27°

692,65mA -13,27°

5,98A -13,26°

23,23A -14,5°

29,9A -14,23°

6,36A -13,17°

2,7A -13,17°

3,1A -13,17°

562,88mA -13,17°

51,93A -13,78°

5,3A -13,14°

2,24A -13,15°

2A -13,15°

42,39A -13,92°

1,91A -13,13°

265,45mA -13,13°

54,1A -13,75°

764,1mA -13,1°

54,87A -13,74°

449,17mA -13,06°

515,7mA -13,06°

2,23A -13,06°

948,19mA -13,06°59,01A -13,69°

1,97A -13,03°

166,66mA -13,02°

67,37A -13,61°

1,68A -13,04°

999,55mA -13,03°

1,67A -13,03°

60,69A -13,68°

110


debidas a los conductores, utilizando el valor de resistencia de cada segmento y empleando

la ecuación (4.1-36). En Tabla 6.26 y la Tabla 6.27 se muestran las pérdidas obtenidas en

cada segmento de las líneas, en total se obtienen 160.3 W de pérdidas debidas a los

conductores de las acometidas y los tramos.


Segmento RAC

(kW) Corriente

(A) Pérdidas

(W)

a 0.0059882 0 0.00231673

b 0.0048512 0 0.001876851

c 0.00183436 1.82 0.010831712

d 0.00751936 20.99 3.508232601

e 0.00138714 21.58 0.68240685

f 0.006443 22.4 3.41131142

g 0.00421448 28.58 3.58851340

h 0.002653 32.41 2.8926200

i 0.00103088 33.23 1.18679534

j 0.004169 33.96 4.979426

k 0.00361566 48.9 9.07896600

l 0.00469202 51.15 12.8634993

m 0.00134924 67.37 6.34206700

n 0.001895 60.69 7.25620968

ñ 0.00241044 59.01 8.7355309

Segmento RAC

(kW) Corriente

(A) Pérdidas

(W)

o 0.00588966 54.87 18.5095734

p 0.00504828 54.1 15.43251169

q 0.00407804 51.93 11.5071457

r 0.004169 42.39 7.921467

s 0.0068599 36.04 9.50832148

t 0.0022361 31.39 2.3735226

u 0.00419932 29.9 4.0616242

v 0.01295422 29.9 12.0427623

w 0.0018192 23.23 1.032200

x 0.00596546 13.3 1.1509287

y 0.00577596 9.89 0.6343759

z 0.0010991 8.81 0.0971164

A 0.00366114 8.81 0.3234983

B 0.00211482 4.15 0.04751492

Total 142.25

111


Número de medidor

RAC (kW)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

756913 0.04081 0 0

756915 0.01077 19.17 3.9582964

756916 0.01156 0.581 0.00390328 DPANEL de medidores

756863 y 756864 0.008384 6.17 0.31916965

756863 0.01198 0 0


756937 y 756939 0.008384 3.84 0.12362711

756937 0.01335 3.62 0.17505381

756939 0.01135 0.216 0.00052963

756845 0.01531 0.814 0.01014566

756786 0.02455 0.981 0.02362788

756847 0.01710 1.28 0.02802843

756917 0.02170 12.68 3.48910670

756920 0.01848 2.25 0.093555

756813 0.02745 2.05 0.11538384

756814 0.027931 1.97 0.10839819

756918 0.027931 1.67 0.07789732

756919 0.027931 1 0.00027931 DPANEL de medidores

756816, 756815, 756848, y 756846

0.010878 4.14 0.18644868

756816 0.010137 0.516 0.00269919

756815 0.015628 0.948 0.01404566

756848 0.018268 2.23 0.09084891

756846 0.014361 0.449 0.00289531

756785 0.038860 1.91 0.14176808

756788 0.042292 0.265 0.00297001 DPANEL de medidores 756787, 756808 y

756834 0.0091595 6.36 0.370498920

756787 0.024552 2.7 0.17898408

756808 0.028987 0.563 0.00918804


756836 0.003626 1.49 0.00805026

Número de medidor

RAC (kW)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

756835 0.021595 0.066 0.000094068

756833 0.03036 0 0


756837 0.013519 9.93 1.33305936

756805 0.011193 2.75 0.0846516

756806 0.013939 1.68 0.03934199


756798 y 756799 0.017816 3.41 0.2071662

756798 0.008395 2.08 0.03632099

756799 0.009979 1.33 0.01765220

575717 0.006916 1.08 0.00806775

756838 0.035851 1.89 0.12806407

756832 0.035851 2.76 0.27310010

756829 0.032683 4.15 0.562886412

756958 0.071966 1.82 0.238381503

756936 0.062990 0.829 0.043289585

756949 0.066316 0 0

756959 0.091819 0 0

756960 0.069220 0.731 0.036988895


756862 y 756914 0.057604 1.68 0.16258378

756952 0.049737 0.764 0.029031638

756948 0.056548 5.3 1.588455792

756951 0.045355 2 0.1814208

756945 0.052588 2.24 0.26386956

756946 0.051321 0.794 0.032354984

756921 0.050740 0.86 0.03752789

756922 0.066897 3 0.6020784

756924 0.04884 0.693 0.0234553

756956 0.041500 5.98 1.4840852

756955 0.038966 0 0

Total 18.05

112

6.3.3 Comparación entre las pérdidas reales y las pérdidas estimadas, el circuito #4:

transformador P33-167752

Al comparar el valor del factor de pérdidas de 0.247 mostrado en la Tabla 6.23, con

0.433 el valor obtenido directamente de las mediciones, se decide utilizar el factor de




Circuito #4 Valores Reales Valores Estimados Factor de carga 0.477 Factor de pérdidas 0.433 Pérdidas en demanda máxima 16.248 kW 0.1603 kW % Pérdidas en demanda máxima 36.38 0.37 Pérdidas promedio 7.04 kW 0.0694 kW Pérdidas de energía diarias 169 kWh 1.67 kWh % Pérdidas diarias 33 0.33 Pérdidas de energía mensuales 5069 kWh 50 kWh Pérdidas de energía anuales 60826 kWh 600 kWh

113


Tabla 6.29 Valores de pérdidas reales considerando el alumbrado público, circuito #4.

Circuito #4 Valores Reales Factor de carga 0.477 Factor de pérdidas 0.431 Pérdidas en demanda máxima 15.648 kW % Pérdidas en demanda máxima 35.04 Pérdidas promedio 6.74 kW Pérdidas de energía diarias 162 kWh % Pérdidas diarias 32 Pérdidas de energía mensuales 4853 kWh Pérdidas de energía anuales 58234 kWh

6.4 Análisis comparativo entre las pérdidas reales y las pérdidas

estimadas en los circuitos.

A diferencia de los resultados obtenidos en el capitulo 5 en la estimación de las

pérdidas técnicas del circuito #1, donde se obtuvo un porcentaje de pérdidas diarias muy

cercano el porcentaje de pérdidas real obtenido de las mediciones, al aplicar la metodología

de estimación de pérdidas en los circuitos #2, #3 y #4, los resultados obtenidos no se

aproximan a las pérdidas reales.

Como ya se ha mencionado la diferencia entre las pérdidas reales y las pérdidas

técnicas estimadas, corresponde a las pérdidas no técnicas y a las pérdidas técnicas que no

sea posible estimar mediante la metodología implementada, como lo son las pérdidas que

se puedan presentar en las conexiones presentes en los circuitos.

114

Entre las pérdidas no técnicas que puede presentar un circuito de baja tensión de la red

de distribución, están las pérdidas debido a hurtos de energía provocados por conexiones

ilegales o alteraciones en los equipos de medición. El equipo utilizado para obtener las

mediciones de energía en los clientes, fue instalado recientemente de forma que cada

conexión fue revisada, lo que implica que la posibilidad de hurtos de energía no sea valida,

sin embargo debido a que han transcurrido varios meses desde la instalación de los equipos,

es necesario revisar nuevamente los circuitos de forma que se pueda confirmar que no hay

hurtos de energía.

Los datos de medición registrados por los equipos no estaban completos para ningún

circuito, de los 2880 instantes de medición registrados en un periodo de un mes, se

presentaron en promedio 1004 instantes de medición (circuito #1: 1023, circuito #2: 992,

circuito #3: 809 y circuito #4: 1193) en los cuales la información registrada estaba

incompleta o no se registró consumo para ninguno de los clientes. Este problema con los

datos pudo estar influenciado por la descarga remota, pero dado a que el último piloto de

mediciones, con el cual se desarrolló el proyecto fue descargado directamente en el campo,

las mediciones debieron estar completas.

Se trabajo con los instantes de medición que presentaron los registros más completos,

del total de datos de medición registrados para cada cliente, solo fueron comprobados los

registros de medición de los clientes que no presentaban consumo, se comprobaron esas

mediciones comparando con los registros de facturación de los clientes para periodos

anteriores.

115

Debido a los resultados obtenidos en las pérdidas reales de los circuitos #2, #3 y #4,

donde se obtuvieron porcentajes de pérdidas muy altos que al comparar con las pérdidas

estimadas presentan una gran diferencia, sugiere que los consumos registrados por el

equipo no son los correctos, ya sea por que se pudieron presentar huecos de medición. Por

ejemplo, para el circuito #4 que fue el que presentó el mayor porcentaje de pérdidas diarias

reales con un 33 %, al ser un porcentaje tan alto sugiere una falta de consumo registrado en

los clientes, este circuito presentó el mayor número de cargas sin consumo 6 en total, pero

no representan un alto porcentaje comparado con el total de 55 clientes.

Por motivo de los altos porcentajes de pérdidas reales registrados, es necesario revisar

los equipos de medición utilizados en los clientes, así también comparar las mediciones

registradas para cada cliente de acuerdo con los consumos facturados en meses anteriores,

con el objetivo de comprobar que las mediciones son correctas, de forma que se cuente con

información confiable para el desarrollo de la metodología de estimación de pérdidas.

De acuerdo con los resultados obtenidos, el circuito #1 fue en el cual se obtuvo el valor

de pérdida real más bajo, de modo que la energía registrada en el transformador y la energía

total registrada en las cargas tiene un valor similar, dando veracidad a las mediciones

registradas por el equipo. El porcentaje de pérdidas técnicas estimadas es muy cercano al

valor real determinado, por lo cual fue el circuito #1 (debido a la información registrada por

el equipo de medición) el que permitió ejemplificar la validez de la metodología

desarrollada para la estimación de pérdidas técnicas en los circuitos de baja tensión de la

red de distribución.

116

7 Conclusiones y Recomendaciones

7.1 Conclusiones

• La estimación de las pérdidas técnicas debidas a los conductores, es sencilla

cuando se conocen las tensiones en todos los puntos del circuito, para lo cual es

necesario realizar el modelado del circuito, siendo el modelado de las líneas el

que presenta la mayor complejidad.

• Se logró realizar el modelado de las líneas de configuración trifilar, de los

circuitos de baja tensión de la red de distribución, los valores obtenidos fueron

comprobados a partir de los valores dados por dos fabricantes.

• La simulación de los circuitos modelados se realizó en el software TINA, pero

se pueden utilizar otras herramientas computacionales, ya que lo que se necesita

es resolver el sistema de ecuaciones definido por las mallas que se establecen en

los circuitos, para tener los valores de las tensiones en todos los puntos y por lo

tanto de las corrientes.

• Los circuitos analizados tienen en su mayoría clientes de tipo residencial, por lo

cual los factores de carga determinados son bajos.

• El factor de carga obtenido de las mediciones fue mayor al determinado

mediante la ecuación de Buller y Woodrow, por esta razón se utilizó el valor

obtenido de las mediciones que proporcionó un nivel mayor de pérdidas de

potencia y energía.

117

• Los niveles porcentuales de pérdidas técnicas estimadas, debido a los

conductores de las líneas de los tramos y las acometidas, son menores al 3%

para todos los circuitos analizados.

• En el caso del circuito #1 las pérdidas técnicas estimadas se aproximan al valor

real de las mediciones en demanda máxima, obteniéndose un porcentaje de

diferencia muy bajo, éste fue el circuito que presentó menores pérdidas reales.

• El circuito #4 fue en el que se obtuvo un mayor porcentaje de diferencia

respecto al valor de pérdidas técnicas estimadas, este circuito es el más robusto

con un total de 55 clientes.

• Las pérdidas técnicas estimadas del modelado no incluyen el consumo debido al

alumbrado público, ni las pérdidas que se puedan presentar debido a las

conexiones existentes en los circuitos, como las conexiones de las acometidas.

7.2 Recomendaciones

• Al exportar de forma remota las mediciones registradas, se obtienen lapsos en los

datos donde las mediciones no están completas, ya sea las mediciones del

transformador o las mediciones en las cargas, por lo cual dependiendo del periodo

en el cual se requieran los datos, es recomendable exportarlos para un intervalo

anticipado de tiempo.

118

• Es importante revisar que los datos de los medidores exportados correspondan al

transformador de interés.

• Es recomendable corroborar las unidades en las que se encuentra el registro de

mediciones, ya sea en potencia o en energía, al considerar las unidades incorrectas

se pueden estar analizando porcentajes de pérdidas erróneos.

• Importante programar el equipo de medición de forma que se encuentre

sincronizado con los medidores en las cargas, para evitar desfases de tiempo entre

los datos.

• El modelado de los circuitos fue desarrollado a un nivel de tensión de 240 V, al

desarrollar el modelado a un nivel de 120 V se pueden incorporar las luminarias de

alumbrado público, y por lo tanto estimar las pérdidas considerando este consumo.

• De acuerdo con las pérdidas reales obtenidas de los registros de mediciones, a

diferencia del circuito #1 los demás circuitos presentan porcentajes muy altos, es

conveniente revisar estos circuitos para garantizar que las pérdidas no se deban a

hurtos de energía.

• Para garantizar que los consumos registrados por los equipos de medición en los

clientes son correctos, es necesario comparar con los registros de consumo

presentes en la facturación de periodos anteriores.

119

BIBLIOGRAFÍA

Libros:

1. ABB Power T&D and Company. “Guía de transformadores de distribución” ,

U.S.A, 1995.

2. Duncan, J. “Sistemas de Potencia análisis y diseño” , [3] edición, Thomson

Learning, U.S.A, 2002.

3. Kersting, W. “Distribution System Modeling and Analysis” , [1] edición, CRC

Press, U.S.A, 2002.

4. Organización latinoamericana de energía (OLADE). “Manual latinoamericano y

del Caribe para el control de pérdidas eléctricas”, Colombia, 1990.

5. Stevenson, W. “Análisis de sistemas eléctricos de potencia” , [2] edición, McGraw-

Hill, U.S.A, 1975.

6. Southwire. “Overhead Conductor Manual”, U.S.A.

7. Vázquez Castillo, A. “Metodología para el cálculo de pérdidas técnicas en redes

de distribución eléctricas” , [1] edición, proyecto de graduación UCR, Costa Rica,

2008.

Páginas web:

8. CENTELSA. “Boletín Técnico: Regulación de tensión en instalaciones

eléctricas” , http://www.centelsa.com.co/index.php?bol=0008

120

9. Cruz, Luis F. “Diseño eficiente de redes eléctricas” ,

nuevainge.galeon.com/redes_electricas.pdf

10. Google. “Maps”, http://maps.google.co.cr/maps?hl=es&tab=wl

11. Ochoa Osorio, J. “Estimación de pérdidas técnicas en el sistema de la empresa

eléctrica municipal de San Pedro Sacatepéquez, San Marcos”,

biblioteca.usac.edu.gt/tesis/08/08_7576.pdf

12. PD Wire & Cable CONAL, Phelps Dodge Corporation. “Catalogo de Información

técnica” , http://www.grupolibra.cl/catalogos/Informacion%20Tecnica.pdf

13. Ramírez Castaño, S. “Redes de distribución de energía”,

http://es.calameo.com/read/0000021409242af0c63b8

Artículos IEEE:

14. H. Lasso, C. Ascanio, y M. Guglia “A model for calculating technical losses in the

secondary energy distribution network”, IEEE/PES Transmission & Distribution

Conference and Exposition: Latin America, pp.1-6, 2006.

15. Poryan S. Z. “Practical modeling of loss at sample distribution network and its

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(SPEEDAM), International Symposium on, pp. 86-91, 2010.

16. R. Nadira, F.F Wu, D.J. Maratukulam, E.P. Weber y C.L. Thomas. “Bulk

transmission system loss analysis”, IEEE Transactions on power system, vol. 8, pp.

405-415,1993

121

Otras fuentes:

17. CNFL, S. A., departamento de planificación y diseño. “Diagrama PS00: Paso

secundario ángulo de 0°”.

122

APÉNDICES

Apéndice 1: Estimación de pérdidas técnicas en el circuito #1:

transformador SN-1, utilizando conductor AAC de calibre 3/0 AWG en

los tramos.

Al realizar la estimación de las pérdidas técnicas en el circuito #1 considerando

conductor AAC de calibre 3/0 AWG, se utiliza la misma información implementada en el

capitulo 5, incluyendo el modelado de las cargas y de las acometidas, por lo cual solo es

necesario introducir los valores de resistencia y reactancia inductiva correspondientes al

conductor de interés (valores mostrados en la Tabla 6.25).

A continuación se presentan los resultados de la simulación realizada en el software

TINA:

123

VF10

VF4

VF2

ZAM-757077

ZA

ZA

ZA

ZA

ZA

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

ZL

M-757078

M-757107

M-757105

M-756879

AM7

AM15

AM37

AM38

AM39

AM41

AM47

ZA M-757155

ZA M-75716

AM5

AM6

AM2

AM16

AM18

AM9

AM19

AM11

ZA

ZA

ZA

M-756877

M-756886

M-756885

AM17

AM25

AM26 ZA

AM27

ZA

ZA

ZA

M-757079

M-757080

M-756878

AM28

AM29

AM31

VF1

VF3

ZL

AM1

VF9

ZAM-757089

AM3 VF11

ZA

ZA

M-757091

M-757092 AM4

AM8

ZA M-757043

AM12

ZA

ZA

ZA

M-757106

M-757154

AM13 AM14

AM20

ZAM-757076

AM10

ZL

AM21

VF5

ZL

AM22

Luminaria_150WAM23

VF6

VF7

ZL

AM24

+ V

VF8

ZL

AM30

ZAM-757090

AM32 VF12

VF13

VF14

VF15

Luminaria_150W

AM33

VF16

VF17

237V -452,4m°

239,4V -91,4m°

239,4nA -91,4m°

238,8V -160,1m°

237,5V -363,6m°

231,8V -400m°

239,4V -85,4m°2,3A -4,8°

4,9A -4,8°

240V 0°

44,1A -4,7°

239,6V -41,8m°

239,7V -42,9m°

237,5nA -363,6m°

70,5A -5,1°

239,5V -77m°

7,1A -4,8°

26,1A -4,7°

1,7A -4,7°

239,6nA -41,8m°

1,7A -4,7°

1,3A -4,8°

897,1mA -4,8°

2,7A -4,8°

239,8V -28,5m°

10,9A -4,7°

239,4V -88,1m°

92A -5°

238,5V -220,5m°

237V -452,4m°

131,6mA -5,1°

4,3A -5,1°

3,1A -5,1°

47,7A -5,1°

12,9A -5,1°

13,2A -5,1°

21,6A -5,1°

33,2A -4,7°

93,7A -5°

16,2A -4,8°

14,1A -5,1°

1,8A -4,9°

1,2A -5,1°

2,2A -4,8°

99,5mA -4,8°

1,3A -4,8°

75,8A -5,1°

73,5A -5,1°

72,3A -5,1°

70,5A -5,1°

1,2A 175,1°

2,3A -4,8°

238,1V -276,2m°

238,9V -161,4m°

239,4V -89,3m°

124

Pérdidas por segmento en los tramos, circuito #1.

Seg-mento

RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

a 0.00792868 70.48 39.385166

b 0.00785288 70.48 39.008634

c 0.0048891 72.32 25.570884

d 0.00513166 73.48 27.707425

e 0.00618528 75.77 35.510267

f 0.00315328 91.96 26.666158

g 0.00294104 93.67 25.804887

h 0.00412352 44.12 8.0267384

i 0.00927792 33.22 10.238819

j 0.0075421 7.13 0.383416

k 0.0050786 4.87 0.120448

l 0.01050588 1.28 0.0172128

Total 238.44

Pérdidas por segmento en las acometidas, circuito #1.

Número de medidor

RAC (Ω)

Corriente (A)

Pérdidas (W)

DPANEL medidores 756885,756886 y 756877 0.10824 47.69 246.17413

756885 0.022176 13.17 3.8464028

756886 0.0264 12.94 4.420511

756877 0.02112 21.58 9.835507

756878 0.0880704 4.29 1.620856

757080 0.0539616 0.13164 0.00093510

757079 0.0341088 3.13 0.33416050

756879 0.0821568 14.1 16.33359

757077 0.027456 1.16 0.0369447

757078 0.0368544 16.19 9.660131

757089 0.0528 10.9 6.273168

757076 0.08844 26.09 60.20005

757090 0.1147344 2.26 0.58601

757092 0.1304688 2.69 0.9440852

757091 0.1870704 0.897 0.1505185

757043 0.0206976 1.28 0.03391 DPANEL medidores 757106 y 757154 0.06468 1.71 0.18913

757106 0.0287232 1.71 0.083989

757154 0.0228096 0 0 DPANEL medidores 757107 y 757105 0.0582912 2.29 0.305684

757107 0.0321552 2.19 0.1542195

757105 0.0362208 0.09949 0.00035852

757156 0.0672672 1.83 0.2252711

757155 0.1284624 1.15 0.169891

Total 358.74

125

Las pérdidas técnicas estimadas se muestran en la siguiente tabla:

Valores de pérdidas técnicas estimados utilizando conductor AAC calibre 3/0 AWG

en los tramos, circuito #1.

Circuito #1 Valores Estimados Factor de carga 0.374 Factor de pérdidas 0.4264 Pérdidas en demanda máxima 0.59718 kW % Pérdidas en demanda máxima 1.721 Pérdidas promedio 0.255 kW Pérdidas de energía diarias 6.12 kWh % Pérdidas diarias 1.98 Pérdidas de energía mensuales 183.6 kWh Pérdidas de energía anuales 2203 kWh

En comparación con el porcentaje de pérdidas técnicas diarias determinado en el

capitulo 5 para el circuito #1, que considera conductor AAC calibre 2 AWG en los tramos,

donde se obtuvo un porcentaje de 2.42 % (como se muestra en la Tabla 5.8), al considerar

conductor calibre 3/0 AWG se obtuvo un porcentaje menor de pérdidas diarias con un valor

de 1.98%. El conductor de calibre 3/0 AWG posee una menor resistencia que implica una

disminución en las pérdidas técnicas.

126

Apéndice 2: Mediciones de demanda en los circuitos de estudio.

A continuación se presentan los registros de mediciones obtenidos en cada circuito

para el día de demanda máxima, en el porcentaje de pérdidas mostrado para cada circuito se

ha considerado el consumo por el alumbrado público según las luminarias presentes en

cada circuito.

Mediciones de demanda circuito #1: transformador SN-1, día de demanda máxima

Fecha y

Hora

Número de medidor Transforma

dor %

Pérdi

das

Reale

s

756

877

756

878

756

879

756

885

756

886

757

043

757

076

757

077

757

078

757

079

757

080

757

089

757

090

757

091

757

092

757

105

757

106

757

107

757

154

757

155

757

156 TS

N-1

TSN

-1

kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kV

Ar kW

30/5/2012

- 00:00

0.91

2 0

0.23

6

0.38

8

1.18

4

0.11

6 0.12

0.29

6

0.29

2

0.50

4

0.16

8

0.29

6

0.59

2 0.24 0.68

0.02

8

0.29

2 0.1

0.15

2

0.57

6 0.22

3.0

4

8.20

4

6.24

%

30/5/2012

- 00:15

0.04

4 0

0.30

4

0.18

4

0.87

6

0.20

4 0.2

0.20

4

0.26

8 0.5 0.2

0.20

4

0.47

2

0.08

8

0.62

8

0.02

8

0.29

6 0.1 0 0.52 0.22

2.2

28

6.23

6

6.35

%

30/5/2012

- 00:30

0.04

8 0 0.2

0.21

2 1.08

0.22

8

0.07

6

0.48

8

0.22

8

0.50

4

0.25

2 0.2

0.50

8

0.15

2

0.89

2

0.05

2

0.61

6

0.10

4 0 0.58

0.21

6

2.5

92

7.28

8

4.83

%

30/5/2012

- 00:45 0.04 0

0.28

8

0.21

6 0.96 0.22

0.17

2

0.20

8

0.19

2

0.37

6

0.17

6

0.20

4

0.58

8

0.20

8

0.80

8

0.12

8

0.41

2 0.1 0

0.52

4

0.27

2

2.6

24

6.74

8

5.28

%

30/5/2012

- 01:00

0.04

4 0

0.25

2

0.39

2

0.93

6

0.18

8

0.15

2

0.23

2

0.18

4 0.34

0.19

2 0.3

0.46

4

0.08

4

0.85

2

0.02

8

0.40

4 0.1 0

0.57

6

0.27

2

2.6

36

6.71

6

6.31

%

30/5/2012

- 01:15

0.18

4 0

0.22

8

0.22

8

0.54

8

0.07

6

0.11

2

0.35

2

0.21

6

0.50

8

0.25

2

0.32

4

0.51

6

0.17

2 0.86

0.02

8

0.39

6

0.10

4 0 0.58

0.27

6

2.8

04 6.8

7.94

%

30/5/2012

- 01:30

0.20

4 0 0.3

0.20

8

1.41

6

0.08

8

0.19

2

0.37

2 0.24 0.5

0.17

6

0.31

6 0.58

0.18

8

0.70

4

0.02

8

0.39

6

0.10

4 0

0.52

4

0.27

2

2.7

48 7.4

3.95

%

30/5/2012

- 01:45

0.93

2 0

0.20

8

0.15

6

0.67

6

0.21

6

0.07

2

0.23

6

0.22

4 0.46

0.19

2

0.31

6

0.46

8 0.08 0.74

0.08

8 0.34

0.20

8 0 0.58 0.32

2.4

44

7.32

4

6.99

%

30/5/2012

- 02:00

0.04

4 0

0.29

2

0.36

8

1.21

6

0.21

2

0.20

4

0.26

8

0.21

6

0.30

8

0.25

2

0.22

4 0.52

0.18

8

0.84

8

0.09

2

0.33

6 0.2 0 0.52

0.19

2

3.0

28

7.12

8

4.60

%

30/5/2012

- 02:15 0.04 0 0.24

0.33

2 0.66 0.22

0.08

8 0.34

0.21

2

0.47

2

0.17

6 0.2

0.57

6 0.18

0.62

8

0.02

8

0.39

6

0.19

6 0

0.58

4

0.12

4

2.5

24 6.4

6.38

%

30/5/2012

- 02:30

0.04

4 0

0.23

2

0.19

6 0.74

0.18

4 0.18

0.35

2 0.1

0.50

8

0.19

2

0.20

4

0.46

8 0.08 0.74

0.02

8

0.35

2

0.19

6 0

0.52

4 0.32 2.4

6.33

2

6.19

%

30/5/2012

- 02:45 0.04 0

0.29

6

0.17

2

0.94

8

0.07

6

0.11

6

0.17

2

0.06

4

0.50

4

0.25

6

0.27

6

0.52

4 0.18 0.78

0.02

8

0.33

6

0.19

2 0 0.58 0.42 2.6

6.73

6

7.07

%

30/5/2012

- 03:00

0.15

6 0

0.20

8

0.22

8

0.84

4

0.09

6

0.15

2

0.41

2

0.06

4

0.32

8

0.16

8

0.32

4

0.56

8

0.18

8

0.66

8 0.12

0.39

6

0.14

4 0 0.6

0.24

4

2.4

8

6.58

4

5.71

%

30/5/2012

- 03:15

0.20

8 0

0.26

8

0.36

4 0.88

0.22

8

0.14

8 0.32

0.06

4 0.38 0.2 0.34

0.46

8 0.08

0.76

8 0.06

0.32

4

0.10

4 0

0.52

4

0.36

8

2.6

84

6.89

6

7.25

%

30/5/2012

- 03:30

0.09

2 0

0.26

8

0.30

4

1.10

4 0.2 0.12

0.22

4

0.06

8

0.51

2

0.25

2

0.29

6

1.79

2 0.16

0.71

6

0.02

8

0.29

2 0.1 0 0.58

0.42

4

2.6

56

8.29

6

5.59

%

30/5/2012

- 03:45

0.91

6 0

0.20

4 0.18

0.85

6 0.22

0.17

6

0.27

2

0.18

4

0.50

4 0.16 0.16

0.56

8 0.2

0.62

8

0.02

8

0.29

2 0.1 0

0.52

4 0.32

2.1

72

7.20

8

5.77

%

30/5/2012

- 04:00

0.04

4 0

0.29

2 0.18

1.09

2 0.16

0.07

2

0.38

8

2.45

2

0.40

8

0.20

8 0.16

0.46

8

0.08

4

0.84

8

0.02

8

0.39

2

0.10

4 0 0.58 0.22

2.4

64

9.01

2

5.90

%

30/5/2012

- 04:15 0.04 0

0.23

6

0.22

8

0.79

6

0.07

6

0.20

4

0.30

4 3.24

0.30

8

0.24

8 0.16

0.53

2

0.13

6

0.69

6

0.14

8 0.38 0.1 0 0.52

0.24

4

2.4

04 9.14

2.67

%

30/5/2012

- 04:30

0.04

4 0

0.23

6 0.36 0.76 0.12

0.08

8

0.21

6

0.16

4

0.46

4

0.09

2

0.24

8

0.56

4 0.22

0.62

8

0.03

2

0.28

8 0.1

0.22

4

0.59

2

0.33

6

2.5

12 6.42

5.36

%

30/5/2012

- 04:45

0.12

4

0.74

8

0.29

2

0.30

4

0.91

6

0.22

8

0.17

6

0.28

8 0.16 0.5 0.14

0.27

6

0.46

4

0.08

4

0.78

8

0.02

4

6.78

8 0.1

0.27

2

0.51

2

0.31

2

2.9

48

14.3

72

4.01

%

30/5/2012

- 05:00

0.20

8

1.90

4

0.19

2

1.88

4

1.23

6

0.19

6

0.11

2

0.42

4 0.16

0.47

6

0.15

6

0.27

2

0.53

2 0.1 0.74

0.02

8

0.70

8 0.1

0.20

8

0.56

8

0.19

6

2.8

52

11.3

8

5.98

%

30/5/2012

- 05:15 0.1

0.27

6

0.26

8

5.16

4 1.98

0.21

6

0.14

8

0.18

8

0.15

6 0.34

0.13

2

0.74

4

0.55

6 0.24

0.62

4

0.02

8

1.10

8

0.10

4

0.55

2

0.35

6 0.18

2.3

56

13.8

2

0.43

%

127

30/5/2012

- 05:30

2.12

8

0.24

4

0.21

6 2.48

3.48

8

0.17

2

5.02

4

0.28

8

1.17

6

0.46

8

2.25

6

1.94

8

0.46

4

0.09

2

0.77

2

0.15

2

0.46

8

0.12

4

0.24

8

0.28

8

0.46

8

2.7

88

23.8

36

2.40

%

30/5/2012

- 05:45

2.02

4

0.12

4

0.19

6

0.44

4 3.44

0.15

6

6.36

4

0.36

4

3.32

4

0.51

6

1.84

8 3.38

0.53

2

0.07

6

0.67

6

0.02

8 2.42 0.36

0.09

2

0.33

2

4.38

4

3.2

88

31.8

64

2.46

%

30/5/2012

- 06:00

5.37

2

1.04

4

3.44

4

3.27

6 3.22

0.30

8

6.33

6 0.28

3.90

4 0.76

0.03

2

2.62

4

0.54

4

0.21

6

0.64

8

0.02

4

0.41

2

0.52

8 0 0.28

0.44

4

2.8

32

34.6

96

2.88

%

30/5/2012

- 06:15

0.63

2

0.97

6

1.96

4

3.70

4

3.61

6

1.76

4

2.28

4

0.21

6

0.57

6

0.43

6

0.04

4 0.56

0.46

4

0.12

4

0.77

2

0.02

8

0.38

8

0.53

2

0.06

8 0.34 0.4

3.1

52

19.9

28

0.20

%

30/5/2012

- 06:30

1.39

2 0.06

0.86

8 3.62

3.56

8 0.24 1.02

0.28

8

0.32

4

0.62

4

0.10

8 1.28

0.53

6 0.08

0.69

2

0.05

2

0.38

4

0.50

8 0.02 0.34 0.24

3.0

96

16.4

52

1.26

%

30/5/2012

- 06:45

0.28

4

0.14

4

0.48

4

2.44

8

3.82

4

0.15

6 0.26

0.41

6

0.29

2

0.75

2

0.01

6

3.42

8

0.55

2 0.18 0.62

0.12

4

0.38

4

0.48

4 0.02

0.28

4

1.05

2

2.9

64

16.5

76

2.24

%

30/5/2012

- 07:00

0.09

2

0.13

6

0.84

8

0.39

2

3.71

6

0.04

4

0.23

2

0.19

2

2.82

4 1.36 0.06

3.26

4 0.5

0.16

4

0.77

6

0.02

8 0.38

0.40

4

0.01

2

0.33

6

0.65

2

2.8

44

16.3

6

-

0.32

%

30/5/2012

- 07:15 0.04

0.16

8

0.46

4 0.36 0.7

0.01

2

0.41

2 0.54

0.59

2

0.34

8

0.70

8

0.38

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0.73

6

0.02

8 0.84

0.40

4

0.20

4

0.28

4

0.24

8

3.4

84 8.28

1.74

%

30/5/2012

- 07:30

0.14

4

0.04

8 0.38

0.86

8

1.04

4

0.12

8

0.29

2

0.71

6

0.56

4

0.38

8

3.05

6

2.29

2 0.68

0.30

4

0.64

8

0.02

8

0.63

6

0.40

4

0.17

6

0.33

6

0.26

4

3.3

48

13.7

64

2.67

%

30/5/2012

- 07:45

0.86

8 0.04

0.30

4

0.32

8

0.23

2

0.16

4

1.15

6

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6

1.12

8

2.34

4

1.96

8

0.33

6

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6

0.07

6

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6

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6

0.03

2

0.98

8 0.48

3.3

16

14.6

68

-

0.22

%

30/5/2012

- 08:00 0.04

0.03

2

0.25

2

0.28

4

0.35

2 0.16

0.22

8

0.52

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0.18

4

0.44

4

0.98

8

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6

0.76

4 0.1

0.42

4 0.52 0

0.62

4 0.8

2.9

52

7.92

8

0.35

%

30/5/2012

- 08:15

0.18

8

0.05

2

0.24

8

0.27

6

1.49

6 0.12

0.42

4

0.63

2

0.53

6 0.4

0.14

4 0.84

1.66

4 0.36

0.68

4

0.02

8 0.42

0.55

6 0

0.66

4

0.87

2

3.7

6 10.8

1.81

%

30/5/2012

- 08:30

0.19

6

0.27

6

0.15

6

0.26

4

0.29

2

0.01

6

0.59

2

1.23

2

0.60

4

0.46

4

1.34

4

0.50

8 1.4

0.39

6 0.94

0.02

8

0.42

4 0.6 0

0.92

8

0.38

4

4.2

8

11.4

44

3.50

%

30/5/2012

- 08:45 0.04

0.89

2

0.23

6 0.52

0.69

6

0.03

2

0.48

4

1.26

8

1.00

8 0.6

1.42

8

2.69

6 1.78

0.27

2

0.98

4

0.02

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0.64

8

0.16

8 1.22

0.53

6

3.8

88

16.0

04

0.07

%

30/5/2012

- 09:00 0.04 0.1 0.24

0.44

8 1.08

0.16

8

0.34

4

1.24

4

0.65

6

0.46

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2.73

2

1.46

8 0.3

0.93

6

0.10

4 0.38 0.62

0.22

4

2.17

2

0.67

6

4.1

52

14.5

2

-

0.14

%

30/5/2012

- 09:15 0.04

0.04

8

0.29

6

0.38

4

0.16

8

0.13

6 0.18

1.55

2 0.34

0.90

4

0.98

8

0.32

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0.41

6

1.04

8

0.07

6 0.34 0.58

0.20

4

1.93

2 1.18 4.3

12.9

64

2.04

%

30/5/2012

- 09:30 0.04

0.02

4 0.34 0.16

1.00

8 0.16 0.18

1.32

4 0.86

0.33

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1.50

8

0.29

6

1.29

2

0.02

4

0.72

8

0.63

2

0.19

6

2.10

8

0.43

2 3.7

12.4

84

0.61

%

30/5/2012

- 09:45 0.04

0.02

8

0.62

8 0.16

0.24

4

0.10

4

0.16

4

1.34

4

0.53

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0.32

8

1.51

6 0.28

1.32

4

0.02

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0.62

4

0.18

8

1.96

8

0.56

4

3.7

8

11.2

6

2.24

%

30/5/2012

- 10:00

0.19

6

0.02

4

0.39

6

0.48

8

0.17

2

0.01

6

0.05

2

1.34

8

1.63

2

0.75

6

0.13

6

0.72

4

1.55

6 0.4

1.20

8

0.20

4 0.4

0.62

8

0.09

6

2.34

8

0.47

2

3.9

04

13.5

04

1.87

%

30/5/2012

- 10:15

0.31

6 0.06 0.4

0.26

4

0.70

8 0.06

0.14

4

1.55

2

1.34

4

0.33

6

0.06

4

2.04

4

1.54

4 0.42

1.51

6

0.33

6

1.70

4 0.62

0.01

2

2.20

8

0.66

8

4.1

4

16.3

36

0.10

%

30/5/2012

- 10:30

0.30

8

0.03

6

0.37

6 0.26

0.23

6

0.16

4

0.17

6

1.48

4

0.56

8

0.59

2

0.14

8

1.56

4

1.57

6

0.45

2

1.46

4

0.24

4

0.46

4

0.59

6

0.07

6

2.34

4

0.49

6

4.2

16

13.1

96

-

3.24

%

30/5/2012

- 10:45 0.22

0.07

2

0.22

4

0.21

2

0.69

2

0.14

8

0.17

6 1.56

0.28

8

0.66

8 0.16

1.00

4

1.48

8

0.43

6 1.14 0.22

1.46

8

1.69

6 0.08

1.27

6

0.62

8

3.8

84 14.1

1.73

%

30/5/2012

- 11:00

0.20

4

0.09

2

0.26

8

0.39

6 0.5

0.14

8

0.18

8

1.52

8

0.60

8

1.03

2

0.08

8 0.66

1.56

8

0.43

2 1.38 0.22

1.06

4

1.76

4

0.05

2

1.21

2

1.68

4 3.9

15.1

8

0.61

%

30/5/2012

- 11:15 0.2

0.10

4

0.25

2

0.28

4

0.44

4 0.14

0.18

4

1.63

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0.83

2

0.10

4

0.43

2

1.58

4

0.41

2

1.24

4

0.22

4

1.41

6

1.75

2 0 1.16

3.90

4 3.8

16.5

56

-

0.43

%

30/5/2012

- 11:30

0.09

2

0.04

4

0.30

4

0.19

6

0.57

2

0.03

2

0.17

2

1.47

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0.16

8

0.53

2

1.55

2

0.27

6

1.30

8

0.35

2

2.05

2

1.77

6 0

1.66

4

3.05

2

3.5

52

16.2

4

0.00

%

30/5/2012

- 11:45 0.04 0.1

0.26

4 0.58

0.14

4

0.03

2

0.18

8

2.05

6 0.7

0.43

2

0.11

2

0.85

2 1.68

0.29

6

1.35

2 0.38

2.01

6

1.77

2 0

1.17

6 1.68

3.5

76

15.9

52

0.63

%

30/5/2012

- 12:00 0.04

0.08

4 0.24

0.93

6

0.58

8

0.14

4

0.11

2

1.79

2

0.84

4

0.50

4

0.24

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1.54

4

0.41

2

1.24

4

0.31

2 1.7

2.07

6 0

1.29

2

1.84

8

3.8

28

16.5

88

0.53

%

30/5/2012

- 12:15 0.04

0.03

6

0.59

2

0.90

8

0.63

2

0.33

2

0.06

4

1.61

2

0.59

6

0.46

8

0.21

2

0.47

6

2.68

8

0.86

4 1.34

0.22

4

1.78

8 1.78

0.00

4

1.14

8

1.17

6

4.0

16

17.1

56

1.03

%

30/5/2012

- 12:30

0.94

8 0

0.32

4

0.80

4

0.55

2

0.32

4 0.18

1.53

6

0.33

6

0.42

8

0.18

8 0.32

2.82

8

0.92

8

1.42

4

0.27

2

1.72

4

1.65

2 0.04

1.09

2

0.70

4

3.6

2

16.6

8

0.46

%

30/5/2012

- 12:45

0.41

6

0.02

8

0.30

4

0.45

2

0.80

4

0.30

8

0.17

2

1.41

6

0.36

8

0.46

4

0.12

8

0.28

8

1.55

6

0.64

4

1.33

2

0.30

8

0.86

4

1.65

6

0.21

6

1.38

4 0.2

3.9

32

13.4

08

0.75

%

30/5/2012

- 13:00

0.20

4

0.07

2 0.36

0.39

6

0.65

6

0.28

8

0.17

6

1.64

8

0.95

6 0.44

0.21

2

0.42

8

1.42

4

0.48

4

1.27

6 0.22

0.54

8

1.83

6 0.28 1.16 0.2

4.4

16

13.4

72

1.54

%

30/5/2012

- 13:15

0.21

6

0.08

8

0.34

8 0.42

0.12

4

0.20

4

0.06

4

2.03

2 1.12

0.52

4

0.21

6

0.45

6 1.48

0.29

2

2.00

4

0.28

8

0.62

4

1.86

8

0.27

2

1.23

2

0.29

2

4.3

16

14.6

04

3.01

%

30/5/2012

- 13:30

0.22

8

0.07

2

0.31

2

0.58

4

1.20

4

0.16

4

0.11

6

1.81

6

0.40

4

0.41

6 0.2

3.69

2

1.50

4

0.36

4

1.45

6

0.27

6

0.53

2

1.96

8

0.26

4

1.11

2

1.52

4

4.5

88

18.2

36

0.15

%

30/5/2012

- 13:45

0.13

2

0.06

8

0.52

8

0.46

4

2.08

8 0.28

0.17

6

1.85

6

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4

0.50

8

0.12

4

1.42

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0.43

2

1.37

6 0.32

0.48

8

1.89

6

0.26

4

1.94

4 0.88

4.6

36

17.3

24

0.88

%

30/5/2012

- 14:00

0.14

8

0.06

8

0.19

2

0.38

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0.17

2

1.99

2

0.50

4

0.44

8

0.24

4

1.75

2

1.70

8 0.3 1.38

0.25

2

0.56

4

1.74

4 0.36

1.26

8

1.05

6

4.4

92

15.7

2

0.41

%

128

30/5/2012

- 14:15

0.14

8

0.12

8 0.34

0.40

8

1.47

2

0.31

6

0.07

2 1.86

0.55

2

0.32

8

0.47

2 1.42

1.58

4 0.44

1.23

6

0.07

6

1.15

6

1.74

4 0.08 1.2

0.76

8

4.1

04

15.9

64

1.03

%

30/5/2012

- 14:30

0.14

4 0.2

0.29

2 0.58

1.83

2

0.30

4

0.11

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0.68

4

0.31

2

0.30

8

1.05

2 1.48

0.41

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0.07

2

1.85

6

1.69

6

0.07

6

0.66

8

0.53

6

4.1

04

16.0

56

1.10

%

30/5/2012

- 14:45

1.08

8 1.36 0.62

0.82

4

2.23

2 0.3

0.17

6

1.93

6

0.69

6

0.74

4

0.27

2

0.70

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0.30

4

1.23

6

0.06

8

1.56

8

1.65

6

0.03

2

0.63

6

0.51

2

4.0

36

18.6

4

1.46

%

30/5/2012

- 15:00

0.34

8

0.59

2

0.42

8

0.59

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0.20

4

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6

2.06

8

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8

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2

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8

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4

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4

0.21

6

1.16

8

0.20

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1.69

2

0.01

2

0.76

4

0.40

4

3.7

44

15.8

32

0.66

%

30/5/2012

- 15:15

0.79

2

0.23

2 0.3

0.52

8

2.17

6

0.17

2

0.04

4

1.79

6

0.57

2

0.49

2 0.3

0.74

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0.25

6

1.38

4

0.06

8

1.04

8

1.62

4

0.01

6

0.79

2

0.59

6

4.0

2

15.3

04

-

0.60

%

30/5/2012

- 15:30

0.50

4 0.48

0.39

2

0.49

2

1.68

8

0.28

4

0.14

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4

0.38

8

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8

0.71

2

1.49

6

0.14

8

1.19

2

0.02

4

1.05

6

1.36

4

0.02

4

0.67

2

0.32

8

3.7

96 14.3

1.40

%

30/5/2012

- 15:45

0.45

2

0.38

8

0.34

4

0.36

8

1.85

6

0.32

4

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6

2.07

2

0.48

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0.70

4

1.46

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1.78

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8

1.01

2

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0.08

4

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6

0.33

2

4.3

32

13.8

96

0.37

%

30/5/2012

- 16:00

0.35

6

0.24

8

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8

0.37

2

2.16

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2.10

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6

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4

0.19

6

4.0

88

13.4

48

0.98

%

30/5/2012

- 16:15

0.14

4

0.33

2 0.36

0.41

6

2.28

4

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8

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2

1.95

2

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0.17

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1.49

2

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6

1.45

6

0.11

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0.47

6

0.05

6

0.49

2 0.32 3.9

14.1

12

1.64

%

30/5/2012

- 16:30

0.17

6 0.42

0.42

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2.10

4

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8

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2

2.10

4

0.68

8

0.96

4

0.17

2

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0.09

6

1.40

4

0.02

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4

0.05

6

0.99

2

0.46

8

4.1

56

14.8

32

0.54

%

30/5/2012

- 16:45

0.35

6

0.38

8

0.41

2

0.47

2

3.39

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1.86

8

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2

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4

0.17

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1.36

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0.02

8

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8

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4

0.33

6 0.9

0.25

2

3.8

84

14.4

2

2.58

%

30/5/2012

- 17:00 0.34 0.4 0.42 0.66

3.49

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1.94

4

0.69

2 0.62

0.17

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1.54

8

0.17

2

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2

0.02

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6

0.29

2

0.61

6

0.68

8

4.0

6

17.2

52

0.88

%

30/5/2012

- 17:15

0.17

6

0.43

6

0.51

2

0.61

6

1.50

4

0.31

2

0.17

6

2.00

4

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1.03

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2.93

2

2.27

2

0.09

6

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4

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8

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6

0.27

6

0.56

4

0.45

2

4.3

28

15.7

56

1.47

%

30/5/2012

- 17:30

0.17

6

0.42

8

0.40

8

0.85

2

2.79

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1.76

8

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4

1.27

2

0.08

4

0.80

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0.22

4

0.49

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0.19

2

0.27

2

0.25

2 0.28

3.8

28

14.5

36

0.61

%

30/5/2012

- 17:45

0.60

8

0.73

6

0.46

4 0.92

3.70

4

0.32

8

0.70

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0.53

2

1.28

8

0.23

6

0.85

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0.62

8

0.02

4

0.63

6

0.19

2

0.26

4

0.39

6

0.30

8

4.2

92

16.2

48

2.24

%

30/5/2012

- 18:00

0.22

8

1.16

8

0.34

4

0.90

4

4.36

8

0.16

4

0.17

6

1.30

8

0.52

4

1.30

4

0.31

2 0.88 1.16

0.34

8

0.57

2

0.02

8

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6

0.18

8

0.20

8

0.50

8

0.76

8

4.1

76

17.2

8

5.12

%

30/5/2012

- 18:15

1.06

8

2.03

2

0.57

6

0.77

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2

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2

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4

1.29

6

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8

2.20

4

1.13

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0.50

4

0.02

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4

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6

0.45

2 1.46

3.9

6

19.1

52

2.01

%

30/5/2012

- 18:30

0.58

8

1.35

2

0.46

4

0.80

8

6.92

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2.07

6

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4

0.18

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0.50

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4.1

84

21.2

52

3.11

%

30/5/2012

- 18:45

0.38

8

1.38

4

0.37

2

0.65

2

2.93

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0.31

2

0.28

8

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4

1.20

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1.87

2

1.28

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6

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6

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4

0.04

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0.45

6

3.9

16

15.1

48

1.11

%

30/5/2012

- 19:00 3.7 0.88

0.70

4

0.77

2

0.86

4

0.01

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4

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8

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6

0.18

8

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6

0.51

6

0.52

4

3.5

56

15.8

2

3.62

%

30/5/2012

- 19:15

2.05

6

0.46

8

0.46

8

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2

1.01

6

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4

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2

3.6

08

15.6

56

3.60

%

30/5/2012

- 19:30

1.95

6

0.75

2

0.51

6

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6

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2

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2

1.25

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6

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8

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6

3.2

96

13.3

64

0.51

%

30/5/2012

- 19:45

2.33

2

1.19

2

0.36

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1.40

4

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4

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2

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2

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6

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4

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8

3.2

56

13.9

04

1.78

%

30/5/2012

- 20:00

0.77

2

0.55

2

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6

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2

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2

0.38

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1.50

4

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2

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4

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4

0.06

8

0.47

6

0.46

8

3.9

28

12.1

88

4.17

%

30/5/2012

- 20:15

0.53

6 0.24 0.38

0.47

6

1.47

6

0.09

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0.71

6

1.34

8

1.15

6

0.68

8

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6

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8

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2

0.10

4 0

0.48

8

0.43

2

3.2

76

11.5

08

1.46

%

30/5/2012

- 20:30 1.36

0.23

6

0.48

4

0.64

4

0.99

6

0.03

6 0.78 0.26

1.02

8

1.32

4 0.8 0.54

0.43

2 0.24 0.54

0.02

8

0.59

6

0.10

4 0

0.38

4

0.35

2

3.1

08

12.0

2

4.63

%

30/5/2012

- 20:45

0.20

4

0.22

8

0.38

4 0.68

1.12

4

0.06

4

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1.22

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0.20

4

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4

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8 0.08 0.68

0.08

4 0.56

0.09

6 0

0.40

8

0.39

6

3.0

96

11.3

52

5.25

%

30/5/2012

- 21:00

0.30

4

0.23

6

0.38

4 0.54 1.08

0.16

4

0.70

8

0.21

2

0.99

6

1.73

2 0.7

0.49

2

0.45

2

0.14

4

0.47

2

0.09

2

0.55

6 0.1 0

0.43

2

0.57

6

2.6

68

10.6

44

-

0.26

%

30/5/2012

- 21:15

0.19

6

0.22

8

0.34

8

0.59

2 0.8

0.13

6

0.55

2 0.34

0.83

6 0.92

0.90

8

0.33

6

0.39

2

0.23

2

0.46

8

0.02

8

0.46

8 0.1

0.04

4

0.44

8

1.19

2

2.5

72

10.2

36

3.63

%

30/5/2012

- 21:30

0.12

4

0.22

8

0.27

2 0.56

0.94

4 0.16

0.45

2

0.30

4 1

0.93

6 0.38 0.32

0.51

2

0.24

4

0.72

8

0.02

4 0.42 0.1

0.21

6

0.49

6

0.40

8

3.2

08

9.35

6

2.44

%

30/5/2012

- 21:45 0.24

0.22

8

0.27

6

0.51

6 1.12

0.10

8

0.48

4

0.40

4

0.98

4

0.71

6

0.32

4

0.31

6

0.42

4

0.19

2 0.5

0.02

8 0.38

0.09

6 0.2

0.49

6 0.42

2.8

76

9.00

8

2.84

%

30/5/2012

- 22:00

1.00

8

0.22

8 0.18

0.43

6 1.14

0.01

6

0.41

2

0.18

8

0.57

2

0.56

4

0.33

6

0.34

8

0.39

2

0.38

8

0.71

2

0.13

2

0.37

6

0.09

6

0.21

6 0.44

0.65

2

2.7

16

9.42

4

3.10

%

30/5/2012

- 22:15

0.06

4

0.22

4

0.29

2

0.38

8

0.74

4

0.04

8 1.02

0.31

2

0.45

6

0.62

4

0.25

6

0.28

8 1.94

0.44

8

0.84

4

0.04

8

0.37

6 0.1

0.31

6

0.41

6 0.22

2.8

4

10.1

12

3.84

%

30/5/2012

- 22:30

0.10

8

0.22

8

0.19

2

0.32

8

0.85

6

0.16

4

0.26

8

0.39

2

0.38

8

0.61

6

0.21

2

0.26

8

0.43

6

0.57

6

0.66

8

0.02

4

0.34

8 0.1 0.26

0.35

2

0.23

6

2.6

24

7.59

6

3.63

%

30/5/2012

- 22:45 0.04

0.22

4

0.25

6

0.33

6

1.26

8

0.13

6

0.27

6

0.26

4

0.42

8

0.36

4

0.30

4

0.27

2

0.43

6

0.34

4

0.42

4

0.02

8

0.28

8

0.09

6

0.21

2

0.40

8

0.41

2

2.6

2

7.29

6

2.47

%

30/5/2012

- 23:00

0.03

6

0.10

4

0.23

2 0.14

0.94

8 0.16

0.25

6

0.31

6

0.54

8

0.38

4

0.25

6

0.26

8

0.55

6 0.2

0.55

2

0.02

4

0.28

4 0.1 0.2 0.42 0.38

2.4

52 7.04

5.34

%

129

30/5/2012

- 23:15

0.20

4

0.05

6

0.21

2

0.27

2

1.18

4

0.10

4 0.2 0.36

0.48

4

0.53

2

0.15

2

0.26

8

0.38

4

0.21

2

0.57

6

0.15

2

0.28

8 0.16

0.19

6

0.48

4

0.24

8

2.7

4 7.36

4.51

%

30/5/2012

- 23:30

0.19

6

0.05

2

0.27

6

0.32

4

0.39

6

0.01

6

0.19

2 0.34

0.31

6

0.49

2

0.24

4

0.26

4 0.42 0.32 0.42

0.02

8

0.38

8

0.18

4

0.19

6 0.5 0.16

2.8

96

6.49

6

7.27

%

30/5/2012

- 23:45

0.87

6

0.05

6

0.17

6

0.32

8 0.8

0.05

6

0.06

8

0.24

8 0.26

0.49

2

0.18

8

0.26

4

0.53

2 0.2

0.48

8

0.02

4

0.57

2 0.18

0.19

6

0.45

2

0.36

8

2.8

04 7.28

2.14

%

Mediciones de demanda circuito #2: transformador T38884, día de demanda máxima

Fecha y Hora

Número de medidor Transformador %

Pérdid

as

Reales

756

690

756

713

756

714

757

073

757

074

757

075

757

093

757

096

757

098

757

099

757

109

757

110

757

111

757

112

T3888

4

T3888

4

kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kVAr kW

28/5/2012 -

00:00 0.084 0.824 0.776 0.484 0.104 0.252 0.552 0.352 0.276 0.444 0 0.016 0.324 0.056 3.568 6.412 13.15%

28/5/2012 -

00:15 0.084 0.852 0.78 0.496 0.052 0.248 0.392 0.348 0.272 0.444 0 0.02 0.376 0 3.444 6.276 14.13%

28/5/2012 -

00:30 0.084 0.824 0.776 0.488 0.048 0.244 0.48 0.364 0.256 0.444 0 0.02 0.388 0 3.404 6.292 13.53%

28/5/2012 -

00:45 0.084 0.968 0.78 0.468 0.104 0.108 0.312 0.348 0.036 0.444 0 0.02 0.376 0.104 3.184 6.048 14.40%

28/5/2012 -

01:00 0.084 0.896 0.78 0.392 0.096 0.104 2.36 0.348 0.036 0.444 0 0.016 0.296 0.028 3.056 7.856 12.11%

28/5/2012 -

01:15 0.204 0.828 0.78 0.392 0.048 0.112 0.764 0.364 0.04 0.468 0 0.02 0.304 0 3.188 6.132 12.77%

28/5/2012 -

01:30 0.188 0.86 0.78 0.396 0.06 0.104 0.844 0.348 0.036 0.82 0 0.02 0.372 0 3.068 6.76 13.42%

28/5/2012 -

01:45 0.18 0.828 0.784 0.312 0.108 0.1 0.356 0.356 0.036 0.36 0 0.02 0.4 0.136 3.076 5.828 14.19%

28/5/2012 -

02:00 0.176 0.832 0.78 0.344 0.084 0.1 0.38 0.536 0.152 0.432 0 0.016 0.352 0.008 3.148 6.088 14.31%

28/5/2012 -

02:15 0.172 0.852 0.856 0.284 0.044 0.22 0.404 0.576 0.28 0.424 0 0.02 0.28 0 3.208 6.332 14.13%

28/5/2012 -

02:30 0.172 0.824 0.9 0.372 0.072 0.244 0.444 0.344 0.272 0.42 0 0.02 0.304 0.02 3.304 6.288 13.60%

28/5/2012 -

02:45 0.172 0.88 0.788 0.4 0.108 0.244 0.66 0.396 0.26 0.416 0 0.02 0.504 0.12 3.872 6.876 12.84%

28/5/2012 -

03:00 0.172 0.964 0.8 0.404 0.068 0.176 0.652 0.388 0.036 0.416 0 0.016 0.356 0 3.52 6.34 13.68%

28/5/2012 -

03:15 0.168 0.856 0.796 0.364 0.044 0.104 0.556 0.404 0.036 0.412 0 0.02 0.348 0 3.308 6.004 14.51%

28/5/2012 -

03:30 0.168 0.86 0.792 0.288 0.092 0.1 0.392 0.384 0.04 0.412 0 0.02 0.38 0.028 3.128 5.872 15.17%

28/5/2012 -

03:45 0.16 0.824 0.788 0.292 0.104 0.1 0.384 0.384 0.036 0.356 0 0.02 0.404 0.108 3.056 5.844 14.70%

28/5/2012 -

04:00 0.084 0.832 0.788 0.4 0.052 0.1 0.388 0.392 0.036 0.268 0 0.016 0.364 0 2.708 5.616 15.51%

28/5/2012 -

04:15 0.084 0.848 0.78 0.404 0.048 0.096 0.572 0.376 0.16 0.416 0 0.02 0.396 0 3.236 6.116 14.57%

28/5/2012 -

04:30 0.084 0.824 0.78 0.408 0.1 0.144 0.656 0.38 0.304 0.412 0 0.02 0.34 0.024 3.572 6.344 13.29%

28/5/2012 -

04:45 0.084 0.844 0.78 0.288 0.096 0.24 0.432 0.388 0.284 0.4 0 0.02 0.272 0.116 3.216 6.124 13.96%

28/5/2012 -

05:00 0.084 0.796 0.78 0.324 0.044 0.24 0.344 0.372 0.268 0.26 0 0.016 0.3 0 2.924 5.348 9.26%

28/5/2012 -

05:15 0.084 0.768 0.78 0.416 0.06 0.24 0.34 0.38 0.288 0.372 0 0.02 0.364 0 2.672 4.844 -6.05%

28/5/2012 -

05:30 0.084 0.676 0.776 0.64 0.104 0.096 0.32 0.376 0.284 2.932 0 0.02 0.392 0.008 2.536 7.452 -3.77%

28/5/2012 -

05:45 0.084 0.644 0.776 0.844 0.08 0.1 0.4 0.92 0.284 0.96 0 0.016 0.28 0.128 2.58 6.332 12.89%

28/5/2012 -

06:00 0.084 0.64 0.772 0.808 0.044 0.096 0.52 4.892 0.276 3.304 0 0.02 0.288 0 2.656

12.58

4 6.68%

28/5/2012 -

06:15 0.084 0.668 0.768 0.836 0.076 0.1 0.436 2.644 0.268 1.764 0 0.02 0.336 0.008 2.588 9.024 11.26%

130

28/5/2012 -

06:30 0.084 0.644 0.772 0.368 0.104 0.1 0.4 5.248 0.152 0.608 0 0.02 0.36 0.212 2.4 9.888 8.25%

28/5/2012 -

06:45 0.08 0.656 0.772 0.5 0.06 0.096 2.184 2.072 0.988 0.716 0 0.016 0.356 0.148 2.268 9.416 8.20%

28/5/2012 -

07:00 0.084 0.656 0.764 0.616 0.048 0.184 0.864 0.76 4.688 0.64 0 0.02 0.268 0.036 2.312

10.33

6 6.85%

28/5/2012 -

07:15 0.084 0.748 0.768 0.7 0.108 0.236 0.38 0.628 0.884 0.644 0 0.02 0.732 0.02 2.576 6.54 8.99%

28/5/2012 -

07:30 0.084 0.752 0.768 0.848 0.092 0.244 0.656 0.344 0.04 0.596 0 0.016 0.488 0.556 3.02 6.22 11.83%

28/5/2012 -

07:45 0.108 0.644 1.064 2.92 0.048 0.184 0.508 0.42 0.964 0.64 0 0.02 0.448 0.076 2.732 8.976 10.38%

28/5/2012 -

08:00 0.204 0.708 0.872 0.704 0.064 0.224 0.428 0.496 1.256 0.616 0 0.02 0.64 0.128 3.092 7.28 12.64%

28/5/2012 -

08:15 0.184 4.088 0.736 0.648 0.104 1.32 3.012 0.452 2.312 0.568 0 0.02 0.944 0.228 5.44

16.76

8 12.83%

28/5/2012 -

08:30 0.228 2.048 0.788 0.52 0.088 0.096 0.272 0.428 2.092 0.492 0 0.02 1.736 0.708 3.816

10.78

4 11.76%

28/5/2012 -

08:45 0.916 4.616 0.636 0.5 0.044 0.088 2.704 0.336 3.484 0.476 0 0.016 1.88 0.536 5.612

18.52

4 12.37%

28/5/2012 -

09:00 0.504 4.8 0.648 0.948 0.072 0.124 1.088 0.368 2.148 0.388 0 0.02 1.94 0 6.036

15.31

2 14.79%

28/5/2012 -

09:15 0.524 4.52 0.688 1.112 0.104 0.208 1.16 0.34 2.836 0.324 0 0.02 1.072 0.064 5.444

14.97

2 13.36%

28/5/2012 -

09:30 0.428 2.68 0.936 1.404 0.096 0.308 1.316 0.72 0.96 0.372 0 0.052 0.732 0.1 4.212

11.55

2 12.53%

28/5/2012 -

09:45 0.46 2.912 1.552 0.76 0.06 0.316 0.42 1.156 2.376 1.876 0 0.056 1.864 0 3.968

15.49

2 10.87%

28/5/2012 -

10:00 0.46 3.204 13.128 0.496 0.728 0.256 2.476 1.248 0.092 0.348 0 0.024 1.936 0.032 10.64

26.45

2 7.65%

28/5/2012 -

10:15 0.496 4.86 12.892 0.58 2.524 0.268 1.044 1.12 0.484 0.224 0 0.048 3.644 0.148

12.23

2 30.94 8.43%

28/5/2012 -

10:30 0.524 5.6 13.28 0.74 2.6 0.276 2.504 1.088 1.444 0.256 0 0.02 3.916 0.008 12.38

35.27

6 8.56%

28/5/2012 -

10:45 0.512 5.688 12.54 0.452 2.792 0.276 0.48 1.208 1.92 0.372 0 0.016 3.852 0

12.04

4

33.15

2 9.18%

28/5/2012 -

11:00 0.504 3.9 8.94 0.788 2.676 0.276 0.504 2.164 2.296 0.404 0 0.02 3.824 0.22 9.276

28.61

6 7.34%

28/5/2012 -

11:15 0.744 3.704 7.528 0.928 2.74 0.28 0.32 1.58 0.904 0.732 0 0.016 3.792 0.036 9.352

25.91

6 10.08%

28/5/2012 -

11:30 0.508 4.708 7.14 0.772 2.62 0.248 0.336 1.176 0.34 0.824 0 0.02 3.812 0.072 9.72

25.47

6 11.38%

28/5/2012 -

11:45 0.492 4.632 6.96 0.964 2.032 0.18 1.9 1.36 0.088 0.492 0 0.028 4.072 0.916 9.756

26.53

6 9.12%

28/5/2012 -

12:00 0.476 4.6 5.424 1.932 0.196 1.516 1.236 1.06 0.056 0.444 0 0.088 3.892 1.192 8.472

24.19

6 8.61%

28/5/2012 -

12:15 0.548 2.472 1.348 1.38 0.136 0.152 0.376 1.02 0.116 0.384 0 0.092 3.868 1.452 4.62

14.86

4 10.23%

28/5/2012 -

12:30 0.548 2.096 1.128 0.884 0.124 0.144 2.604 1.104 0.264 0.268 0 0.132 4.072 1.176 4.44

15.77

2 7.79%

28/5/2012 -

12:45 0.532 3.02 1.184 1.164 0.12 0.204 0.548 1.192 0.316 0.368 0 3.84 3.116 0.64 4.944 18.08 10.15%

28/5/2012 -

13:00 0.556 3.008 1.128 0.7 0.124 0.276 3.196 0.96 0.3 0.388 0 4.72 1.96 0.184 5.02

19.17

6 8.74%

28/5/2012 -

13:15 0.76 2.2 1.272 0.976 0.12 0.272 0.876 0.696 0.268 0.388 0 4.72 1.796 0.1 4.304

15.68

8 7.93%

28/5/2012 -

13:30 0.512 1.584 1.264 1.524 0.124 0.28 0.644 0.692 0.076 0.428 0 2.396 0.82 0.076 3.836

11.49

2 9.33%

28/5/2012 -

13:45 0.972 1.948 1.128 0.924 0.124 0.26 2.524 0.336 0.076 0.696 0.016 0.02 0.876 0.18 3.68

11.57

2 12.89%

28/5/2012 -

14:00 0.536 4.04 0.924 0.54 0.212 0.132 1.044 0.456 0.072 0.332 0.064 0.02 0.896 0.112 4.652

11.46

8 18.21%

28/5/2012 -

14:15 0.52 4.956 1.012 1.384 1.228 0.132 2.452 0.396 0.076 0.408 0.008 0.02 0.86 0.08 5.296

15.98

4 15.34%

28/5/2012 -

14:30 0.5 4.184 1.072 0.72 1.256 0.16 0.896 0.668 0.224 0.4 0 0.02 0.764 0.18 5.144

13.07

6 15.54%

28/5/2012 -

14:45 0.448 4.228 1.02 0.608 1.276 0.244 0.664 0.916 0.312 0.384 0 0.116 0.772 0.092 5.392 13.44 17.56%

28/5/2012 -

15:00 0.444 4.42 1.036 0.396 1.5 0.264 0.552 0.824 0.32 0.372 0 0.316 0.78 1.104 5.196

14.85

2 16.99%

28/5/2012 -

15:15 0.652 3.972 1.044 0.348 1.88 0.36 0.384 0.944 0.256 0.4 0 0.024 0.844 1.972 5.44 15.02 12.92%

131

28/5/2012 -

15:30 0.552 2.324 1.072 0.364 1.648 0.372 0.476 0.912 0.036 0.532 0 0 1.016 1.192 4.168 11.86 11.50%

28/5/2012 -

15:45 0.364 2.952 1.056 0.312 1.592 0.356 1.676 0.804 0.036 0.504 0 0 2.08 1.16 4.588

14.53

2 11.29%

28/5/2012 -

16:00 0.276 2.252 1.128 0.284 1.54 0.48 2.352 0.94 0.04 0.436 0 0 2.04 1.232 4.284

14.42

8 9.90%

28/5/2012 -

16:15 0.416 1.452 1.26 0.364 0.916 0.436 0.632 0.96 0.036 0.536 0 0 2.764 1.056 3.716

12.09

2 10.45%

28/5/2012 -

16:30 0.552 1.38 1.26 0.46 0.128 0.952 0.528 0.824 0.096 0.692 0 0 1.412 1.08 3.384 10.6 11.66%

28/5/2012 -

16:45 0.288 1.524 1.268 0.628 0.104 0.924 0.468 0.984 0.452 0.824 0 0 2.56 0.808 3.648

12.19

6 11.18%

28/5/2012 -

17:00 0.268 3.408 0.98 0.492 0.072 0.84 3.088 1.052 0.328 0.764 0 0 2.088 0.836 4.884

16.03

6 11.35%

28/5/2012 -

17:15 0.272 1.112 0.804 0.556 0.104 0.844 0.532 1.896 0.488 0.752 0 0 0.636 0.304 3.076 9.516 12.78%

28/5/2012 -

17:30 0.268 1.132 0.8 0.828 0.132 0.844 0.844 4.576 0.472 0.932 0 0 0.444 1.544 4.012

14.59

2 12.17%

28/5/2012 -

17:45 0.268 1.248 0.792 1.16 0.088 0.824 1.328 0.964 0.648 0.688 0 0 0.456 0.624 4.252

11.50

8 12.12%

28/5/2012 -

18:00 0.28 1.264 0.796 1.012 0.068 0.384 2.004 0.892 0.668 0.7 0 0 0.348 1.152 3.976

12.02

8 11.93%

28/5/2012 -

18:15 0.492 1.068 0.792 0.472 0.136 0.444 3.992 0.828 0.672 0.724 0 0 0.356 1.492 4.236

13.73

2 9.02%

28/5/2012 -

18:30 0.46 0.88 0.792 0.46 0.444 1.016 1.992 0.928 0.74 0.704 0 0 0.384 1.252 4.332 12.22 9.35%

28/5/2012 -

18:45 0.46 1.016 0.796 0.652 0.38 0.712 1.86 0.62 0.616 0.552 0 0 0.424 0.38 3.856

10.59

2 10.38%

28/5/2012 -

19:00 0.456 0.964 0.796 0.668 0.304 0.348 2.548 0.776 0.608 0.676 0 0 0.448 0.212 3.896

11.15

2 11.86%

28/5/2012 -

19:15 0.472 0.88 0.796 0.576 0.292 0.34 3.728 1.128 0.856 0.572 0 0 0.332 0.376 3.82

12.33

6 7.81%

28/5/2012 -

19:30 0.476 0.912 0.8 0.724 0.104 0.34 1.872 1.288 0.46 0.584 0 0.024 0.36 0.24 3.672

10.32

4 10.80%

28/5/2012 -

19:45 0.38 0.888 0.796 0.716 0.064 0.248 2.204 1.264 0.376 0.592 0 0.396 0.388 0.132 3.684

10.55

6 10.30%

28/5/2012 -

20:00 0.088 0.88 0.792 0.776 0.04 0.232 2.228 3.192 0.496 0.572 0 0 0.44 0.144 3.728

11.98

4 9.00%

28/5/2012 -

20:15 0.076 0.872 0.844 0.8 0.088 0.276 2.784 1.176 0.444 0.548 0 0 0.42 1.136 3.868

11.53

2 9.04%

28/5/2012 -

20:30 0.08 0.86 0.888 0.828 0.096 0.352 4.816 0.74 0.44 0.54 0 0 0.324 1.408 3.908

13.39

6 7.46%

28/5/2012 -

20:45 0.076 0.888 0.776 1.068 0.04 0.248 2.628 0.604 0.372 0.492 0 0 0.36 0.16 3.7 9.636 9.33%

28/5/2012 -

21:00 0.08 1.008 0.788 0.988 0.06 0.316 2.108 0.604 0.164 0.484 0 0 0.396 0.164 3.556 9.136 10.41%

28/5/2012 -

21:15 0.076 0.94 0.776 0.916 0.096 0.256 2.16 3.504 0.16 0.472 0 0 0.448 0.28 3.68

12.14

8 8.55%

28/5/2012 -

21:30 0.08 0.912 0.776 0.88 0.068 0.256 2.252 3.524 0.156 0.456 0 0 0.4 0.18 3.82

11.85

2 7.48%

28/5/2012 -

21:45 0.076 0.884 0.772 1.004 0.04 0.252 2.192 2.948 0.16 0.464 0 0 0.324 0.132 3.592

11.21

6 8.41%

28/5/2012 -

22:00 0.08 0.888 0.768 0.628 0.076 0.252 2.248 1.86 0.188 0.508 0 0 0.372 0.196 3.864 9.98 8.93%

28/5/2012 -

22:15 0.076 0.904 0.764 0.66 0.096 0.26 0.492 0.556 0.4 0.452 0 0 0.424 0.276 3.788 7.256 12.00%

28/5/2012 -

22:30 0.08 0.88 0.768 0.652 0.048 0.264 0.428 0.46 0.392 0.392 0 3.132 0.424 0.312 3.596 10.22 9.42%

28/5/2012 -

22:45 0.076 0.908 0.772 0.728 0.04 0.156 0.496 0.476 0.388 0.392 0 0.272 0.336 0.3 3.496 7.196 11.55%

28/5/2012 -

23:00 0.08 0.916 0.772 0.656 0.096 0.116 0.468 0.472 0.208 0.276 0 0 0.416 0.268 3.08 6.66 13.38%

28/5/2012 -

23:15 0.08 1.02 0.776 0.668 0.084 0.124 0.472 0.468 0.16 0.356 0 0 0.604 0.14 3.276 6.86 12.87%

28/5/2012 -

23:30 0.076 0.96 0.776 0.56 0.04 0.148 0.416 0.476 0.16 0.388 0 0 0.62 0.028 3.256 6.576 13.73%

28/5/2012 -

23:45 0.08 0.896 0.776 0.496 0.056 0.144 0.316 0.48 0.164 0.384 0 0 0.584 0.08 3.112 6.36 13.82%

132

Mediciones de demanda circuito #3: transformador SN-2, día de demanda máxima

Fecha y

Hora


Pérdida

s Reales

756

709

756

710

756

711

756

712

756

764

756

897

756

898

756

899

756

900

756

903

757

086

757

129

757

130

757

131

757

133

757

134

757

135

757

136

757

145

757

146

757

147

757

148

757

150

757

151

757

152

TSN-2

TSN-2

kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kVAr

kW

29/5/2012 - 00:00

0.456

0.212

0.108

0.1 3.28

0.388

0.212

0.12

0.164

0 0.092

0.064

0.028

0.168

0.424

0.096

0.412

0.328

0.264

0.18

0.244

1.036

0.176

0 0.216

3.052

9.888

-2.3%

29/5/2012 - 00:15

0.452

0.128

0.108

0.104

2.512

0.216

0.228

0.02

0.196

0 0.156

0.124

0.16

0.16

0.368

0.068

0.516

0.164

0.064

0.184

0.244

0.972

0.056

0 0.084

2.348

8.664

0.3%

29/5/2012 - 00:30

0.7 0.132

0.12

0.104

1.688

0.268

0.16

0.06

0.072

0 0.14

0.092

0.04

0.276

0.332

0.06

0.56

0.136

0.028

0.244

0.244

0.98

0.112

0 0.144

2.052

8.016

-0.3%

29/5/2012 - 00:45

1.096

0.216

0.12

0.104

0.372

0.28

0.06

0.132

0.092

0 0.096

0.168

0.032

0.272

0.236

0.104

0.556

0.272

0.268

0.224

0.248

1.004

0.144

0 0.148

2.232

7.52

-1.0%

29/5/2012 - 01:00

0.504

0.176

0.12

0.104

0.112

0.248

0.06

0.044

0.204

0 0 0.116

0.16

0.264

0.332

0.02

0.548

0.14

0.172

0.224

0.244

1.004

0.096

0 0.092

1.904

6.332

0.0%

29/5/2012 - 01:15

0.568

0.128

0.12

0.104

0.304

0.272

0.22

0.02

0.124

0 0.144

0.072

0.04

0.212

0.252

0.14

0.384

0.156

0.14

0.22

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-0.2%

29/5/2012 - 01:30

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29/5/2012 - 01:45

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-0.2%

29/5/2012 - 02:00

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29/5/2012 - 02:15

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29/5/2012 - 02:30

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29/5/2012 - 02:45

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-1.3%

29/5/2012 - 03:00

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29/5/2012 - 03:15

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29/5/2012 - 03:30

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-1.7%

29/5/2012 - 03:45

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6.8 -

0.9%

29/5/2012 - 04:00

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1.0%

29/5/2012 - 04:15

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-1.5%

29/5/2012 - 04:30

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-2.1%

29/5/2012 - 04:45

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29/5/2012 - 05:00

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29/5/2012 - 05:15

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5.0%

29/5/2012 - 05:30

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29/5/2012 - 05:45

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29/5/2012 - 06:00

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29/5/2012 - 06:15

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29/5/2012 - 06:30

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29/5/2012 -

06:45

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7.5%

133

29/5/2012 - 07:00

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29/5/2012 - 07:15

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5.0%

29/5/2012 - 07:30

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29/5/2012 - 07:45

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29/5/2012 - 08:00

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29/5/2012 - 08:15

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29/5/2012 - 08:30

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29/5/2012 - 08:45

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29/5/2012 - 09:00

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29/5/2012 - 09:15

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29/5/2012 - 09:30

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29/5/2012 - 09:45

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29/5/2012 - 10:00

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29/5/2012 - 10:15

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29/5/2012 - 10:30

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29/5/2012 - 10:45

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7.5%

29/5/2012 - 11:00

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29/5/2012 - 11:15

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29/5/2012 - 11:30

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29/5/2012 - 11:45

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29/5/2012 - 12:00

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29/5/2012 - 12:15

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29/5/2012 - 12:30

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29/5/2012 - 12:45

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29/5/2012 - 13:00

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29/5/2012 - 13:15

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29/5/2012 - 13:30

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29/5/2012 - 13:45

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29/5/2012 - 14:00

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29/5/2012 - 14:15

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29/5/2012 - 14:30

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29/5/2012 - 14:45

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29/5/2012 - 15:00

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134

29/5/2012 - 15:15

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29/5/2012 - 15:30

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29/5/2012 - 15:45

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29/5/2012 - 16:00

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29/5/2012 - 16:15

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29/5/2012 - 16:30

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29/5/2012 - 16:45

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29/5/2012 - 17:00

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5.1%

29/5/2012 - 17:15

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29/5/2012 - 17:30

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29/5/2012 - 17:45

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29/5/2012 - 18:00

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29/5/2012 - 18:15

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29/5/2012 - 18:30

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29/5/2012 - 18:45

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1.8%

29/5/2012 - 19:00

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1.1%

29/5/2012 - 19:15

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1.0%

29/5/2012 - 19:30

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0.484

0 0.096

2.844

12.488

0.9%

29/5/2012 - 19:45

0.608

0.032

0.192

0.108

1.1 0.588

0.66

0.272

0.748

0 0.068

0.752

0.52

0.876

0.492

0.26

0.448

0.404

0.348

1.576

0.32

2.584

0.62

0 0.172

4.156

15.392

1.9%

29/5/2012 - 20:00

0.664

0.036

0.268

0.112

2.192

0.584

0.316

0.264

0.512

0 0.204

0.564

0.952

0.748

1.184

0.256

0.448

0.424

0.052

0.8 0.32

2.836

0.468

0 0.184

4.052

16.04

1.9%

29/5/2012 - 20:15

0.564

0.14

0.244

0.108

1.304

0.584

0.424

0.244

0.6 0 0.148

2.924

0.956

0.7 0.372

0.104

0.356

0.62

0.056

0.86

0.508

2.952

0.52

0 0.172

4.032

17.044

1.4%

29/5/2012 - 20:30

0.548

0.068

0.236

0.108

0.816

0.568

0.572

0.216

0.508

0 0.068

0.548

0.888

0.672

0.348

0.144

0.344

0.44

0.24

0.936

0.572

4.044

0.496

0.016

0.36

4.008

15.236

0.9%

29/5/2012 - 20:45

0.56

0.052

0.232

0.112

0.828

0.596

0.636

0.144

0.444 0

0.168

0.472

0.928

0.82

0.344

0.02

0.364

0.38

0.796

0.476

0.284

3.316

0.776

0.044

0.356

4.212

14.856

2.4%

29/5/2012 - 21:00

1.4 0.084

0.228

0.108

1.112

0.564

0.34

0.656

0.416

0 0.136

0.432

0.904

0.72

0.34

0.116

0.448

0.58

0.576

0.616

0.264

3.576

0.58

0.048

0.464

4.384

16.46

2.4%

29/5/2012 - 21:15

0.548

0.46

0.204

0.108

0.912

0.548

0.72

0.22

0.4 0 0.064

0.4 0.704

0.692

0.212

0.076

0.584

0.604

0.552

0.612

0.248

3.448

0.536

0.036

0.496

4.476

14.952

1.5%

29/5/2012 - 21:30

0.664

0.44

0.188

0.108

1.028

0.532

0.604

0.22

0.452

0 0.152

0.32

0.448

0.576

0.308

0.02

0.568

0.44

0.312

0.584

0.212

2.476

0.54

0.024

0.188

3.66

12.868

0.9%

29/5/2012 - 21:45

0.624

0.42

0.204

0.108

0.832

0.56

0.356

0.228

0.444

0 0.132

0.296

0.308

0.492

0.244

0.152

0.56

0.452

0.356

0.46

0.232

1.244

0.464

0.028

0.2 2.948

10.968

2.0%

29/5/2012 - 22:00

0.544

0.412

0.208

0.108

0.848

0.376

0.32

0.12

0.428

0 0.06

0.204

0.336

0.452

0.936

0.02

0.504

0.492

0.468

0.356

0.224

1.316

0.456

0.02

0.096

2.816

10.968

2.9%

29/5/2012 - 22:15

0.552

0.524

0.244

0.108

0.768

0.344

0.384

0.168

0.36

0 0.104

0.26

0.12

0.452

8.868

0.084

0.32

0.236

0.496

0.504

0.228

1.304

0.364

0.02

0.076

2.576

18.736

2.7%

29/5/2012 - 22:30

0.548

0.428

0.232

0.108

2.44

0.324

0.38

0.152

0.404

0 0.088

0.136

0.232

0.388

7.34

0.084

0.316

0.26

0.204

0.6 0.22

1.312

0.332

0.252

0.184

2.992

18.656

1.8%

29/5/2012 - 22:45

0.548

0.42

0.224

0.108

3.772

0.348

0.3 0.116

0.444

0 0.012

0.236

0.092

0.344

5.116

0.02

0.38

0.376

0.192

0.508

0.224

1.196

0.356

2.2 0.184

3.42

21.612

11.8%

29/5/2012 - 23:00

1.44

0.2 0.22

0.112

3.084

0.316

0.38

0.068

0.228

0 0.108

0.144

0.232

0.324

2.244

0.156

0.188

0.244

0.404

0.684

0.576

1.068

0.228

0.708

0.164

3.456

15.664

5.1%

29/5/2012 - 23:15

0.672

0.156

0.184

0.108

2.392

0.324

0.328

0.176

0.2 0 0.08

0.248

0.112

0.356

2.236

0.08

0.12

0.14

0.224

0.416

0.224

1.052

0.212

0 0.228

2.488

11.64

0.2%

135

29/5/2012 - 23:30

0.58

0.048

0.164

0.108

1.548

0.236

0.24

0.136

0.328

0 0.016

0.12

0.196

0.316

1.148

0.096

0.124

0.264

0.204

0.424

0.224

2.148

0.164

0 0.284

2.964

10.56

0.9%

29/5/2012 - 23:45

0.552

0.044

0.16

0.112

0.736

0.228

0.224

0.044

0.288

0 0.116

0.228

0.08

0.316

0.424

0.144

0.12

0.176

0.184

0.612

0.224

1.808

0.168

0 0.156

2.568

8.588

1.1%

Mediciones de demanda circuito #4: transformador P33-16775, día de demanda máxima

Fecha y

Hora

Número de medidor

756 785

756 786

756 787

756 788

756 798

756 799

756 805

756 806

756 808

756 813

756 814

756 815

756 816

756 829

756 832

756 833

756 834

756 835

756 836

756 837

756 838

756 845

756 846

756 847

756 848

756 863

756 864

756 913

kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW kW

kW

kW kW kW kW

29/5/2012 - 00:00

0.032

0.108

0 0.032

0.016

0.008

0.14

0.164

0.076

0.164

0.036

0.02

0.12

0.04

0.06

0 0.16

0.016

0.192

0.032

0.152

0.044

0.16

0.272

0.036

0 0.084

0

29/5/2012 - 00:15

0.028

0.148

0.056

0.032

0.016

0.12

0.328

0.144

0.1 0.26

0.036

0.02

0.164

0.032

0.048

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0.016

0.048

0.124

0.088

0.04

0.044

0.108

0.036

0 0.136

0

29/5/2012 - 00:30

0.16

0.036

0.12

0.032

0.016

0.004

0.376

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0.116

0.02

0.16

0.036

0.06

0 0.036

0.016

0 0.036

0.028

0.04

0.124

0.128

0.12

0 0.072

0

29/5/2012 - 00:45

0.044

0.112

0.004

0.028

0.012

0.12

0.336

0.124

0 0.152

0.168

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0.156

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0.048

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0.016

0.14

0.032

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0.116

0 0.076

0

29/5/2012 - 01:00

0.028

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0.168

0.02

0.016

0.012

0.288

0.128

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0.16

0.108

0.116

0.152

0.052

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0.02

0.108

0.12

0.028

0.156

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0.036

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0

29/5/2012 - 01:15

0.212

0.04

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0.02

0.016

0.104

0.164

0.128

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0.152

0.164

0.02

0.04

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29/5/2012 - 01:30

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0.156

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0.036

0.036

0.036

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0.016

0.08

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0.06

0.184

0.112

0.036

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0

29/5/2012 - 01:45

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0 0.072

0.016

0.164

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0.084

0.044

0.184

0.116

0.132

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0

29/5/2012 - 02:00

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0.02

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0.04

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29/5/2012 - 02:15

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0.02

0.016

0.088

0.236

0.128

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0.04

0.14

0.156

0.156

0.088

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0.016

0.02

0.12

0.088

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0.036

0.032

0 0.14

0

29/5/2012 - 02:30

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0.02

0.016

0.036

0.2 0.124

0 0.148

0.036

0.084

0.088

0.12

0.02

0 0.036

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0

29/5/2012 - 02:45

0.248

0.04

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0.016

0.076

0.248

0.128

0.076

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0.036

0.016

0.036

0.032

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0.016

0.032

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0.152

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0.036

0.016

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0

29/5/2012 - 03:00

0.256

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0.04

0.02

0.044

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0.02

0 0.024

0.028

0.056

0.056

0.024

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0

29/5/2012 - 03:15

0.224

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0.02

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0.024

0.024

0.06

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0

29/5/2012 - 03:30

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0.168

0.016

0.064

0.06

0.02

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0.016

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0 0 0.088

0

29/5/2012 - 03:45

0.088

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0.02

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0.072

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0.12

0.16

0.164

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29/5/2012 - 04:00

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0

29/5/2012 - 04:15

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0.124

0.08 0

0.116 0

29/5/2012 - 04:30

0.028

0.036

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0.012

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29/5/2012 - 09:15

0.288

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29/5/2012 - 09:30

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29/5/2012 - 09:45

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29/5/2012 - 10:00

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29/5/2012 - 10:15

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8 32%

29/5/2012 - 10:30

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30%

29/5/2012 - 10:45

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29/5/2012 - 11:00

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29/5/2012 - 11:15

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32%

29/5/2012 - 11:30

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29/5/2012 - 11:45

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29/5/2012 - 12:00

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29/5/2012 - 12:30

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29/5/2012 - 13:00

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29/5/2012 - 13:15

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29/5/2012 - 13:30

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29/5/2012 - 13:45

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29/5/2012 - 14:00

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29/5/2012 - 14:15

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29/5/2012 - 14:30

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29/5/2012 - 14:45

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29/5/2012 - 15:00

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29/5/2012 - 15:30

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29/5/2012 - 15:45

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29/5/2012 - 16:00

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29/5/2012 - 16:15

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29/5/2012 - 16:30

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29/5/2012 - 16:45

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29/5/2012 - 17:00

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29/5/2012 - 17:15

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29/5/2012 - 17:30

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29/5/2012 - 17:45

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28%

29/5/2012 - 18:00

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35%

29/5/2012 - 18:15

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29/5/2012 - 18:30

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28%

29/5/2012 - 18:45

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0.104

0.176

0.5 0.176

0.164

0.464

0.168

0.064

0 0.676

0.264

0.14

1.024

0.284

0 0.204

0.368

9.336

30.392

26%

29/5/2012 - 19:00

3.104

0.856

0.728

0.332

0.224

1.092

0.328

0.012

0.34

0.12

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0.312

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1.252

0.316

0 0.1 0.464

9.252

31.536

25%

29/5/2012 - 19:15

2.404

0.68

0.74

0.292

0.268

0.528

0.176

0.152

0.404

0.136

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0.392

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0.568

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0.096

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0.292

0 0.088

0.428

9.452

32.572

33%

29/5/2012 - 19:30

2.664

0.748

0.764

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0.164

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0.148

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0.14

0 0.212

0.428

9.284

30.46

33%

29/5/2012 - 19:45

3.068

0.988

0.896

0.216

0.128

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0.416

0.06

0.244

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0.368

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0.124

0 0.092

0.436

8.964

31.564

31%

29/5/2012 - 20:00

0.336

0.62

0.952

0.3 0.092

0.44

0.436

0.028

0.416

0.208

0.228

0.576

0.644

0.36

0.56

0.388

0 0 0.988

0.312

0 2.008

0.08

0 0.124

0.464

10.072

31.764

33%

29/5/2012 - 20:15

0.304

0.588

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0.18

0.78

0.316

0.032

0.408

0.252

0.16

0.536

0.624

0.276

0.552

0.38

0.028

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0.26

0 2.036

0.088

0 0.18

0.44

9.588

31.992

33%

29/5/2012 - 20:30

0.224

0.796

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0.168

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0.336

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0.228

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0.212

0.792

0.38 0

0.008

0.568

0.216 0

3.332

0.232 0

0.088

0.432

9.424

29.192 33%

29/5/2012 - 20:45

0.268

1.02

0.676

0.204

0.048

0.368

0.4 0.048

1.684

0.224

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0.296

0.54

0.372

0 0.076

0.472

0.152

0 2.252

0.248

0 0.156

0.18

9.08 29.432

34%

29/5/2012 - 21:00

0.38

0.808

0.528

0.132

0.048

0.272

0.352

0.176

1.148

0.24

0.84

0.66

0.492

0.388

0.428

0.28

0 0 0.084

0.144

0 1.692

0.224

0 0.148

0.112

8.896

25.508

30%

29/5/2012 - 21:15

0.408

0.444

0.472

0.244

0.108

0.332

0.76

0.168

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0.244

0.188

0.5 0.44

0.464

0.404

0.228

0.028

0 0.068

0.12

0 1.628

0.176

0 0.092

0.02

8.688

23.944

29%

29/5/2012 - 21:30

0.92

0.428

0.54

0.136

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0.624

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0.3 0.22

0.144

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0 8.58

8 23.448

31%

29/5/2012 - 21:45

0.388

4.16

0.452

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0.06

1.168

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0.252

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0.248

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0.096

0.016

0.052

0.092

0 0.684

0.184

0 0.128

0 8.1 23.1

6 26%

29/5/2012 - 22:00

0.34

0.312

0.636

0.336

0.048

0.092

1.264

0.08

0.176

0.172

0.388

0.428 0.3

0.208

0.228

0.06 0

0.112

0.048

0.088 0

0.368

0.332 0

0.148 0 7.62

18.548 38%

29/5/2012 - 22:15

0.22

0.624

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0.06

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0.08

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0.332

0 0.368

0 7.88

4 22.6

8 55%

29/5/2012 - 22:30

0.132

0.32

0.456

0.324

0.08

0.064

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0.06

0.324

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0.3 0.284

0.12

0.208

0.2 0.064

0 0 0.12

0.068

0 0.256

0.288

0 0.336

0 6.67

2 13.796

33%

29/5/2012 - 22:45

0.12

0.224

0.316

0.204

0.244

0.068

0.48

0.188

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0.1 0 0.384

0 6.56

4 12.516

34%

29/5/2012 - 23:00

0.112

0.012

0.264

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0 0 0.384

0 7.68

4 12.244

31%

141

29/5/2012 - 23:15

0.112

0.048

0.26

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0.08

1.104

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31%

29/5/2012 - 23:30

0.112

0 0.176

0.204

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0.084

0 0.252

0 0 0.336

0 7.81

2 10.652

27%

29/5/2012 - 23:45

0.112

0.048

0.064

0.24

0.188

0.068

0.156

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0.268

0 0 0.052

0.088

0 0.252

0 0 0.324

0 6.67

2 9.23

2 35%

142

ANEXOS

Proyecto: Estimación de pérdidas técnicas en baja tensión

Documents

Transcript of Proyecto: Estimación de pérdidas técnicas en baja tensión