anÁlisis de las pÉrdidas reales en clientes de alta tensiÓn medidos en baja tensiÓn, a travÉs...
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ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE
EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA DE LA DISTANCIA EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA DE LA DISTANCIA DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN EN LA MEDICIÓN. ADMINISTRACIÓN DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN EN LA MEDICIÓN. ADMINISTRACIÓN
LA LIGUA, CONAFE.LA LIGUA, CONAFE.
COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDADSANTIAGO - CHILE
GERENCIA CORPORATIVA DE PROCESOS Y CONTROL
LUIS ALFONSO TERNICIEN MONTENEGRO
AUDITOR SÉNIOR
ÍNDICEÍNDICE
Objetivo del trabajo.
Introducción.
Método de cálculo teórico de las pérdidas en un arranque de media tensión para clientes medidos en baja tensión.
Mediciones en terreno.
Comparaciones entre el cálculo teórico y las mediciones de terreno.
Conclusiones.
Determinar si el recargo del 3,5 % por concepto de pérdidas eléctricas por transformación consideradas para los clientes conectados en alta tensión sin equipos compactos de medidas (decreto Nº385/2008), financia las pérdidas reales que efectivamente se producen si el servicio tuviera instalado dicho equipo.
Línea de media tensión
Transformadorparticular
Carga del clienteECM
Línea de media tensión
Transformadorparticular
Carga del clienteMedidor
Cliente AT
Pérdida variable
Cliente AT-MB
Recargo por transformación:
3,5 %
(tarifado)
Objetivo
GRÁFICO DE PÉRDIDAS EN ADMINISTRACIÓN LA LIGUA.
Pérdidas en la administración La Ligua
4,5 %
5,5 %
6,5 %
7,5 %
8,5 %
9,5 %
10,5 %
11,5 %
12,5 %
dic-
05
ene-
06
feb-
06
mar
-06
abr-
06
may
-06
jun-
06
jul-0
6
ago-
06
sep-
06
oct-
06
nov-
06
dic-
06
ene-
07
Energía SS/EE primarias
(promedio): 16,5 [GWh/mes]
Energía facturada
(promedio): 15 [GWh/mes]
LAS CENIZAS
20%
DBT1 - BT8%
DBT1 -AT26%
BT130%
DBT1- ATMB16%
Energía facturada año 2006
TARIFA ENERGÍA [kWh]
PORCENTAJE [%]
CLIENTES
BT1 54.279.909 30% 33.481 DBT1 -> AT 47.735.512 26% 103 LAS CENIZAS 36.816.017 20% 1 DBT1 -> ATMB 27.980.891 16% 730 DBT1 -> BT 14.011.744 8% 757
TOTAL 180.824.073 100,0% 35.072
3,5 %
979.331 [KWh/año]
3,5 %
81.611 [KWh/mes]
Representa medio punto en la curva de pérdidas
Línea de media tensión
Transformadorparticular
Carga del clienteECM
Línea de media tensión
Transformadorparticular
Carga del clienteMedidor
Medición en AT Medición en AT-MB
Pérdidas energía
3,5%
Pérdidas potencia
Comparación de las pérdidas.
Pérdidas reales:
Pérdida en la línea eléctrica MT que abastece al transformador.
Pérdidas en el transformador, tanto la rama serie como paralelo. Pérdidas en conductores de baja tensión que alimentan al medidor.
Pérdidas en conexionado.
Pérdida en aislamiento.
Pérdidas debido a objetos topando la línea.
Línea demedia tensión
Transformadorparticular
Carga del cliente
ECM
Beneficios adicionales:
Registro de factor de potencia real del cliente. Mantención de equipos de medida y empalme. Inspecciones periódicas (se evita conexiones clandestinas). Toma de estado en forma mensual. Verificaciones de lectura solicitadas por clientes. Trabajos asociados con cambios de tarifa. Mejora en la facturación de los clientes (antenas). Monitoreo de voltaje Etc.
Método de cálculo teórico de las pérdidas en un arranque de media
tensión para clientes medidos en baja tensión.
Circuito equivalente transformador particularCircuito equivalente línea de distribución
argc aV
argc aI
LíneaZ
2LíneaY
2LíneaY
2T serieZ
2T serieZ
T paraleloZ
fuenteI
fuenteV
argc aQE argc aPE
ATSE '
AT MBSE
%% 3,5%
AT MB
comparadoPtransformación
S
EP
Re E
Comparación de la energía de pérdida en el empalme comparando medición en AT y BT
0
50
100
150
200
250
300
350
400
96 576
1056
1536
2016
2496
2976
3456
3936
4416
4896
5376
5856
6336
6816
7296
7776
8256
8736
9216
Energía consumida por el cliente [kWh]
En
erg
ía d
e p
érd
ida
[kW
h]
Energía perdida según 3,5 %
Energía perdida real
Cálculo para un arranque en media tensión trifásico con una subestación de 45 kVA.
El factor de potencia se considerará constante en la carga, igual a 0,98[-] inductivo. La distancia de la línea será de 100 metros. El conductor en 16 mm2 de cobre.
Comparación del factor de potencia con medición en AT y BT
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
96 576
1056
1536
2016
2496
2976
3456
3936
4416
4896
5376
5856
6336
6816
7296
7776
8256
8736
9216
Energía consumida por el cliente [kWh]
Fac
tor
de
po
ten
cia
factor de potencia medido en BT
factor de potencia medido en AT
Comparación del ángulo de desfase de las energías aparente con medición en AT y BT
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
96 576
1056
1536
2016
2496
2976
3456
3936
4416
4896
5376
5856
6336
6816
7296
7776
8256
8736
9216
Energía consumida por el cliente [kWh]
Án
gu
lo [
º]
Ángulo de la carga medido en BT
Ángulo de la fuente medido en AT
Comparación del factor de potencia con
medición en AT y BT
Comparación del ángulo de desfase de las energías medidas
en AT y BT
Comparación de la energía de pérdida en el empalme comparando medición en AT y BT
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Energía consumida por el cliente [kWh]
En
erg
ía d
e p
érd
ida
[kW
h]
Energía perdida según 3,5 %
Energía perdida real
Cálculo para un arranque en media tensión bifásica con una subestación de 15 kVA.
El factor de potencia se considerará constante en la carga, igual a 0,98[-] inductivo. La distancia de la línea será de 500 metros. El conductor en 16 mm2 de cobre.
Comparación del ángulo de desfase de las energías aparente con medición en AT y BT
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
24 144
264
384
504
624
744
864
984
1104
1224
1344
1464
1584
1704
1824
1944
2064
2184
2304
Energía consumida por el cliente [kWh]
Án
gu
lo [
º]
Ángulo de la carga medido en BT
Ángulo de la carga medido en AT
Comparación del factor de potencia con medición en AT y BT
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
24 144
264
384
504
624
744
864
984
1104
1224
1344
1464
1584
1704
1824
1944
2064
2184
2304
Energía consumida por el cliente [kWh]
Fac
tor
de
po
ten
cia
factor de potencia medido en BT
factor de potencia medido en AT
Comparación del factor de potencia con
medición en AT y BT
Comparación del ángulo de desfase de las
energías medidas en AT y BT
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
- 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000
Energía consumida por el cliente [kWh]
En
erg
ía d
e p
érd
ida
[k
Wh
]
Energìa de pérdida según el 3,5%
Enegía de pérdida teórica
Para una muestra de 708 servicios AT-MB se representa la energía de pérdida según el 3,5% y de pérdida teórica.
Nota:
- Se consideró solo las pérdidas en el transformador.
- Se consideró para cada servicio un consumo promedio mensual para el año 2006.
4,3%
Total energía anual [kWh] 27.703.625 Total energía mensual promedio [kWh] 2.308.635
Total energía de pérdida mensual según el 3,5% [kWh] 80.802 Total energía de pérdida mensual teórica [kWh] 99.442
Mediciones en terreno
CASO 1: Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts.
El factor de potencia igual a 0,98[-] inductivo. La distancia de la línea es de 100 metros. El conductor en 16 mm2 de cobre.
Datos del suministro
Dirección : Perteneciente a la comuna de PetorcaTarifa : AT-4.3 MBConsumo de energía promedio activa : 2.000 [kWh]Consumo de energía promedio reactiva : 400 [kVArh]Factor de potencia : 0,98 [-]Demanda registrada en horario normal, fuera de la hora punta
: 15 [kW]
Demanda registrada en horas punta : 3 [kW]
Medidor en equipo compacto de medida
Marca : ACTARIS
Modelo : SL-7000 Número de serie : 36100848Lectura inicial : 0,00Fecha de instalación : 21 de marzo de 2007Horario de instalación : 17:00 horas
Medidor en transformador de del cliente
Marca: ACTARISModelo : SL-7000 Número de serie : 36055927
DiferenciaDiferencia
Diferencia porcentual Diferencia Diferencia
Diferencia porcentual
[kWh] [kWh] ATMB
energía activa
[kVArh] AT
[kVArh] ATMB
energía reactiva
AT
AT MB AT FECHAcos cos
Mediciones efectuadas (21/03/2007 al 27/06/2007)
Medición AT
Medición AT-MB
SUMA 7.050 2.008 251,10%8.448 7.284 15,98%
0,96 0,77
Mediciones históricas extraída de los equipos de medida
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
0:15
1:00
1:45
2:30
3:15
4:00
4:45
5:30
6:15
7:00
7:45
8:30
9:15
10:0
0
10:4
5
11:3
0
12:1
5
13:0
0
13:4
5
14:3
0
15:1
5
16:0
0
16:4
5
17:3
0
18:1
5
19:0
0
19:4
5
20:3
0
21:1
5
22:0
0
22:4
5
23:3
0
Tiempo
Dem
and
a [k
W]
Demanda en ECM
Demanda en transformador
Diferencia de demandas
Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para un día de régimen normal.
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
0:1
5
1:0
0
1:4
5
2:3
0
3:1
5
4:0
0
4:4
5
5:3
0
6:1
5
7:0
0
7:4
5
8:3
0
9:1
5
10:0
0
10:4
5
11:3
0
12:1
5
13:0
0
13:4
5
14:3
0
15:1
5
16:0
0
16:4
5
17:3
0
18:1
5
19:0
0
19:4
5
20:3
0
21:1
5
22:0
0
22:4
5
23:3
0
Tiempo
Dem
and
a [k
W]
Diferencia de demandas entre la regsitrada enel ECM y en el transformador
Diferencia de demandas de potencia activa entre las mediciones en AT y ATMB para un día de régimen normal.
CASO 2: Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts.
El factor de potencia igual a 1 [-] La distancia de la línea es de 500 metros. El conductor en 33,6 mm2 de aluminio.
SUMINISTRO
Dirección : Perteneciente a la comuna de PapudoTarifa : AT-2Consumo de energía promedio activa : 1.000 [kWh]Consumo de energía promedio reactiva : 15 [kVArh]Factor de potencia : 1,0 [-]Potencia contratada : 8 [kW]
MEDIDOR EN EQUIPO COMPACTO DE MEDIDANúmero de serie : 36100849
Tipo : Trifásico electrónicoREMARCADORES EN EL EQUIPO COMPACTO DE MEDIDANúmero de serie : 97003701Tipo : Monofásico electromecánico REMARCADORES EN EL TRANSFORMADOR
Remarcador Nº1 Número de serie : 36049746Tipo : Trifásico electrónico Remarcador Nº2
Número de serie : 6020563
Tipo : Monofásico electrónico Remarcador Nº3Número de serie : 97004082
Tipo : Monofásico electromecánico
Línea de media tensión
Transformadorparticular
Carga del clienteMedidorECM
Medidores: 1) Trifásico SL-7000 Nº 36100849 2) Monofásico SL-17 Nº 97003701
Medidores: 1) Trifásico SL-7000 Nº 36049746 2) Monofásico electrónico ACE 1000, SM0 Nº 6020563 3) Monofásico electromecánico SL-16 Nº 97004082
Mediciones efectuadas (14/03/2007 al 28/06/2007)
Trifásico TrifásicoMonofásico
electromecánicoMonofásico electrónico
Nº 36100849[KWh]
Nº 36049746[KWh]
Nº 97004082[KWh]
Nº 6020563 [KWh]
AT AT MBMonofásico
electromecánico Nº 97003701
[KWh]
28/06/2007 500 397 25,90%
Total 21,70%3.410 2.803
Trifásico
28/06/2007 500 510 397 396 399
Total 2.8153.410 3.460 2.803 2.801
Diferencia medidor trifásico
Diferencia medidor trifásico
Diferencia porcentual
Nº 36100849 Nº 36049746 energía activa[kWh] [kWh]
AT AT-MB
Mediciones históricas extraída de los equipos de medida
Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para una semana de régimen normal.
0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,802,00
0:1
5
5:3
0
10
:45
16
:00
21
:15
2:3
0
7:4
5
13
:00
18
:15
23
:30
4:4
5
10
:00
15
:15
20
:30
1:4
5
7:0
0
12
:15
17
:30
22
:45
4:0
0
9:1
5
14
:30
19
:45
1:0
0
6:1
5
11
:30
16
:45
22
:00
3:1
5
8:3
0
13
:45
19
:00
0:1
5
Tiempo
Dem
an
da
[k
W]
Demanda en ECM
Demanda en transformador
Diferencia de demandas
0,000,200,400,600,801,001,201,401,601,802,00
0:1
5
1:0
0
1:4
5
2:3
0
3:1
5
4:0
0
4:4
5
5:3
0
6:1
5
7:0
0
7:4
5
8:3
0
9:1
5
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
Dem
an
da
[k
W]
Demanda en ECM
Demanda en transformador
Diferencia de demandas
Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para una día de régimen normal.
Comparaciones entre el cálculo teórico y práctico.
Comparación de la energía de pérdida en el empalme comparando medición en AT y BT
0
50
100
150
200
250
300
350
400
96 576
1056
1536
2016
2496
2976
3456
3936
4416
4896
5376
5856
6336
6816
7296
7776
8256
8736
9216
Energía consumida por el cliente [kWh]
En
erg
ía d
e p
érd
ida
[kW
h]
Energía perdida según 3,5 %
Energía perdida real
Fecha DíasDiferencia consumo
[kWh] AT
Diferencia consumo
[kWh] ATMB
Energía de pérdida [kWh]
Diferencia consumo equivalente en el mes
[kWh] AT
Diferencia consumo equivalente en el mes
[kWh] AT-MB
Energía de pérdida equivalente en el mes
[kWh]
21/03/200729/03/2007 8 750 657 93 2.813 2.464 349 20/04/2007 22 2.202 1.937 265 3.003 2.641 361 27/04/2007 7 708 628 80 3.034 2.691 343 11/05/2007 14 1.398 1.222 176 2.996 2.619 377 18/05/2007 7 594 511 83 2.546 2.190 356 25/05/2007 7 642 558 84 2.751 2.391 360 08/06/2007 14 1.086 921 165 2.327 1.974 354 27/06/2007 19 1.068 850 218 1.686 1.342 344
En la práctica la energía de pérdida es más del doble que la calculada en forma teórica
Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts.
Fecha Días
Diferencia consumo
[kWh] AT
Diferencia consumo
[kWh] ATMB
Energía de pérdida [kWh]
Diferencia consumo equivalente en el mes
[kWh] AT
Diferencia consumo equivalente en el mes
[kWh] AT-MB
Energía de pérdida equivalente en el mes
[kWh]
14/03/200729/03/2007 15 550 475 75 1.100 950 150 23/04/2007 25 880 735 145 1.056 882 174 27/04/2007 4 150 123 27 1.125 923 203 11/05/2007 14 490 412 78 1.050 883 167 18/05/2007 7 250 204 46 1.071 874 197 08/06/2007 21 590 457 133 843 653 190 28/06/2007 20 500 397 103 750 596 155
Comparación de la energía de pérdida en el empalme comparando medición en AT y BT
0
50
100
150
200
250
60 360
660
960
1260
1560
1860
2160
2460
2760
3060
3360
3660
3960
4260
4560
4860
5160
5460
5760
Energía consumida por el cliente [kWh]
En
erg
ía d
e p
érd
ida
[kW
h]
Energía perdida según 3,5 %
Energía perdida real
En la práctica la energía de pérdida es más de tres veces que la calculada en forma teórica.
Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts.
Resumen comparativo
Cálculo teórico En la prácticaPorcentaje en la
facturación
Diferencia energía activa
7% 16% 3,5%
Diferencia demanda HN
2% 3% 3,5%
Diferencia demanda HP
8% 28% 3,5%
Medición AT-MB (solo FP)
Cálculo teórico En la práctica
Aumentoenergía reactiva
- 128% 251%
Factor de potencia 0,98 0,86 0,76
Recargo por mal factor de potencia = 17 %
Cálculo teórico En la prácticaPorcentaje en la
facturación
Diferencia energía activa
5% 22% 3,5%
Diferencia de demanda
3% 18% 3,5%
Medición AT-MB (solo FP)
Cálculo teórico En la práctica
Aumentoenergía reactiva
- -59% -27%
Factor de potencia 1,00 1,00 1,00
Empalme trifásico con transformador de 45
[kVA], 23.000/400 volts.
Empalme bifásico con transformador de 15
[kVA], 23.000/231 volts.
Caso antena con arranque de 20 km de distancia.
0
1
2
3
4
5
6
0:15
1:15
2:15
3:15
4:15
5:15
6:15
7:15
8:15
9:15
10:1
511
:15
12:1
513
:15
14:1
515
:15
16:1
517
:15
18:1
519
:15
20:1
521
:15
22:1
523
:15
Demanda de potencia cada 15 minutos [kW] (AT)
Demanda media (BT)
Línea de media tensión
Transformador particular
Carga del cliente
ECM
Demanda en kW verus tiempo.
Línea : 23 [kV]Disposición : bifásicaDistancia Línea : 20 [km] Cliente : Antena de celular
Conclusiones Conclusiones
Se debe incorporar el dato de la energía de pérdida de los clientes AT-MB dentro de la curva de pérdida de la
administración.Actualmente la pérdida promedio en la administración es de: 9%
Incluyendo las pérdidas por transformación (0,1 GWh)
Reales, el valor será menor que: 8,4%
Pérdidas totales de energía en administración La Ligua – 12 meses
1
7,0 %
7,5 %
8,0 %
8,5 %
9,0 %
9,5 %
10,0 %
10,5 %
11,0 %
Dic-05 Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06 Ene-07
La Ligua La Ligua AT-MB
Estudiar la factibilidad de la instalación de ECM para clientes, comenzando con los que poseen transformadores de mayor capacidad.
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 AT.
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4
Se recomienda que para tarifas de alta tensión la medición sea realizada en AT a través de equipos destinado para este fin, para transparentar la medición con estos clientes.
3
Existen factores que son difíciles de calcular teóricamente y que son demostrados en las mediciones, estas son: en los aisladores, por objetos en las líneas, por falta de poda, transformadores añosos, conexiones sueltas, etc.
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Existen beneficios desde el punto de vista administrativo. Ejemplo de ello: toma de lectura en cerros distantes y parcelas con dificultades de acceso, cambio de equipos de medida, auditorias técnicas, etc.
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Debe considerarse la distancia de la línea de media tensión como una variable importante en la instalación de equipos ECM en alta tensión.
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MUCHAS
GRACIAS