perdidas 2

Escuela Politécnica Nacional Carrera de Ingeniería Eléctrica

Eduardo Guayasamín

25

CAPÍTULO 2

CÁLCULO DE PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN EL

PRIMARIO 03C DE LA SUBESTACIÓN 03

BARRIONUEVO


Eduardo Guayasamín

26

2.1 DESCRIPCIÓN

El primario 03C de la subestación Barrionuevo da servicio a los barrios de:

Chilibulo, Magdalena Alta, y Hermano Miguel. Dentro de los clientes con mayor

consumo podemos nombrar: Supermaxi, Cuartel Eplicachima y la fábrica de

plásticos Astra, entre los más importantes.

El gráfico No 2.1 muestra el área de cobertura del primario con las principales

vías de transporte y barrios.

Gráfico No 2.1.- Área de cobertura del primario 03C de la subestación Barrionuevo

FUENTE: Base de datos del GIS EEQ S.A.


Eduardo Guayasamín

27

Una información detallada de todas las características del primario1 se presenta

en cuadro No 2.1.

Cuadro No 2.1.- Características principales del primario 03C de la S/E 03 Barrionuevo

Descripción Detalle

Subestación de la que se alimenta 03 Barrionuevo

Nivel de voltaje (kV) 6.3

Longitud del primario (m) 1 452

Carga instalada (kVA) 4 168

Máxima demanda registrada (kW) 3 058

Numero de abonados 5 297

Energía de pérdidas en el 2005 (% de la energía total del alimentador) 14.30

Número de transformadores 85

FUENTE: Índice Sectorizado de Pérdidas, EEQ S.A. 2005

El cálculo de pérdidas eléctricas dentro de este primario se realiza

complementando información de diferentes fuentes, la corrida de flujos de

carga con el Programa Feeder All para encontrar la energía de pérdidas

técnicas, y los catálogos de los elementos de transformación y medición.

Dentro de la gama de elementos eléctricos los cálculos realizados en este

proyecto llegan a clasificarse por: número de fases, capacidad de potencia,

calibre de conductor, topología de la red y promedio de consumo mensual.

El cálculo del balance de energía se realiza encontrando consumos y energías

de pérdidas, los términos de esta ecuación se presentan en los numerales

siguientes. El balance de energía se lo va a realizar en el periodo de un año,

esto permitirá eliminar los errores producidos por la toma de lectura a los

abonados en meses incompletos.

2.2 ACTUALIZACIÓN DEL RECORRIDO DEL PRIMARIO

El recorrido del primario 03C en el campo sirvió para validar los datos que tiene

actualmente la base de datos del GIS, además de revisar como se encuentran

las redes de baja tensión con respecto a conexiones directas y contrabandos.

1 Referencia Bibliográfica [4]


Eduardo Guayasamín

28

Como referencia se tomaron los datos encontrados en el GIS y fueron impresos

en un plano a escala 1:3000, donde se presenta principalmente toda la

cartografía, la red de media tensión, los transformadores de distribución y los

equipos aéreos de maniobra.

La actualización del recorrido del primario se realizó en 20 días con la ayuda de

un vehículo de la EEQ S.A. La longitud total del primario 03C es de 1452

metros, que verifica la información del GIS, abarcando un área aproximada de

2.2 km2.

A continuación se presentan los principales objetivos que se buscaron con la

verificación del recorrido del primario:

• Inventario de los transformadores de distribución y revisión de sus

instalaciones.

• Revisión de los transformadores que sirven a usuarios exclusivos.

• Estado de conexión de los seccionadores.

• Estado de conexión de los capacitores.

• Revisión y actualización de finales de circuito en media y baja tensión.

• Correcto funcionamiento de los elementos eléctricos.

• Verificación de las instalaciones de los medidores y posibles fraudes.

Luego de haber realizado las verificaciones y actualizaciones se encontraron

varias novedades de las que se destacan a continuación las más importantes:

• No se encuentran en el GIS 25 postes con luminarias de sodio de 250 W en

cada uno y un transformador monofásico de 25 kVA con No 27727 en el

sector del Barrio Jesús del Gran Poder con coordenadas: X=774650,

Y=9974845 y Z=3016 m.

• El transformador con número 26897 de 90 kVA se encuentra desconectado

tanto de la red de media como de la de baja tensión.


Eduardo Guayasamín

29

• Se actualizó el 100% los finales de circuito de las redes de baja tensión,

información que posteriormente fue ingresada a la base de datos del GIS.

• Se verificaron las instalaciones de los transformadores que sirven a

usuarios exclusivos, actualizandolas y verificando sus conexiones.

• Se actualizó la interconexión de dos o más transformadores en una misma

red secundaria, esta información aun no está ingresada en el GIS por lo que

fue necesario anotar este particular para los cálculos posteriores.

2.3 DETERMINACIÓN DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA

Existen medidores electrónicos instalados en la salida de los primarios de

distribución, estos equipos se conectan a los transformadores de potencial y de

corriente instalados para alimentar a los sistemas de protección de los

primarios. Se tienen siete canales registrando kWh, kVAh, factor de potencia,

V, Ia, Ib e Ic. Se obtiene la curva de demanda y energía entregada para el

periodo de medición2.

Las especificaciones de estos equipos de medición electrónicos son:

• Precisión de los equipos en la S/E clase 0.5, 0.3 y 0.2,

• Se registra la energía en períodos mensuales,

• Transformadores de potencial y de corriente instalados para protección y

medición,

• Variación estacional de la demanda,

La toma de registros por parte de los equipos es cada 15 minutos en todas las

subestaciones y en todos los equipos de medición. Con estos registros se

calcula la energía suministrada en el periodo que se necesita.

Para el primario 03C se tienen los registros de un año en el período de

septiembre de 2004 a agosto de 2005. La energía suministrada en este



Eduardo Guayasamín

30

periodo fue de 14`013766 kWh/año. El Anexo 2 muestra la curva de carga del

primario de la semana en donde se registró la mayor demanda.

2.4 CÁLCULO DE CONSUMOS REGISTRADOS

El cálculo del consumo registrado y facturado, se lo realizó siguiendo el

siguiente procedimiento:

Se despliega el primario en el GIS, con la aplicación “cuenta abonados por

región” (gráfico No 2.2), se agrupa los clientes del primario, y esta genera en

Excel un reporte de los suministros en la zona escogida, con información de:

número, medidor, tablero, acometida, nombre del propietario, dirección, tipo de

tarifa, transformador del cual se alimenta y consumo facturado del último mes.

El reporte obtenido con algunos suministros se presenta en el anexo 3.

Gráfico No 2.2.- Aplicación del GIS para información de suministros

Ya generado el listado de los suministros que contiene el primario, se procede

ha consultar el historial de consumos facturados en los últimos 24 meses, en la

base de datos del SIDECOM, gráfico No 2.3.


Eduardo Guayasamín

31

Gráfico No 2.3.- Historial de consumos de un suministro

FUENTE: Base de datos del Sidecom EEQ S.A.

El paso final consiste en hacer la suma del período anual de consumos,

necesarios para el cálculo en el balance de energía.

La energía registrada en el periodo septiembre 2004 a agosto 2005 es de

8,790,981 kWh/año que representa el 62.73% de la energía suministrada por el

primario.

2.5 CÁLCULO DE CONSUMOS EN ALUMBRADO PÚBLICO

Para el cálculo del consumo de alumbrado, es necesario tener un inventario de

los equipos instalados en el primario, el método es similar al de consumos

facturados. Luego de haber marcado la región del primario en el GIS, se

procede a utilizar la aplicación “avalúo red x región” (gráfico No 2.4), el reporte

generado muestra las características del equipo de iluminación, tales como:

código, descripción, cantidad y potencia.


Eduardo Guayasamín

32

Gráfico No 2.4.- Aplicación del GIS para inventario de elementos en una zona

El reporte en Excel que se obtiene con los datos de los equipos de iluminación

se presenta en cuadro No 2.2:

Cuadro No 2.2.-Reporte de elementos de iluminación

REPORTE DE DISTRIBUCIÓN POR ÁREA SELECCIONADA

CÓDIGO DESCRIPCIÓN CANT.

ABLA-HG-125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W ABIERTA 492



ABLA-NA-150 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTA 2



ABLC-HG-125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W CERRADA 47

ABLC-HG-175 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W CERRADA 79

ABLC-NA-100 LUMINARIA DE SODIO CERRADO EN BRAZO DE 100 W 41

ABLC-NA-150 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W CERRADA 111




AHLC-NA-150 LUMINARIA DE SODIO ORNAMENTAL 150W CERRADA 1

FUENTE: Base de datos del GIS EEQ S.A.

Con estos datos se calcula la energía de alumbrado público en el año,

considerando que se utilizan 12 horas al día, esta energía es de 725,941

kWh/año que representa el 5.18% de la energía suministrada por el primario.


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33

A continuación en el cuadro No 2.3, se presentan las especificaciones de una

lámpara de 70 W de sodio, utilizada por la EEQ S.A.

Cuadro No 2.3.-Especificaciones técnicas de una lámpara de sodio de 70 W

LUMINARIA PE-PC 70 W SODIO


Norma de fabricación

IEC 598 – IEC 529 – IEC 922 – IEC

923 – ASTM A 153 – NTC 2230 – NTC

811

Potencia nominal de la luminaria (W) 70

Voltaje (V) 90

Corriente (A) 0.98

Grado de protección

Compartimiento eléctrico 43

Compartimiento óptico 65

Accesorios incorporados (marca y tipo)

Bombilla Tubular clara 90V

Balasto Inadisa o ELT / tipo reactor 208/240V

Capacitor Disproel / tipo seco

Arrancador Inadisa o Megalite / superposición

BALASTO REACTOR 70 W SODIO

Voltaje nominal (VN) V 208 240

Variación permanente máxima de VN ± 5 5

Frecuencia nominal Hz 60 60

Capacitor mF 10 10

Factor de potencia con capacitor > 0.9 > 0.9

PÉRDIDAS PROMEDIO W 10 11

FUENTE: Catálogo de luminarias de la empresa Roy Alpha e Inadisa

2.6 CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS

La conducción y transformación de la energía eléctrica, produce las

denominadas pérdidas técnicas. Las herramientas utilizadas para el cálculo son

programas especializados en analizar redes eléctricas y catálogos de los

fabricantes.


Eduardo Guayasamín

34

Las pérdidas técnicas se dividen principalmente en pérdidas resistivas y

pérdidas en los núcleos magnéticos. Las resistivas producidas por el efecto

Joule, dependen del elemento o equipo considerado, siendo su valor máximo el

calculado con la ayuda de los datos del fabricante; la energía correspondiente

depende de la forma de la curva de carga. Las pérdidas en los núcleos

magnéticos aparecen en los materiales magnéticos por dos efectos: la

histéresis, y las corrientes parásitas, los elementos afectados por estas

pérdidas son los transformadores y los medidores; se considera que estas

pérdidas no dependen de la carga y son constante durante todo un periodo.

2.6.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN EL ALIMENTADOR

PRIMARIO

En la EEQ S.A. el programa FeederAll de la firma ABB es la herramienta

informática utilizada para el cálculo de las caídas de voltaje y las pérdidas en

media tensión.

El FeederAll utiliza la base de datos del GIS mediante una interfaz que

convierte la información gráfica en información eléctrica para realizar los flujos

de carga.

Luego de migrar la información se escoge la subestación o el primario que se

va a estudiar, el gráfico No 2.5 muestra la pantalla desplegada por el programa

para esta opción.

Gráfico No 2.5.- Interfaz GIS - FeederAll


Eduardo Guayasamín

35

Luego de escoger el primario perteneciente a una subestación, se presenta una

opción que indica el número de disyuntores a la salida del o los primarios,

posterior a lo cual iniciará el proceso de migración de datos para finalmente

visualizar la información de puntos migrados y poder generar un reporte ya sea

gráfico (por medio del GIS) o por tablas en Excel, gráfico No 2.6.

Gráfico No 2.6.- Migración del GIS al FeederAll

La pantalla de reporte mostrada en el gráfico No 2.6 muestra que porcentaje

migró del GIS y si existen errores de conexión de conductores o

transformadores, estos errores pueden ser revisados en forma gráfica

(mostrando un círculo en el GIS), o en un reporte en Excel listando los

elementos no migrados con su capacidad.

La forma de trabajo del FeederAll es con casos bases y casos estudio, para un

mejor entendimiento del sistema de análisis del programa, el gráfico No 2.7

muestra la metodología utilizada por el software.

Gráfico No 2.7.- Metodología del FeederAll para analizar casos

FUENTE: Manual de operación del FeederAll


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36

CREACIÓN DEL CASO BASE

Después de realizar la migración, se puede crear un caso base en el FeederAll,

para esto se activa la opción “Convert Uníx”, del menú “Database” del

FeederAll, en la opción “Base Case”, posterior a lo cual aparece una nueva

opción que permite asignar un nombre y ubicación al caso base a ser creado,

establecer una correspondencia con la base de datos, en la tercera posición se

ubica el caso base donde se va a trabajar, luego se usa “Use Structure and

Conductor Format” ya que con esto se está asignando las estructuras actuales

con los distintos formatos de los conductores y se pulsa el “OK” con el que se

indica que se empieza a crear el caso base, para finalmente aparecer la

pantalla de “Base Case Conversion Completed!!”.

CREACIÓN DEL CASO ESTUDIO

Después de haber creado el caso base, el siguiente paso es crear el caso

estudio, para esto en el menú de datos “Database” está la opción de “Study

Cases” que al escogerla aparece una ventana en el que se despliega un sub-

menú que indica los distintos estudios que se pueden hacer en el Feeder-All,

así por ejemplo: si se elige la opción “New” se está activando la pantalla de

creación del caso estudio en donde se llena: en el primer campo el nombre del

caso de estudio, en el segundo la localización del caso base y en el tercero la

ubicación del caso de estudio; al realizar estos pasos aparece en la parte

inferior las distintas áreas de las subestaciones, como dato práctico se asigna

todas las áreas, para luego pulsar “Ok” y se crea el caso estudio y a la vez se

abre este mismo para trabajar, gráfico No 2.8.


Eduardo Guayasamín

37

Gráfico No 2.8.- Migración completa del primario 03C en el FeederAll

REPORTE DE FLUJO DE CARGA BALANCEADO

Se ejecuta la aplicación que está en el menú principal “Utilities” donde está

ubicado “Impedance calculation” la cual permite realizar el cálculo de

impedancias de los componentes del sistema necesarios para establecer los

parámetros producto del flujo de carga en esta opción aparece la ventana


Eduardo Guayasamín

38

mostrada en el gráfico No. 2.9, donde se cargan las distintas estructuras que se

tienen en la base de datos: tres, dos y una fase, al dar “OK” se ejecuta y

aparece el mensaje de finalización del cálculo y que si desea sobrescribir este

cálculo.

Gráfico No 2.9.- Cálculo de impedancias en el FeederAll

El siguiente paso es realizar la asignación de cargas, donde la demanda

máxima registrada en los medidores ubicados a la salida de cada primario será

asignada a cada transformador representado en la salida de los primarios.

Los datos ingresados al programa para el flujo de carga, son los del día de

mayor demanda registrada entre septiembre de 2004 y agosto de 2005 en el

primario, este día fue el 17 de enero de 2005.

Después de habilitar la opción de asignación de cargas con la opción “Execute”

se muestra la ventana del gráfico No. 2.10 en que indica varios parámetros

para asignar cargas, uno de los importantes es: “with loss correction” la cual

permite corregir las pérdidas en cada una de las cargas después de lo cual se

genera dos tablas técnicas que son: sobre el informe de las cargas y del

medidor de la subestación ocupadas para emitir el reporte final.


Eduardo Guayasamín

39

Gráfico No 2.10.- Asignación de cargas en el FeederAll

Una vez asignadas las cargas, se presenta la ventana mostrada en el gráfico

No. 2.11, en la cual se especifica el tipo de algoritmo (Gauss Seidel y Newton

Rapson) con el cual se desea se realice el análisis del flujo así mismo el

número de iteraciones para este método numérico. Al finalizar el proceso se

generan tres tablas técnicas que son información de flujo de carga en: el

análisis de nodos, líneas, y del transformador.

Gráfico No 2.11.- Cálculo de flujo balanceado en el FeederAll

De igual manera a partir de la opción de análisis, existen algunas opciones

además de la de flujo balanceado “Balanced Load Flow”, como son:

“Unbalanced load flow” (flujo desbalanceado de carga), “short circuit” (corto

circuitos), “Motor Start” (arranque de motores), “capacitor placement” (ubicación


Eduardo Guayasamín

40

de capacitares), “protection coordination” (coordinación de protecciones),

“feeder site optimization” (optimización de primarios) ; en los cuales se puede

ejecutar reporte o presentar tablas de resumen, gráfico No 2.12.

Gráfico No 2.12.- Opciones de análisis de carga en el FeederAll

Para poder exportar a Excel, se pulsa el icono del disquete presentado en cada

tabla de reporte generado como se muestra en el gráfico No. 2.13 donde se

debe indicar a donde serán dirigidas las tablas respectivas.

Gráfico No 2.13.- Exportación de datos a Excel de los cálculos realizados por el

FeederAll

Como se mencionaba anteriormente se genera un reporte adicional de

resumen dentro de la aplicación de flujos de carga balanceado que es

“Reports”, esto emite un resumen global del flujo de carga; al habilitar la opción

“Source” se despliega el resumen de todos los datos del flujo de carga. Un


Eduardo Guayasamín

41

dato importante es que cuando se ingresa a esta pantalla la información de

pérdidas a demanda máxima se presenta en el hipervínculo “Losses Summary”,

de aquí aparece un global de pérdidas en kW y kVA anuales como está en el

gráfico No. 2.14.

Gráfico No 2.14.- Reporte del sumario de pérdidas obtenido

El dato de pérdida en kW es el utilizado para el cálculo de pérdidas resistivas

en los conductores de media tensión, con los registros de demanda que se

tiene a la salida del primario se aplica la siguiente metodología para calcular la

energía de pérdida en los conductores:

a. De los 35,040 datos tomados por los registradores a la salida de los

primarios en un año se busca el dato de la fecha indicada anteriormente.

b. Al dato encontrado de ese día, corresponde el valor de pérdida en kW

calculado por el programa, grafico No 2.15.

Gráfico No 2.15.- Asignación de potencia de pérdida de la máxima demanda del día de la

corrida en el registro del 17 de enero de 2005.

c. El cálculo de las pérdidas en los demás registros se los realiza aplicando la

siguiente fórmula3:

max

2

cos

maxcos

max−−

= RLiRL D

iDp

DpiD

ϕ

ϕ



Eduardo Guayasamín

42

d. Luego de haber obtenido la potencia de pérdidas en cada uno de los

registros, estos datos son sumados y se obtiene la energía de pérdidas en

el año.

Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas resistivas en el primario

es de 336,331 kWh/año que representa el 2.4% de la energía suministrada por

el primario.

2.6.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN EL NÚCLEO Y RESISTIVAS EN

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.

Mediante la ayuda del Proyecto de Inventarios y Avalúos (PIA) de la EEQ S.A.,

que es la encargada de manejar y actualizar la base de datos del GIS, se

obtuvo la lista de los transformadores conectados al primario 03C de la

subestación Barrionuevo.

En el cuadro No 2.4 se muestra la lista de los transformadores clasificados por

número de fases y potencia nominal en kVA.

Cuadro No 2.4.- Lista de transformadores de distribución del primario 03C

POTENCIA

(kVA) Cantidad

TR

IFÁ

SIC

OS

200 1

150 3

112.5 3

100 1

90 2

75 10

50 1

45 5

30 6

MO

NO

FÁ

SIC

OS

50 7

37.5 22

25 17

15 7

TOTAL 85

FUENTE: Proyecto de Inventarios y Avalúos EEQ S.A.


Eduardo Guayasamín

43

Los transformadores de distribución transforman los niveles de voltaje, en este

caso lo transforman de 6,300 V a 208 o 240 V dependiendo si es trifásico o

monofásico respectivamente.

PÉRDIDAS EN EL NÚCLEO

Producidas por los fenómenos de histéresis y de corrientes de Foucault que

son fijas independientes de la carga que suministre. También llamadas

pérdidas de vacío.

Entre las marcas de transformadores que están instalados en el primario

tenemos: Ecuatran S.A., INATRA y Mitsubishi. Las pérdidas en vacío utilizadas

en este estudio se presentan en el cuadro No 2.5:

Cuadro No 2.5.- Datos de potencia de pérdidas en vacío y a plena carga de los

transformadores de distribución instalados

POTENCIA FASES Po PPLENA CARGA Pt

(kVA) (W) (W) (W) (W)

15 1 35 105 140

25 1 125 330 455

37.5 1 165 455 620

50 1 200 575 775

30 3 160 595 755

45 3 215 855 1 070

50 3 219 554 773

75 3 315 1 265 1 580

90 3 305 965 1 270

100 3 332 1 058 1 390

112.5 3 440 1 805 2 245

150 3 540 2 285 2 825

200 3 560 2 020 2 580

FUENTES: Catálogos de fabricantes de transformadores: Ecuatran S.A. e INATRA.

Texto “Electrical Transmission and Distribution Reference Book”

PÉRDIDAS RESISTIVAS

Las pérdidas resistivas en los transformadores de distribución, dependen de la

corriente que circule por los devanados primarios y secundarios, por lo que se


Eduardo Guayasamín

44

instaló equipos de medición a la salida de los transformadores y el inicio de los

circuitos secundarios, los cuales permitieron registrar la curva de carga

característica del conjunto de usuarios del transformador, gráfico No 2.16.

Gráfico No 2.16.- Instalación del equipo de medición en un transformador del primario 03C

Entre los equipos de medición que se utilizó están: QNA, Memobox y

Powersight. Para conocer más de uno de estos equipos, a continuación se

presenta las características generales del QNA, gráfico No 2.17.

Gráfico No 2.17.- Equipo de medición marca QNA

El QNA (Power Quality Analyzer) es un analizador de redes y calidad de

servicio, es un equipo espacialmente diseñado para el análisis de la calidad de

suministro de la energía eléctrica. Las principales características son:


Eduardo Guayasamín

45

• Análisis de todos los semiciclos de voltaje.

• Sistema de autoescalado que nos da una mayor precisión en cualquier

rango de medida de tensón y corriente.

• Memoria interna (duración mínima 15 días).

• Batería interna que permite registrar eventos aunque su alimentación

quede interrumpida.

• Posibilidad de realizar análisis en redes de 3 o 4 hilos.

• Programable.

El QNA es un analizador mixto, de energía y de calidad de suministro, que

dispone de voltaje y corriente.

Como analizador de energía, registra los principales parámetros eléctricos en

los 4 cuadrantes (potencia generada y consumida). De esta forma el equipo

mide y puede registrar los parámetros mostrados en el cuadro No 2.6.

Cuadro No 2.6.- Datos que registra el QNA

Medios Máximos Mínimos

L1 L2 L3 III L1 L2 L3 III L1 L2 L3 III

Voltaje x x x x x x x x x x x x

Corriente x x x x x x x x x x x x

Frecuencia x x x

Potencia activa x x x x x x x x x x x x

Potencia aparente x x x

Potencia inductiva x x x x x x x x x x x x

Potencia capacitiva x x x x x x x x x x x x

Factor de potencia x x x x x x x x x x x x

Eergia activa x x x

Energía inductiva x x x

Energía capacitiva x x x

FUENTE: Manual de operación del QNA

El análisis de calidad del QNA se realiza individualmente fase a fase

analizando todos los semiciclos de voltaje. Para realizar este análisis se

programan una serie de niveles de voltaje:


Eduardo Guayasamín

46

• U alta - U baja: a partir de estos niveles el equipo nos dirá el porcentaje

de ciclos cuyo voltaje se está dentro de estos márgenes.

• Voltaje de depresión: voltaje a partir de la cual de entiende que cualquier

ciclo cuyo valor eficaz sea inferior, es una depresión.

• Voltaje de interrupción: Voltaje a partir de la cual se entiende que

cualquier ciclo cuyo valor eficaz sea inferior, es una interrupción.

El cuadro No 2.7 nos muestra las características técnicas del equipo de

medición QNA utilizado en las mediciones.

Cuadro No 2.7.- Características técnicas del equipo de medición QNA

Circuito de alimentación

Alimentación 110...400 V + 30%

Frecuencia 50...60 Hz

Consumo 8 VA

Batería (2h de funcionamiento continuo) Ni-M-H

Temperatura de trabajo `-10 / +50 C

Medida de voltaje

Circuito de medida 3 / 4 hilos

Rango de medida 0...500V c.a. (fase-neutro)

3 hilos 500 Vpp

4 hilos 500 Vpn - 866 Vpp

Cambio de escala Automático

Frecuencia 45...65 Hz

Clase de precisión (voltaje) 0.5% de la lectura + 1 dígito

FUENTE: Manual de operación del QNA

Estos equipos son propiedad del la EEQ S.A. y fueron utilizados para el

proyecto piloto “Medición en transformadores de Distribución”. Los primeros

transformadores utilizados para este proyecto piloto fueron los conectados en

el primario en estudio, registros utilizados además para el cálculo de pérdidas

en transformadores y circuitos de baja tensión.


Eduardo Guayasamín

47

Selección de muestra de redes secundarias y transformador de

distribución asociado

Tal como se muestra en el cuadro No 2.4, existen 85 transformadores

instalados en el primario 03C; de estos, 18 transformadores son para clientes

exclusivos por lo que no tienen red de baja tensión y no se consideran para la

instalación de los equipos de medición. El cuadro No 2.8 presenta los

transformadores seleccionados para la instalación de los registradores y como

se agrupan los demás transformadores representados por aquel de muestra.

Cuadro no 2.8.- Lista de los transformadores de distribución donde se instalaron los

equipos de medición

No fases

POTENCIA kVA

SIN RED BT

CON MED SIN MED Total

1φφφφ

15 3 - 4 7 25 3 2 12 17

37.5 2 3 17 22 50 - 1 6 7

3φφφφ

30 5 - 1 6 45 - - 5 5 50 - - 1 1 75 1 9 - 10 90 1 - 1 2

100 - 1 - 1 112.5 - 1 2 3

150 2 - 1 3 200 1 - - 1

Total 18 17 50 85

TRAFO MEDIDO

TRAFO SIN MEDICIÓN

POTENCIA kVA

POTENCIA kVA

No

25 15 4

25 25 12 30 1

37.5 37.5 5 37.5 37.5 8 37.5 37.5 4

50 50 7 45 5

75 90 1

112.5 112.5 2

150 1

SUMA 50


Eduardo Guayasamín

48

La extrapolación de los cálculos realizados para los transformadores que no

tienen medición se realizó considerando:

• La potencia nominal del transformador.

• La demanda asignada al transformador.

• El consumo en kWh/año de todos los clientes asociados a cada

transformador.

• La topología de la red de baja tensión.

La toma de registros de carga se realizó con base en demandas de 15 minutos

por 7 días consecutivos en los transformadores de distribución indicados.

El primer paso es encontrar las pérdidas de potencia a la demanda máxima

registrada, aplicando la siguiente ecuación:

2

argReRe

=

kVA

DmxsistivasPérdidassistivasPérdidas acPlenaDmx

Donde:

Pérdidas Resistivas plena carga: dato del fabricante en kW

Dmx: mayor registro de potencia en el periodo de medición en kVA

kVA: potencia nominal del transformador.

Luego se utiliza la metodología aplicada en el cálculo de pérdidas en el

primario con la curva de carga registrada en los bornes del transformador y se

obtiene la energía de pérdidas en cada uno de los registros, estos datos son

sumados y se obtiene la energía de pérdidas en el periodo de registro, que se

la proyecta a un año. El cuadro No 2.9 muestra el resumen de los resultados

obtenidos en los transformadores que se instalo el equipo de medición:


Eduardo Guayasamín

49

Cuadro No 2.9.- Cuadro resumen de los transformadores tipo para la extrapolación a los

otros transformadores del primario 03C

Grupo No

TRAFO POT kVA FASES

ENERG ENTREGADA

kWh/año

PERD RESIST ENERG

kWh/año

PERD ENERG TRAFO VACIO

kWh/año

PERDIDAS EN VACIO

W

PERD PLENA CARGA W

(placa)

FACTOR DE

PERDIDAS

1 33937 25 1 71 085 447 1 095 125 330 0.191 2 14236 25 1 11 223 1 073 1 095 125 330 0.062 3 35781 37.5 1 201 298 2 273 1 445 165 455 0.283 4 35751 37.5 1 237 946 2 772 1 445 165 455 0.246 5 31782 50 1 258 188 2 309 1 752 200 575 0.330 6 60430 75 3 452 075 6 764 2 759 315 1 265 0.262 7 37231 100 3 287 360 1 319 2 908 332 1 058 0.321 8 21090 112.5 3 148 293 696 3 854 440 1 805 0.172

La muestra tomada en la medición de transformadores ayuda para el cálculo de

las pérdidas en los 85 transformadores del primario, siguiendo la metodología

presentada a continuación:

• El flujo de carga realizado por el Feeder All, como se explico anteriormente,

utiliza el valor de demanda máxima del periodo, el programa distribuye esta

demanda a la carga instalada en el primario que en este caso son los

transformadores de distribución valor que depende de su potencia nominal.

• La demanda máxima asignada por el Feeder All sirve para encontrar las

pérdidas resistivas a demanda máxima del transformador, para pasar la

demanda en kW a kVA se utiliza un factor de potencia de 0.98, aplicando la

siguiente ecuación:

2

arg

98.0/ReRe

=

kVA

DmxsistivasPérdidassistivasPérdidas FeederAll

acPlenaDmx

• Se clasifica a los transformadores que no tienen medición en 8 grupos

mostrados en el cuadro No 2.9, de acuerdo a la energía entregada en el

año.

• Luego se encuentra la energía de pérdidas resistivas en el transformador

utilizando el factor de pérdidas del grupo calculado en los transformadores

que tienen medición aplicando la siguiente fórmula:


Eduardo Guayasamín

50

8760**Re)( perdDmxresistperd FsitPerdE =

Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas en el núcleo y resistivas

en los transformadores de distribución es de 231,813 kWh/año que representa

el 1.65% de la energía suministrada por el primario.

2.6.3 CALCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN CIRCUITOS

SECUNDARIOS

Las mediciones realizadas en los 17 transformadores son utilizadas en el

cálculo de pérdidas resistivas en los circuitos secundarios, siguiendo los

siguientes pasos:

a. Desplegar en el GIS el primario 03C, con la aplicación “Muestra cartografía

y redes”, con las características eléctricas y geográficas necesarias, gráfico

No 2.18.

Gráfico No 2.18.- Aplicación del GIS para desplegar la información geográfica y eléctrica de un primario

b. Ubicamos el transformador que tiene registros con “Busca elemento”,

gráfico No 2.19.


Eduardo Guayasamín

51

Gráfico No 2.19.- Aplicación del GIS para buscar un elemento eléctrico

c. Con la ayuda de las herramientas básicas del Autocad y las aplicaciones

existentes en el GIS, obtenemos las características de los circuitos

secundarios, tales como: calibres de los conductores, distancia entre nodos,

topología de la red, tipo de luminarias por poste, etc. gráfico No 2.20.

Gráfico No 2.20.- Características técnicas de un circuito de baja tensión con su

transformador de distribución

d. Esta información y la recopilada por los equipos de medición, son utilizadas

para construir la red en el DPA, software que calcula las pérdidas resistivas

en el circuito secundario a través de flujos de carga.


Eduardo Guayasamín

52

e. Para el análisis en el DPA se crea la base de datos en cada transformador,

gráfico No 2.21.

Gráfico No 2.21.- Base de datos para cada transformador en el DPA

f. Los datos de voltaje y corriente por fase grabados en los registradores

instalados, son utilizados para configurar los diferentes elementos eléctricos

utilizados para el flujo de carga. El dato de demanda máxima y factor de

potencia en cada fase se ingresan en el primario como se muestra en el

gráfico No 2.22.

Gráfico No 2.22.- Ingreso de datos a demanda máxima en el DPA

g. Con la información recopilada, se procede a dibujar la red secundaria

(gráfico No 2.23), para posteriormente ingresar las características de cada

tramo ( las características de cada conductor son calculadas por el

programa) y el consumo de energía mensual en cada poste (que sirve para


Eduardo Guayasamín

53

la distribución de carga ingresada al principio del circuito), dato que ayudará

al programa a distribuir la carga ingresada en el circuito, gráfico No 2.24.

Gráfico No 2.23.- Red de baja tensión dibujada en el DPA

Gráfico No 2.24.- Asignación de carga en cada poste en el DPA

h. Finalmente se realiza la corrida de flujo balanceado y por fase, y obtenemos

un archivo de texto que puede ser abierto en Excel y que contiene los datos

de pérdidas en la red a la demanda ingresada. El Anexo 5 nos muestra el

reporte obtenido con la corrida de flujo en el software DPA, para un circuito

secundario.


Eduardo Guayasamín

54

i. El procedimiento para encontrar la energía de pérdidas es el mismo

utilizado en el cálculo de pérdidas en el primario.

j. Estos datos de pérdidas encontrados son utilizados en los demás circuitos

de baja tensión tomando como parámetros de comparación: capacidad del

transformador, consumo de energía del circuito, longitud de la red y calibre

de los conductores.

k. Existen transformadores que dan servicio a condominios o a cargas

especiales como talleres, en donde no existe red de baja tensión, por lo que

en estos casos las pérdidas en la red secundaria son cero.

Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas resistivas en los circuitos

secundarios es de 35,021 kWh/año que representa el 0.25% de la energía

suministrada por el primario

2.6.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS Y

MEDIDORES

Para el cálculo de estas pérdidas se realizaron tres mediciones que ayudaron a

obtener la curva de carga semanal de usuarios con diferentes consumos.

El equipo utilizado para estas mediciones es el VIP SYSTEM 3 de origen

italiano, perteneciente a OLADE y asignado a la UCPC de la EEQ S.A. para la

realización de la Campaña de Medición que ayuda a conocer el

comportamiento de la carga dentro del área de concesión de la empresa.

El VIP SYSTEM 3 es un analizador de magnitudes eléctricas, está diseñado

para realizar mediciones de instalaciones trifásicas, con registro por fase, la

conexión de corriente se realiza mediante pinzas amperimétricas. Los

accesorios adicionales adquiridos permiten realizar registros de alimentaciones

que provienen de un transformador conectado en delta y en instalaciones que

tienen transformadores de corriente.

El instrumento mide 81 variables de la carga y puede registrar en una memoria

de estado sólido hasta 2,634 períodos.


Eduardo Guayasamín

55

Los registros se los realizaron cada 15 minutos durante 7 días en tres usuarios,

cuyas características del servicio se detallan en el cuadro No 2.10:

Cuadro No 2.10.- Características de los suministros en los que se instalo el equipo de medición

Tipo de abonado Tipo de acometida Tipo de medidor

Medición 1 Residencial 2F 3X8 AWG MONOFÁSICO

Medición 2 Comercial 3F 4X8 AWG TRIFÁSICO

Medición 3 Tablero de 12

medidores residenciales

3F 4X4 AWG DOS FASES


CÁLCULO DE PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS

La información del reporte generado para el cálculo de la energía facturada en

el primario, contiene el tipo de acometida de cada usuario.

En el Anexo 6 se muestra las características de todas las acometidas utilizadas

por la EEQ S.A. para sus instalaciones.

El cálculo de pérdidas en las acometidas sigue el procedimiento que se explica

a continuación:

a. La información necesaria para los cálculos es: calibre del conductor,

longitud, número de fases, consumo mensual de energía que alimenta la

acometida y número de medidores conectados.

b. Con el número de usuarios de cada acometida y el consumo mensual de

energía, se calcula la demanda máxima coincidente en kW en el

nomograma de la REA. Debido a que el nomograma permite analizar datos

a partir de 5 consumidores, se obtiene el factor de coincidencia (Anexo 7), y

se calcula la sumatoria de demandas individuales4, esta se divide para cinco

consumidores y se obtiene la demanda individual, con las ecuaciones que

se presentan a continuación:



Eduardo Guayasamín

56

usuariosdenúmero

individualDmxindividualDmx

iacoincidencdeFactor

ecoincidentDmxindividualDmx

∑

∑

=

=

c. Esta demanda máxima encontrada sirve para encontrar las pérdidas

resistivas en la acometida, aplicando las siguientes ecuaciones:

1000

)/(*)(*

*)(12.0

)(_

2

kmmLsconductoredenumeroR

fasesdeNumerokV

kWDI

RIPerdidas

ACOmx

Dmx

Ω=

=

=

ρ

Donde:

Dmx_aco : demanda máxima calculada,

L: longitud de la acometida,

ρ: resistividad.

d. Con el dato de pérdida resistiva de la acometida a demanda máxima y los

registros del equipo de medición se aplica la metodología utilizada para el

cálculo de pérdidas en el primario.

e. Existen 2,257 acometidas en el primario, con diferentes características. Las

tres mediciones tomadas ayudan a extrapolar las pérdidas a todas las

acometidas, tomando como parámetro de comparación: el calibre del

conductor, longitud y consumo de energía.

Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas resistivas en las

acometidas es de 253,318 kWh/año que representa el 1.81% de la energía

suministrada por el primario

CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN MEDIDORES

El primario 03C tiene 5,297 suministros, de los que 5,128 tienen medidor de

energía. Entre las marcas de medidores que están instalados tenemos: ABB,

Fuji, Landis, Iskra, General Electric, etc. Debido a que es un sector residencial y


Eduardo Guayasamín

57

se encuentra situado en un sector suburbano la mayoría de los medidores es

monofásico.

Un resumen de los medidores instalados en el primario con sus marcas y

número de fases, se presenta en la cuadro No 2.11:

Cuadro No 2.11.- Lista de los medidores que son alimentados por el primario 03C,

clasificados por marca y número de fases

MARCA AB AM AT SIN MED Total

ABB 1 1

AEG 12 10 4 26

CON 179 1 447 34 1 660

COT 5 89 3 97

FUJ 9 58 3 70

GAL 9 5 14

GAN 2 2

GEN 3 3

HEX 304 604 12 920

HOL 485 1 486

ISK 10 36 2 48

KRI 290 972 21 1 283

LAN 115 44 5 164

MIT 3 3

NAN 26 25 51

PAF 22 48 70

PRE 1 1

SCH 1 68 1 70

SIE 5 5

TEC 147 147

TOS 5 5

WES 1 1

ZPA 1 1

#N/A 169 169

Total 984 4 047 97 169 5 297


Los medidores se emplean para el registro de la energía activa en redes

alternas de dos o más conductores. Los medidores pueden ser conectados


Eduardo Guayasamín

58

directamente o a través de transformadores de medición. El medidor es un

pequeño motor eléctrico que consta de:

• Estator electromagnético:

o Bobina de corriente

o Bobina de voltaje

• Rotor: Disco

• Cojinetes

• Registro

• Dispositivos regulación

• Bornera

• Integrador

• Placa

Elemento motor de corriente formado por núcleo de chapas de hierro en el que

va arrollada la bobina de intensidad, crea un flujo en el circuito magnético

donde la corriente está en fase con el voltaje (baja inductancia).

Elemento motor de voltaje que está formado por un núcleo de chapas de hierro

sobre el que va alojada una bobina. Los flujos creados por las dos bobinas

generan una fuerza que impulsa a girar el medidor y cuyo trabajo solo se ve

limitado por el imán freno5.

Las pérdidas técnicas se dan tanto en la bobina de corriente (dependen de la

carga) como en la bobina de voltaje (constantes y su valor es dado por el

fabricante).

Las características técnicas de un medidor monofásico electromecánico marca

Iskra, se presentan en el cuadro No 2.12:



Eduardo Guayasamín

59

Cuadro No 2.12.- Características técnicas de un medidor monofásico marca Iskra


Corriente básica 15 A

Corriente de arranque Aprox. 0.45% Ib

Corriente térmica 72 A

Consumo propio en el circuito de

corriente a la Ib aprox.

0.14 W

0.26 VA

Consumo propio del circuito de voltaje

a aprox. Ur-220 V

1 W

3.9 VA

Par motor en carga básica 4.70 * 10-4 Nm

Velocidad específica de rotación 22 r.p.m

Peso del rotor aprox. 25 g

Peso del medidor 1.30 kg

FUENTE: Catálogo del fabricante de medidores Iskra

Para el cálculo de las pérdidas técnicas en el medidor se utilizaron los datos del

cuadro No 2.13, recopilado de los manuales de fabricantes de medidores

electromecánicos.

Cuadro No 2.13.- Datos de pérdidas en voltaje y corriente de los medidores

AM AB AT

PERDIDAS DE VOLTAJE (W) 1.1 1 1

PERDIDAS DE CORRIENTE (W) 0.36 0.42 0.94

FUENTE: Catálogos de fabricantes de medidores: Iskra, Landis y Krizik

Las pérdidas en las bobinas de voltaje son constantes y el cálculo de pérdidas

en energía se lo realiza directamente.

El dato de pérdidas en corriente es a plena carga, utilizando los registros de las

tres mediciones realizadas se aplica la metodología de pérdidas en el primario

lo que permite encontrar la energía de pérdidas resistivas en los medidores.

Luego de realizar este proceso la energía de pérdidas en los medidores tanto

en voltaje como en corriente es de 49,647 kWh/año que representa el 0.35% de

la energía suministrada por el primario


Eduardo Guayasamín

60

2.6.5 CALCULO DE PÉRDIDAS EN ALUMBRADO PÚBLICO

Tal como se muestra en el Cuadro No 2.14, los equipos de iluminación tienen

una potencia de pérdidas que junto a las potencias de los elementos auxiliares

estas representan la energía de pérdidas en alumbrado público.

Cuadro No 2.14.- Potencias auxiliares de las luminarias y potencias de los elementos

auxiliares de iluminación

DESCRIPCION CANT.

POT AUX

(W)

ENERG.

PERD. TEC.

ALUM. PUBL.

(kWh/año)

LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W ABIERTA 492 21 45 254



LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTA 2 18 158

LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W ABIERTA 15 25 1 643

LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W ABIERTA 153 11 7 372

LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W CERRADA 47 21 4 323

LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W CERRADA 79 27 9 343

LUMINARIA DE SODIO CERRADO EN BRAZO DE 100 W 41 13 2 245

LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W CERRADA 111 18 8 751




LUMINARIA DE SODIO ORNAMENTAL 150W CERRADA 1 18 79

CONTACTOR CON CELULA FOTOELECTRICA 32 A 32 5 701

CELULA FOTOELECTRICA. 21 5 460

RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 1/0 5 4 88

RELE CON CELULA FOTOELECTRICA. FASE 2 20 4 350




RELE CON CELULA FOTOELECTRICA FASE 6 1 4 18

TOTAL ENERGÍA DE PÉRDIDAS (kWh/año) 109 143


Eduardo Guayasamín

61

Esta energía de pérdidas en alumbrado público representa el 0.78% de la

energía suministrada por el primario.

2.7 CÁLCULO DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

Como resultado de los cálculos realizados se obtiene por diferencia, la energía

de pérdidas no técnicas, siendo la ecuación utilizada la siguiente:

ED = EF + EAP + EPe

siendo, EPe = EPT + EPNT

entonces, ED = EF + EAP + EPT + EPNT

se despeja EPNT = ED – ( EF + EAP + EPT )

donde:

EPNT : energía de pérdidas no técnicas

ED : energía disponible

EF : energía facturada

EAP : energía de alumbrado público

EPT : energía de pérdidas técnicas

De esta manera se establece el 24% de pérdidas comerciales en el primario,

luego de lo cual se estudian opciones para disminuir las pérdidas eléctricas

tanto técnicas como no técnicas, sabiendo que las primeras necesitan análisis

eléctricos y las segundas son de carácter social y requieren menos estudios

eléctricos.

Para un mejor análisis de las pérdidas comerciales estas pueden ser

clasificadas en: hurtos, fraudes y administrativas6. Los hurtos son las

producidas por las conexiones directas conectadas a la red o antes del medidor

de energía, los fraudes son las manipulaciones que se hacen a los equipos e

instalaciones de la empresa para que el consumo medido y facturado no sea el

real, y finalmente las pérdidas comerciales administrativas que son producidas

por toma errónea de la lectura en los medidores, mala digitación de

información, etc.



Eduardo Guayasamín

62

2.8 RESUMEN

El cuadro No 2.15 muestra un resumen de los datos calculados en este

capítulo en MWh/año en cada etapa del sistema de distribución.

Cuadro No 2.15.- Cuadro resumen de la energía consumida por cada etapa del sistema

de distribución del primario 03C

ENERGÍA MWh/año % DISPONIBLE 14013.8 100.00% FACTURADA 8791.0 62.73% ALUMBRADO PUBLICO 726.0 5.18% PÉRDIDAS COMERCIALES 3481.6 24.84% PERDIDAS TÉCNICAS 1015.2 7.24%

Alimentador primario 336.3 2.40% Transformadores de distribución 231.8 1.65%

Conductores secundarios 35.0 0.25% Acometidas 253.3 1.81% Medidores 49.6 0.35%

Alumbrado público 109.1 0.78%

perdidas 2

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