PALABRAS-CLAVE: Pérdidas - Compacto de Medida - Medidor RESUMEN:

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1 ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA DE LA DISTANCIA DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN EN LA MEDICIÓN. Autor: LUIS TERNICIEN MONTENEGRO Cargo: AUDITOR DE CONTROL INTERNO Profesión: INGENIERO ELECTRICISTA Empresa: COMPAÑÍA NACIONAL DE FUERZA ELÉCTRICA S.A. (CONAFE) Datos de la empresa Dirección: Calle 13 Norte 810. Localidad: Viña del Mar País: Chile Teléfono: Fax: lternicienm@conafe.cl Clasificación del tema: 3 PALABRAS-CLAVE: Pérdidas - Compacto de Medida - Medidor RESUMEN: En el presente trabajo, se analizan las pérdidas de energía eléctrica reales que existen en las líneas de media tensión de propiedad particular a través de la instalación de equipos compactos de medida de 23 [kv LL ], en suministros que actualmente son medidos en baja tensión en la base del transformador (-MB), dentro de la Administración La Ligua perteneciente a la compañía CONAFE. La idea es incorporar el consumo de energía de pérdida existente en la línea particular del cliente para poder agregarla como dato real de consumo facturado en el cálculo de pérdida, que actualmente en promedio es de un 9% mensual. De acuerdo a datos obtenidos en forma estadística y mediante un desarrollo teórico, la energía de pérdida total mensual para el total de clientes pertenecientes a la administración cuya medición es del tipo MB es de 0,1 [GWh]. Adicionalmente, el total de energía mensual entregada en las subestaciones primarias que abastecen a la administración alcanza un valor promedio de 16 [GWh], por lo tanto, la curva de pérdida se reduciría a un 8,4% en forma teórica (se resta al 9% la representatividad de las pérdidas en clientes - MB: 0,1 [GWh]/16 [GWh] = 0,6%). La legislación chilena vigente (decreto de fórmulas tarifarias Nº385 del 11 noviembre de 2008), incorpora por concepto de pérdidas por transformación un recargo de un 3,5% fijo, el cual se traduce en un valor a cancelar por energía y potencia dentro de la facturación mensual del cliente, y se expresa en un valor en pesos no existiendo certeza del valor real de la energía de pérdida por transformación. En la práctica, fueron ensayados 2 suministros para verificar la pérdida real del arranque particular, uno monofásico y otro trifásico. En ambos casos, las pérdidas fueron mayores al 3,5 % (22% caso monofásico y 16 % caso trifásico), dato fuertemente influenciado por ser suministros de consumos bajos en relación al transformador instalado para el arranque particular. Con lo anterior, el valor de la pérdida real debiera ser menor que el 8,4% calculado teóricamente. Además, se presentará un caso de un servicio MB cuya distancia entre el arranque de media y el transformador que alimenta la antena es de 20 km, en donde existen marcadas diferencias entre las mediciones efectuadas (de energía activa y reactiva) influidas por la distancia antes mencionada. 1. Introducción. La Administración La Ligua de CONAFE, presenta año a año, una propuesta de plan estratégico a fin de optimizar por diversas vías la venta de energía física en medidores y de reducción y control de las pérdidas no técnicas. Específicamente, se desarrollará un estudio para determinar, si el recargo del 3,5 % por concepto de pérdidas eléctricas consideradas para los clientes conectados en alta tensión sin equipos compactos de medida, financia las pérdidas reales que efectivamente se producen en el arranque de media tensión si el servicio tuviera instalado un equipo compacto de medida al comienzo de dicho arranque. El porcentaje del 3,5 % de pérdidas por transformación, de acuerdo a las tarifas de suministro, es aplicado a la energía y potencia contratada o demandada de acuerdo a la tarifa del cliente. Por lo tanto, está muy relacionado con la cantidad de energía consumida por el cliente y la potencia que éste demande. Finalmente este porcentaje, se expresa como un valor adicional a pagar por el cliente dentro de su facturación mensual. 1

2 Antecedentes generales de los servicios en estudio Dentro de la Administración, la mayoría de los clientes son residenciales con tarifas BT1. A pesar de ello, las tarifas DBT1 (que no son BT1) se llevan el mayor porcentaje del consumo de energía de la Administración en conjunto con nuestro cliente Tabla 1: Energía facturada el año 2006 por bloque tarifario. TARIFA ENERGÍA [kwh] PORCENTAJE [%] CLIENTES BT % DBT1 -> % 103 LAS CENIZAS % 1 DBT1 -> MB % 730 DBT1 -> BT % 757 TOTAL ,0% libre que es Minera Las Cenizas. La tabla 1, muestra la representatividad de la energía de pérdida según el 3,5%. Es decir, es un buen dato a analizar en profundidad. 3,5 % [KWh/año] 3,5 % [KWh/mes] Representa medio punto en la curva de pérdidas 2. Cálculo teórico de las pérdidas para clientes -MB. La Figura 1, muestra el diagrama unilineal simplificado de la situación de terreno. Con éste, se efectuaron los cálculos teóricos (utilizando los circuitos equivalentes de los componentes del circuito) que sirvieron para compararlos con lo E = E φ S Línea de media tensión S fuente Transformador particular Carga del cliente E = E φ S MB Sc arg a Figura 1: Cálculo teórico de las pérdidas reales en el arranque particular. 3. Mediciones realizadas en terreno. efectivamente medido en terreno. Se indica la diferencia teórica calculada en los puntos donde se realizaron las mediciones en terreno en forma periódica. P transformación % ES E S MB E P comparado = % 3,5% Re{ ES } MB φ : Energía aparente compleja medida en el φ equipo compacto () ' : Energía aparente compleja medida en BT la base de la subestación (-MB) CASO 1: Empalme trifásico con transformador de 45 [kva]. El primer caso consiste en un arranque de 100 metros de longitud en conductor de 16 mm 2 de cobre que abastece a un transformador trifásico de 45 kva, 23/0,4 [kv]. Datos del suministro Dirección : Perteneciente a la comuna de Petorca Tarifa : -4.3 MB Consumo de energía promedio activa : [kwh] Consumo de energía promedio reactiva : 400 [kvarh] Factor de potencia : 0,98 [-] Demanda registrada en horario normal, fuera : 15 [kw] de la hora punta Demanda registrada en horas punta : 3 [kw] Mediciones realizadas en forma periódica: Se observa que la energía activa medida en alta tensión, de acuerdo a la Tabla 2, sumando todas las muestras, es de un 15,98 % mayor respecto a la energía activa medida aguas abajo del transformador. Se observa además, que la energía El cliente posee una tarifa de alta tensión pero está siendo medido aguas abajo del transformador. Se instaló el equipo compacto experimental a 100 metros de la subestación para medir las pérdidas reales en el arranque señalado. Algunos datos son: Medidor en equipo compacto de medida Marca : ACTARIS Modelo : SL-7000 Número de serie : Lectura inicial : 0,00 Fecha de instalación : 21 de marzo de 2007 Horario de instalación : 17:00 horas Medidor en transformador de del cliente Marca: ACTARIS Modelo : SL-7000 Número de serie : reactiva medida en alta tensión, es en promedio un 251,10 % mayor respecto a la energía reactiva medida aguas abajo del transformador. Comparativamente, el factor de potencia medio (por energía) es más inductivo medido en alta tensión que el medido en baja tensión. 2

3 Tabla 2: entre las energías activa, energía reactiva y factor de potencia de las mediciones en y en BT. porcentual porcentual Fecha [kwh] [kwh] MB energía activa [kvarh] [kvarh] MB energía reactiva 21/03/ /03/ ,20% ,70% 20/04/ ,70% ,40% 27/04/ ,70% ,30% 11/05/ ,40% ,50% 18/05/ ,20% ,10% 25/05/ ,10% ,40% 08/06/ ,90% ,10% 27/06/ ,60% ,00% SUMA ,98% ,10% cosϕ cosϕ FECHA MB 21/03/ /03/2007 0,98 0,81 20/04/2007 0,98 0,82 27/04/2007 0,98 0,82 11/05/2007 0,98 0,81 18/05/2007 0,98 0,79 26/05/2007 0,98 0,8 08/06/2007 0,95 0,73 27/06/2007 0,86 0,58 Mediciones históricas extraída de los equipos de medida: Los gráficos siguientes, mostrarán la información extraída de los medidores trifásicos instalados tanto en la base del transformador (-MB) como en el equipo compacto de medida (). Esta data fue obtenida en integraciones sucesivas de 15 minutos. El Gráfico 1, muestra la medición histórica de demandas de potencia para el funcionamiento en un día de régimen normal. El comportamiento de la demanda es propio de la Cooperativa de agua potable. Se observa que la demanda registrada en el equipo compacto de medida es mayor que la registrada en la base del transformador. Demanda [kw] 16,00 Demanda en ECM Demanda en transformador 14,00 de demandas 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 1:00 1:45 2:30 3:15 4:00 4:45 5:30 6:15 7:00 7:45 8:30 9:15 10:00 10:45 11:30 12:15 13:00 13:45 14:30 15:15 16:00 16:45 17:30 18:15 19:00 19:45 20:30 21:15 22:00 22:45 23:30 Tiempo Gráfico 1: Demandas de potencia activa de las mediciones en y MB para un día. CASO 2: Empalme bifásico con transformador de 15 kva. El segundo caso, consiste en un arranque de 500 metros de longitud que abastece a un transformador bifásico de 15 kva, 23/0,4 [kv]. El suministro fue puesto en servicio el día 14 de marzo de 2007, donde se instaló el equipo compacto de medida en el arranque. Al contrario del caso anterior, el servicio nació con equipo compacto de medida y se instaló un medidor remarcador en la base de la subestación del cliente. Algunos datos son: SUMINISTRO Dirección : Perteneciente a la comuna de Papudo Tarifa : -2 Consumo de energía promedio activa : [kwh] Consumo de energía promedio reactiva : 15 [kvarh] Factor de potencia : 1,0 [-] Potencia contratada : 8 [kw] REMARCADORES EN EL TRANSFORMADOR Remarcador Nº1 Número de serie : : Trifásico electrónico Remarcador Nº2 Número de serie : : Monofásico electrónico Remarcador Nº3 Número de serie : : Monofásico electromecánico MEDIDOR EN EQUIPO COMPACTO DE MEDIDA Número de serie : : Trifásico electrónico REMARCADORES EN EL EQUIPO COMPACTO DE MEDIDA Número de serie : : Monofásico electromecánico Mediciones realizadas en forma periódica: Los resultados indicados en la tabla 3 y 4, fueron obtenidos mediante lecturas puntuales de la energía activa y reactiva respectivamente tanto en como en -MB. En -MB, se instalaron 3 equipos de medida para comparar las mediciones entre ellos. 3

4 Tabla 3: Energía activa medida en los medidores ubicados en y -MB. Trifásico Nº Monofásico electromecánico Nº Trifásico Nº MB Monofásico electromecánico Nº Monofásico electrónico Nº /03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ Total Tabla 4: entre las energías activas y reactivas de las mediciones en y en BT. medidor trifásico medidor trifásico porcentual Fecha Nº Nº energía activa [kwh] [kwh] -MB 14/03/ /03/ ,80% 23/04/ ,70% 27/04/ ,00% 11/05/ ,90% 18/05/ ,50% 08/06/ ,10% 28/06/ ,90% Total ,70% ENERGÍA REACTIVA [kvarh] -MB TRIFÁSICO Nº TRIFÁSICO Nº FECHA Lectura Lectura 14/03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ Mediciones históricas extraída de los equipos de medida: En el gráfico siguiente, se mostrará la información extraída de los medidores trifásicos instalados tanto en la base del transformador (-MB) como en el equipo compacto de medida (). Esta data fue obtenida en integraciones sucesivas de 15 minutos. El Gráfico 2, muestra la medición histórica de demandas para el funcionamiento en una semana de régimen normal. El comportamiento de la demanda es propio de una antena de telefonía. Se observa que la demanda registrada en el equipo compacto de medida es mayor que la registrada en la base del transformador cuya diferencia se ve representada, también, en este mismo gráfico. También se muestra la diferencia de demandas expresada en porcentaje: alrededor de un 15% mayor la medición respecto a la -BT. Demanda [kw] 2,00 1,80 1,60 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 Demanda en ECM Demanda en transformador de demandas 5:30 10:45 16:00 21:15 2:30 7:45 13:00 18:15 23:30 4:45 10:00 15:15 20:30 1:45 7:00 Tiempo 12:15 17:30 22:45 4:00 9:15 Gráfico 2: Demandas de potencia activa de las mediciones en y -MB para una semana de régimen normal. 14:30 19:45 1:00 6:15 11:30 16:45 22:00 3:15 8:30 13:45 19:00 4. Comparaciones entre el cálculo teórico y práctico. Cálculo teórico para una muestra de servicios pertenecientes a la Administración Para una muestra de 708 servicios -MB, se representa la energía de pérdida según el 3,5% y el cálculo de la pérdida real teórica. Se aprecia que el universo de servicios se acumula por sobre la línea del 3.5%, es decir, la pérdida real para los clientes -MB es mayor (4,3%) a la estimación que se realiza dentro de la facturación mensual para estos clientes. 4

5 Energía de pérdida [kwh] Energìa de pérdida según el 3,5% Enegía de pérdida teórica Nota: - Se consideró solo las pérdidas en el transformador. - Se consideró para cada servicio un consumo promedio mensual para el año Total energía anual [kwh] $ Total energía mensual promedio [kwh] $ Total energía de pérdida mensual según el 3,5% [kwh] $ Total energía de pérdida mensual real teórica [kwh] $ Energía consumida por el cliente [kwh] Gráfico 3: Comparación entre la pérdida de 3,5% y teórica calculada. 4,3% El gráfico 4, muestra la comparación entre los cálculos teóricos y medidos de la energía de pérdida mensual para el caso 1 indicado anteriormente del transformador de 45 [kva]. Claramente la energía de pérdida mensual, obtenida de las mediciones es más del doble de lo obtenido teóricamente, por lo tanto, en la práctica la pérdida real en los arranques de media tensión particular, afectan fuertemente la pérdida total de la Administración La Ligua Energía de pérdida [kwh] Comparación de la energía de pérdida en el empalme comparando medición en y BT Energía consumida por el cliente [kwh] Energía perdida según 3,5 % Energía perdida real Gráfico 4: Comparación entre la pérdida de 3,5%, teórica calculada y la real medida en terreno. 5. Caso antena con arranque de 20 km de distancia. Se efectuaron mediciones en una antena de telecomunicaciones cuya distancia entre el arranque de media tensión bifásico y el transformador que alimenta la antena es de 20 km (foto 1). El resultado de la medición se ve resumido en el gráfico 5. Existen marcadas diferencias entre las mediciones efectuadas en alta tensión y baja tensión. En la primera, se registraron valores cercanos a cero y en el segunda un valor de demanda promedio de 5 kw. En un En la práctica la energía de pérdida real es más del doble que la calculada en forma teórica primer análisis se concluyó que la línea al imponer una capacidad, que comparada modularmente con la demanda del cliente, es bastante alta, produce efectos sobre la medición de energía. Este análisis actualmente continúa en la empresa, pero efectivamente este tema hace necesario pensar en incluir la variable distancia del arranque antes de efectuar la instalación de equipos compactos de medida Demanda de potencia cada 15 minutos [kw] () Demanda media (BT) :15 2:15 3:15 4:15 5:15 6:15 7:15 8:15 9: :15 12:15 13:15 14:15 15:15 16:15 17:15 18:15 19: :15 22:15 23:15 Gráfico 5. Demanda en kw verus tiempo. Foto 1 5

6 6. conclusiones. a) De acuerdo a datos obtenidos en forma estadística y mediante un desarrollo teórico, la energía de pérdida total mensual para el total de clientes pertenecientes a la administración es de un 0,1 [GWh/mes]. Adicionalmente, el total de energía mensual entregada en las subestaciones primarias que abastecen a la administración alcanza un valor promedio de 16,5 [GWh/mes], por lo tanto, la curva de pérdida se reduce a un 8,4% en forma teórica (se resta al 9% la representatividad de las pérdidas en clientes -MB: 0,1 [GWh]/16,5 [GWh] = 0,6). Por lo tanto, se puede concluir que es de gran importancia disponer del dato real de la energía de pérdida de los clientes para que sea incorporada como dato fidedigno en el cálculo de pérdidas. Cabe señalar que de acuerdo a los resultados obtenidos en terreno, mostrados el valor será menor que 8,4% indicado anteriormente. b) Se debe implementar a nivel de empresa, la inversión por la instalación de equipos compactos de medida, comenzando con los que poseen transformadores de mayor capacidad, pues a bajo consumo, la pérdida real se hace significativa. c) Se recomienda, entonces, que para tarifas de alta tensión la medición sea realizada en a través de equipos destinado para este fin, para transparentar la medición con estos clientes. d) Con la utilización de equipos compactos de medida, se incorpora una variable importante que es el factor de potencia real de los clientes conectados en. Este dato es de suma importancia pues teniendo claro el aporte reactivo inductivo de cada cliente, la empresa distribuidora genera inversiones que son compensadas por la cancelación de los clientes en su facturación mensual. e) Existen desde el punto de vista de las pérdidas, factores que son difíciles de calcular teóricamente y que son demostrados en las mediciones realizadas en terreno, estas son: en los aisladores, por objetos en las líneas, por falta de poda, transformadores añosos, conexiones sueltas, etc. Datos que son, en ocasiones, ignorados pero pueden representar en el tiempo una pérdida significativa. f) Finalmente, existen una serie de beneficios que posee la medición en alta tensión, con equipos compactos de medida, desde el punto de vista administrativo, que abaratan costos a la compañía. Ejemplo de ello: toma de lectura en cerros distantes y parcelas con dificultades en el acceso, trabajos relacionados con cambio de equipos de medida, auditorias técnicas por parte de la compañía (prevención de hurtos), etc. g) Debe considerarse la distancia de la línea de media tensión como una variable importante en la instalación de equipos ECM en alta tensión. Referencia Decreto de fórmulas tarifarias Nº385 del 11 noviembre de

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