Resumen.- Con el fin de controlar y mantener dentro de valores aceptables el índice de Pérdidas no Técnicas, surge un proyecto que persigue detectar y procesar las Zonas con mayor índice de hurto de energía eléctrica y que se ha denominado “Zonas de Control para la Reducción de Pérdidas No Técnicas en la Zona Metropolitana de Caracas”. Para lograr el alcance de los objetivos propuestos se generaron cinco (5) procesos: a. Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador en toda la Zona Metropolitana de Caracas. b. Elaboración de la metodología para determinar cuáles son las áreas con mayor índice de Pérdidas no Técnicas en toda la Zona Metropolitana de Caracas. c. Procura y puesta a punto de los Equipos de Medición requeridos. d. Mantenimiento de la Información levantada. e. Desarrollo y/o adaptación de las aplicaciones necesarias para el soporte de los cuatro (4) procesos anteriores.

Una vez implantado el proyecto completo, se podrán apreciar mejoras sustanciales en los indicadores de efectividad y en el porcentaje de recaudación de la Empresa, se verán disminuidos los esfuerzos actuales en detección de Pérdidas No Técnicas y los recursos podrán ser redireccionados haciendo mayor hincapié en la intervención de las Zonas afectadas. Finalmente, el hecho de contar para este proyecto con la Relación Cliente-Transformador de toda la Zona Metropolitana de Caracas, permitirá una serie de beneficios adicionales tales como, conocer a priori los clientes que van a ser impactados por una parada programada o que están siendo afectados por una falla, posibilidad de dar información inmediata y con mayor precisión al cliente que hace un reclamo por teléfono, realizar simulaciones de fallas para estudiar la energía perdida y el impacto en los clientes y la identificación de las fallas grupales evitando la generación de reclamos duplicados con asignación innecesaria de recursos.

COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL COMITÉ NACIONAL VENEZOLANO

V CIERTEC - SEMINARIO INTERNACIONAL SOBRE GESTIÓN DE PÉRDIDAS, EFICIENCIA ENERGÉTICA Y PROTECCIÓN DE LOS INGRESOS EN EL SECTOR

ELÉCTRICO Área de Distribución y Comercialización Identificación del Trabajo: VE 106 Maceió, Brasil, Agosto de 2005

ZONAS DE CONTROL PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS EN LA ZONA METROPOLITANA DE CARACAS

Autores: ING. FERNANDO PÉREZ, ING. KATIUSKA BARRETO Empresa: C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS

DATOS DEL AUTOR RESPONSABLE: Nombre: Ing. Fernando Pérez Cargo: Ingeniero Jefe Dirección: Calle Santa Rosa. Entre Avdas. Libertador y Andrés Bello. Centro de Operaciones Santa Rosa. Caracas-Venezuela Teléfono: (58)(212) 597-42-85 Fax: (58)(212) 597-42-85 E-Mail: fernando.pamor@AES.com

PALABRAS-CLAVE: Zonas de Control, Pérdidas No-Técnicas, Monitoreo constante, Mecanismos para controlarlas, Información Inmediata y Precisa, Relación Cliente-Transformador, Disminuir Esfuerzos en Detección

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INTRODUCCIÓN En los últimos tiempos, la C.A. La Electricidad de Caracas se ha enfocado de lleno en la recuperación de energía en todas las áreas ya que las pérdidas como tales, impactan no solo económicamente, sino también en la calidad del servicio eléctrico suministrado.

A través de los años, se ha estudiado el comportamiento de las Pérdidas de Energía, detectándose que el mayor porcentaje de éstas corresponde a las No Técnicas, es decir, pérdidas producidas, entre otras razones, por hurtos de energía a través de conexiones ilegales y/o manipulaciones de medidores, que se han tratado de erradicar a través de intensas campañas de detección y prevención.

Como una manera de contribuir en esta línea de trabajo, surgió este proyecto denominado “Zonas de Control para la Reducción de Pérdidas No-Técnicas en la Zona Metropolitana de Caracas”, donde la idea es disminuir los grandes esfuerzos que se realizan actualmente en la parte de detección, mediante el suministro de información precisa y confiable del lugar o lugares que realmente están influyendo en las Pérdidas, sin necesidad de hacer grandes campañas en campo barriendo zonas para ver donde están. En términos concretos, se pretende tener una serie de lugares denominados Zonas de Control que permitan tener una visión precisa del problema y atacarlo oportunamente. El proyecto en sí consta de cinco partes que corresponden a procesos considerados como necesarios para lograr el alcance de los objetivos. Se hará una breve explicación acerca de cada uno de ellos, haciendo especial hincapié en el Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador, puesto que su importancia contempla otros aspectos y beneficios que van más allá de los que se obtienen con los balances de energía como tales.

OBJETIVOS 1. Establecer con precisión las áreas y

lugares donde exista mayor incidencia de Pérdidas no Técnicas en el Sistema de Distribución de toda la Zona Metropolitana de Caracas, así como los mecanismos para controlarlas.

2. Lograr el monitoreo constante en el tiempo de la relación Kwh entregados vs. Kwh facturados en los circuitos de Distribución de toda la Zona Metropolitana de Caracas.

3. Disparar las alarmas correspondientes de una manera oportuna y que permita tomar las acciones necesarias para su localización y solución.

4. Incrementar la recaudación de la Empresa a través de la recuperación de energía.

5. Disponer en línea de la Relación Cliente-Transformador para toda la Zona Metropolitana de Caracas y garantizar su actualización en el tiempo.

ESTRATEGIA

Para lograr el alcance de los objetivos propuestos se generaron cinco (5) procesos: a. Levantamiento de la Relación Cliente-

Transformador en toda la Zona Metropolitana de Caracas.

b. Elaboración de la metodología para determinar cuáles son las áreas con mayor índice de Pérdidas no Técnicas en toda la Zona Metropolitana de Caracas.

c. Procura y puesta a punto de los Equipos de Medición requeridos. Mantenimiento de la Información levantada.

e. Desarrollo y/o adaptación de las aplicaciones necesarias para el soporte de los cuatro (4) procesos anteriores.

A continuación se procederá a explicar cada uno de estos procesos:

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a. Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador en toda la Zona Metropolitana de Caracas.

Para llevar a cabo el Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador, se trabajó conjuntamente con el Laboratorio de Luminotecnia de la Electricidad de Caracas en la elaboración de módulos electrónicos que permitieran identificar los medidores que están asociados a cada punto de transformación.

a) Módulo Emisor b) Módulo Receptor

Figura 1: Módulos electrónicos para levantar la Relación Cliente-Transformador a través de las líneas

de baja tensión

El procedimiento como tal, consiste en colocar un módulo emisor en la salida de baja tensión del punto de transformación, para enviar una señal que viaja a través de las líneas y que es leída con un módulo receptor; el cual, se va ubicando en cada medidor, captura dicha señal y permite registrar cual es realmente el transformador que está alimentando al cliente.

a) Módulo Emisor b) Módulo Receptor

Figura 2: Instalación y utilización de módulos electrónicos levantar la Relación Cliente-

Transformador

Con la instalación de los módulos mencionados, se da inicio al levantamiento de la información en campo. La primera

etapa llevada a cabo durante el 2004, se realizó de forma manual mediante el llenado de planillas pre-diseñadas que, luego de ser transcritas, pasaron por un proceso de depuración (también manual) donde entre, otras cosas, se validaron los números de placa de los puntos de transformación y la ubicación de los mismos según la base de datos contenida en el Sistema Integrado de Mantenimiento de la Información de los Planos (SIMIP) de la C.A. Electricidad de Caracas. Además de esta depuración, se ha contado con el apoyo de la unidad Información Geográfica de la Electricidad de Caracas para validar el status de los medidores levantados contra la plataforma de gestión comercial CCS (existencia del número, distancia entre el medidor y el punto de transformación que lo alimenta, existencia del suministro, etc). Bajo el formato manual ya mencionado, durante el 2004 se logró recolectar la información del 28% de los medidores existentes en la base de datos comercial (218.156 clientes); los cuales, están siendo alimentados por el 44% de los transformadores de la Zona Metropolitana de Caracas. Adicionalmente, como un valor agregado, el equipo de trabajo logró detectar en campo durante este proceso, la presencia de 61.331 clientes conectados de forma ilegal para sumar un total de 279.587 clientes levantados, es decir que la proporción entre clientes legales e ilegales arrojó una relación de 78% - 22%. Estas conexiones ilegales representaron a su vez un potencial de recuperación anual de 198GWh; lo cual, se traduce en aproximadamente 23.760 millones de bolívares (11,05 millones de dólares) Aparte de la detección de las conexiones ilegales asociadas al punto de transformación, durante la realización del Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador se ha obtenido información de campo que ha permitido actualizar otras bases de datos diferentes dentro de la

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Electricidad de Caracas y se ha brindado apoyo a diferentes unidades de la empresa reportando los transformadores que se han encontrado en vacío, los que permanecen desconectados en Alta Tensión o con el 100% de sus conexiones en Baja Tensión asociadas a clientes ilegales. Es de hacer notar que durante el 2004 fueron detectados y reportados 142 transformadores en vacío, 18 desconectados en Alta tensión y 146 con el 100% de los clientes conectados en forma ilegal. Debido a la gran cantidad de información manejada en el proceso de levantamiento manual que se desarrolló en el 2004 y a lo engorroso del proceso de transcripción y depuración, se decidió desarrollar un software; el cual, fue instalado en computadoras de bolsillo PDA (Personal Digital Assistant), con la idea de automatizar lo más posible el proceso de levantamiento de la información y eliminar la transcripción manual de los datos.

Figura 3: Pantallas del Software para Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador

En este caso, las diversas validaciones explicadas anteriormente y que eran hechas en la oficina al culminar el arduo proceso de transcripción, son realizadas al propio

instante del levantamiento en terreno, ya que el software contiene parte importante de las bases de datos de transformadores (SIMIP) y la comercial (CCS). Durante un poco menos de dos meses de levantamientos automatizados realizados en el 2005, ya se logró recolectar información equivalente al 55% de lo hecho durante todo el 2004 por el equipo de trabajo, es decir, 120.182 clientes; lo cual, da una idea bastante buena acerca del impacto que ha producido la automatización del proceso de recolección de data en campo (a un ritmo similar se logrará hacer en cuatro meses lo que tomó un año hacer en forma manual). Sumando los resultados del 2004 con los del 2005, ya se tiene un 41% del total de clientes de la base de datos comercial de la Electricidad de Caracas relacionados con los transformadores que los alimentan (52% del universo), es decir, 410.626 clientes, de los cuales, se detectó que el 22,5% se encuentran en situación ilegal y para este mismo año 2005, se tendrá el levantamiento completo de toda la Zona Metropolitana de Caracas y se iniciará a su vez el de las Zonas foráneas (Vargas, Los Teques, Guarenas, Guatire y San Felipe).

Figura 4: Equipo utilizado (PDA)

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b. Elaboración de la metodología para

determinar las áreas con mayor índice de Pérdidas no Técnicas en toda la Zona Metropolitana de Caracas.

Una vez que se dispone de los clientes asociados a cada transformador, ya se tiene buena parte de la data necesaria para la realización de los balances de energía, pues ya se pueden conocer con exactitud los consumos y la facturación por cada uno de los equipos del circuito de distribución. El primer paso de la metodología es identificar con precisión los circuitos que realmente están impactando en las Pérdidas No Técnicas, tomando balances macro como punto de partida, es decir, KWh totales entregados por el circuito (medidos desde la subestación) vs. KWh leídos en todos los medidores asociados a los transformadores del circuito, para después estratificarlos por sectores o Zonas dentro del mismo circuito y llegar a los lugares de mayor incidencia en pérdidas de energía invirtiendo el menor esfuerzo posible, con el fin de controlarlas y mantenerlas dentro de los valores aceptables. Estos sectores son los que han sido denominados Zonas de Control.

Figura 5: Zonas de Control en Circuito de Distribución

Adicionalmente, se está haciendo uso de algunos equipos existentes en la red (por ejemplo reconectadores) y de mediciones ya realizadas en cargas concentradas, como información complementaria para definir las Zonas de Control en cada circuito. Los reconectadores de por sí, ya constituyen una de estas Zona que es aprovechada y complementada con otras dentro del mismo circuito, pues estos equipos tienen la particularidad de poder suministrar la información de la energía que pasa a través de ellos. En la Electricidad de Caracas se tienen instalados en la red 115 equipos de este tipo que ya están aptos para suministrar la data mencionada y ya se están realizando los balances de energía correspondientes, en aquellas Zonas donde el levantamiento de la Relación Cliente-Transformador ya está completo. Para perfeccionar la metodología, actualmente se están evaluando diversas estrategias en un plan piloto que incluye tres (3) circuitos de distribución (Rincón A2, Rincón A4 y Granada A1). A través de dicho plan piloto, también se están ajustando los criterios y las ecuaciones para determinar si se interviene o no un sector tomando en cuenta, entre otras cosas, los porcentajes de Pérdidas Técnicas del circuito en particular y la precisión de los equipos a utilizar. Cabe destacar, que también están siendo instalados equipos que permitirán tener la información precisa acerca de la influencia del alumbrado público en las pérdidas de la Zona de Control ya definida. Además, como complemento de esta metodología, se están desarrollando balances teóricos por punto de transformación utilizando la información de los clientes asociados a cada uno de ellos y el tipo de servicio. De este modo, lo que se pretende es minimizar las salidas a campo para obtener la

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energía entregada por dichos transformadores, haciendo en su lugar aproximaciones teóricas basadas en curvas patrón que fueron obtenidas a través de muestras representativas y clasificadas según el tipo de servicio. Finalmente, se pretende comparar las curvas teóricas de los transformadores con la curva real de energía entregada por el circuito para, de este modo, encontrar aquellos cuyo comportamiento se desvía de la realidad suministrada por el circuito y focalizar allí la intervención de la Zona de Control. c. Procura y puesta a punto de los

Equipos de Medición que se requieran. Para poder realizar las mediciones de energía en los puntos entre los cuales se define alguna Zona de Control, es necesario contar con equipos de medición apropiados. Por ende, este proceso ha consistido en identificar, probar e implantar los equipos de medición necesarios para hacer los balances de energía en las Zonas de Control. Esto involucra, tanto equipos de media tensión para colocarlos en los circuitos de distribución, como equipos de baja tensión para ubicarlos en el alumbrado público. El estudio no involucra nada más equipos nuevos sino que también, tal y como se mencionó en el punto anterior, se estudian instalaciones ya existentes que puedan ser aprovechadas de una vez, como por ejemplo, reconectadores aislados en vacío.

Figura 6: Reconectador Aislado en Vacío c.1 Detalle de los equipos a colocar en Media Tensión.

La idea principal, o punto de partida, es contar con medidores electrónicos resguardados dentro de cajas y comunicados a distancia. La diferencia entre uno y otro esquema viene dada por el tipo de red (aérea subterránea) y por la manera de tomar el voltaje y la corriente del punto escogido. A continuación se muestran varios de los equipos seleccionados.

Figura 7 Figura 8

Figura 9

Figura 10 Figura 11

Figura 7-11: Sensores de corriente para aplicación en la red aérea y que se colocan en el aislador.

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Figura 12 Figura 13

Figura 14

Figura 15 Figura 16

Figura 12-16: Transformadores de corriente con núcleo partido para aplicación en la red subterránea

Figura 17 Figura 18

Figura 19

Figura 17-19: Sensores de voltaje

Figura 20: Medidor electrónico

Figura 21: Disposición de equipos dentro de la Caja

c.2 Detalle de los equipos a colocar en Baja Tensión En el alumbrado público se va a realizar el balance de energía en cada caja con un sistema de medición similar al mostrado en Media Tensión, pero sin necesidad de la estructura adicional, tal y como se muestra a continuación:

Figura 22 Figura 23

Figura 24

Figura 22-24: Equipos de baja tensión a ubicar en el alumbrado público

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d. Mantenimiento de la Información levantada.

Además de tener el soporte de toda la información manejada en los levantamientos, es necesario mantener esta data a través del tiempo, considerando que el Sistema de Distribución es muy dinámico. Es por ello que se identificaron todos los procesos que podían alterar la Relación Cliente-Transformador y luego, en conjunto con las diferentes unidades responsables dentro de la Electricidad de Caracas, se diseñó el procedimiento y la vía de actualización. Según sea el área que ejecute un trabajo que pueda alterar la data, la información viaja a los equipos de personas que se encargan, en primer lugar, de hacer las validaciones necesarias en campo y sistema, para luego realizar los cambios que sean necesarios en la base de datos comercial de modo que esta pueda mantenerse actualizada. e. Desarrollo y/o adaptación de las

aplicaciones necesarias. Para el soporte de los cuatro (4) procesos explicados anteriormente, fue necesario hacer una serie de desarrollos y/o adaptaciones en varias aplicaciones existentes en la empresa, de manera tal que fuesen compatibles con los nuevos procesos. En cuanto a desarrollo, ya se mencionó en el primer proceso la elaboración de un software que facilita el Levantamiento de la Relación Cliente-Transformador. Adicionalmente, se está interactuando con otras unidades de la Electricidad de Caracas en el desarrollo de un programa que automatiza los balances de energía, aprovechando las facilidades que proveen las aplicaciones existentes en el área de Información Geográfica. Actualmente, con este software se están haciendo estimaciones en pérdidas de energía de las 16 subestaciones que tienen completa la relación Cliente-Trasformador.

Figura 25: Software Balances de Energía

Por lo que respecta a las adaptaciones, ya se cuenta con una interfaz gráfica a través del Sistema de Información Geográfica para Redes de Distribución (SIGRED), donde se muestran los puntos de transformación asociados a las parcelas que contienen los medidores que este alimenta.

Figura 26: SIGRED, Interfaz gráfica

En las unidades de Operación de la Red de Distribución de la Electricidad de Caracas, se adaptó el Sistema de Gestión de Eventos (SGE), para el soporte de las modificaciones en la red de Baja Tensión que reporten la Cuadrillas de Reclamos y Averías. También se hicieron cambios en el Sistema de Operación de Distribución (SOD), para poder visualizar el punto de transformación que alimenta al cliente.

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Figura 27: Sistema de Gestión de Eventos

Por otro lado, el sistema SAP-CCS, fue adaptado para presentar en línea la nueva información disponible y que los operadores telefónicos puedan brindar información con mayor precisión a la hora que un suscriptor llame para realizar algún reclamo de servicio.

Figura 28: Sistema SAP-CCS

Finalmente, a través de la Web de la Vicepresidencia de Distribución de la Zona Metropolitana de Caracas, se están visualizando los reportes generados por las distintas unidades que de uno u otro modo modifican la data, para mostrar así los diferentes cambios que se presenten en la red de baja tensión y que pueden afectar la Relación Cliente-Transformador.

Figura 29: Web Vicepresidencia de Distribución Zona Metropolitana de Caracas

BENEFICIOS ESPERADOS Una vez implantado el proyecto por completo, los indicadores de efectividad y el porcentaje de recaudación de la empresa se verán altamente beneficiados. Además, se disminuirán los esfuerzos actuales en detección de Pérdidas No Técnicas y los recursos involucrados en ello pudieran redireccionarse para hacer mayor hincapié en la intervención, ya que se dispondrá de un mecanismo de monitoreo constante de los balances de energía (Kwh entregados vs. Kwh facturados), tanto en forma macro (circuito completo), como por Zonas definidas previamente y que concentren altos índices de pérdidas para que así, se pueda tener control de una manera más directa (allí el nombre de Zonas de Control). Adicionalmente, el hecho de contar para este proyecto con la Relación Cliente-Transformador de toda la Zona Metropolitana de Caracas, está permitiendo tener una serie de beneficios adicionales tales como, conocer a priori cuales son exactamente los clientes que están siendo impactados por una parada programada o que son afectados por una falla, está dando la posibilidad de brindar información inmediata y con mayor precisión al cliente que hace un reclamo, permite realizar simulaciones de fallas para estudiar el impacto en los clientes,

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la energía perdida y la identificación de las fallas grupales, evitando la generación de reclamos duplicados y la asignación innecesaria de recursos, además que permite el poder contar con una interfaz gráfica que muestra los puntos de transformación y los clientes asociados a cada uno de ellos. CONCLUSIONES Para controlar y mantener los niveles de Pérdidas No Técnicas dentro de valores aceptables para el rendimiento de la empresa y dentro de los estatutos que la Ley de Servicio Eléctrico exige, se está utilizando como estrategia una sectorización inicial para luego identificar las Zonas que tienen mayor influencia y que contribuyen de manera más importante en el indicador. Al garantizar el monitoreo constante de las mismas, se pueden tomar oportunamente las acciones que sean necesarias.

Normalmente, se estila invertir gran cantidad de recursos, tanto en sistemas de cerramiento para evitar manipulación de terceros a los medidores, como para hacer campañas en campo donde se inspeccionen de forma masiva las instalaciones; sin embargo, el desgaste asociado a ambas políticas es muy grande e involucra altas inversiones. La idea que manejó este proyecto fue que, a través de los diferentes procesos identificados y mencionados a lo largo de este trabajo, se pudiese tener información suficiente, con la mínima cantidad de recursos en la calle, de modo que el monitoreo pudiese ser constante para atacar oportunamente las pérdidas existentes, las reincidencias y las nuevas que se vayan generando.