ESCUELA POLITÉCNICA

NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ANÁLISIS DE PERDIDAS TÉCNICAS EN REDES SECUNDARIAS

DE LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO REGIONAL CRNTRO

NORTE S.A.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

ANTONIO BERLÍN MALIZA VERDESOTO

DIRECTOR: ING. VÍCTOR OREJUELA

Quito, Marzo, 2003

DECLARACIÓN

Yo, Maliza Verdesoto Antonio Berlín declaro bajo juramento que eí trabajo aquídescrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún gradoo calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que seincluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectualcorrespondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según loestablecido por la Ley de Propiedad intelectual, por su Reglamento y por lanormatividad institucional vigente.

Antonio Berlín Mahza Verdesoto

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Señor, Antonio Berlín MalizaVerdesoto, bajo mi supervisión.

Ing. Víctor Orejuela

DIRECTOR DE PROYECTO

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, por darme salud y vida, quien guía mi camino; a mis padres y

hermanos, por su perseverancia y que nunca escatimaron su sacrificio por darme

la oportunidad de ser un profesional.

A mis maestros, que me brindaron desinteresadamente sus conocimientos,

durante mi vida estudiantil.

Al incondicional apoyo dei ingeniero Víctor Orejuela, quien me encaminó en la

realización del proyecto; la colaboración de la Empresa Eléctrica Ambato Regional

Centro Norte S. A., al personal del Departamento de Planificación, y en especial al

ingeniero Duncker Aguilar.

DEDICATORIA

El éxito de este trabajo se lo dedico a mis padres, mis hermanos y los amigos que

estuvieron cerca de mi, cuando necesitaba donde apoyarme.

Antonio Berlín Maliza Verdesoto

ÍNDICE

CAPÍTULO I

TÍTULO: GENERALIDADES, OBJETIVOS Y ALCANCE

INTRODUCCIÓN

1.1 GENERALIDADES 1

1.1.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LA EMPRESA 1

1.1.2 COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA RESIDENCIAL 6

1.2 CONCEPTOS IMPORTANTES , 7

1.3 OBJETIVOS 9

1.4 ALCANCE DEL PRESENTE ESTUDIO 10

CAPÍTULO II

TÍTULO: ESPACIO MUESTRAL Y METODOLOGÍA

INTRODUCCIÓN

2.1 ESPACIO MUESTRAL 14

2.1.1 MÉTODOS DE MUESTREO 16

2.1.2 MUESTREO ALEATORIO 17

2.1.3 TAMAÑO DE LA MUESTRA 18

2.1.4 SELECCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES 20

2.2 METODOLOGÍA APLICADA 21

2.2.1 LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN 21

2.2.2 METODOLOGÍA 22

2.2.3 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS 26

2.2.3.1 ANALIZADOR DE REDES AR-5 27

2.2.3.2 ANALIZADOR DE REDES MICROVIP 3 30

CAPITULO III

TÍTULO: ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN

INTRODUCCIÓN

3.1 ANÁLISIS DE LA ENERGÍA FACTURADA 35

3.2 ANÁLISIS DE LA ENERGÍA REGISTRADA 38

3.3 BALANCE DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS 40

CAPÍTULO IV

TÍTULO: MODELACIÓN DIGITAL

INTRODUCCIÓN

4.1 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA INFORMACIÓN 45

4.1.1 RESUMEN DE LOS COMANDOS Y FUNCIONES

UTILIZADAS DEL PROGRAMA DPA/G 46

4.2 INFORMACIÓN REQUERIDA 49

4.2.1 ANÁLISIS DE LA CARGA 50

4.2.2 DIAGRAMA UNIFILAR 54

4.3 INGRESO DE LA INFORMACIÓN EN EL PROGRAMA 54

CAPÍTULO V

TÍTULO: CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

INTRODUCCIÓN

5.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN LAS REDES 57

5.1.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS 58

5.1.2 EVALUACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 61

5.2 CÁLCULO DE PERDIDAS EN ACOMETIDAS 62

5.3 PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS 65

5.3.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN ACTUALES 65

5.4 ACCIONES PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS 74

5.4.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS 74

5.4.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 77

CAPÍTULO VI

TÍTULO: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES 80

6.2 RECOMENMDACIONES 81

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

ANEXO 1 TABLA DE NÚMEROS ALEATORIOS

ANEXO 2 DIAGRAMAS UNIFILARES DE LAS REDES

ANEXO 3 DATOS DEL LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN

ANEXO 4 BALANCE DE ENERGÍA Y CURVAS DE DEMANDA

ANEXO 5 DATOS DE LA ENERGÍA FACTURADA

ANEXO 6 DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA POR FASES

ANEXO 7 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LAS REDES

RESUMEN

Este estudio tiene como objetivo, evaluar las pérdidas de energía sobre redes

secundarias del sistema de distribución de 'a Empresa Eíéctrica Ambato.

El análisis se realizó sobre una muestra representativa de estas redes,

seleccionadas teóricamente, debido a que el área de servicio de fa empresa es

extenso, así como el número de transformadores de distribución.

Para ef análisis técnico de los circuitos, se utilizaron módulos digitales. La

información sobre las características técnicas y físicas de las redes, fue

actualizada mediante la inspección de campo, levantamiento de datos, toma de

mediciones de la demanda y la evolución de los registros de la energía facturada.

Los valores de pérdidas obtenidos, fueron analizados matemáticamente, para

desagregarlos por componentes y determinar el porcentaje de cada uno de éstos.

Así también, se identifican las principales causas de las pérdidas, su ubicación y

se plantean acciones para reducirlas.

CAPITULO I

GENERALIDADES, OBJETIVOS Y ALCANCE

INTRODUCCIÓN

El sector eléctrico durante los últimos años, ha venido experimentando un

continuo incremento en el porcentaje de pérdidas, por lo que es necesario realizar

estudios que permitan determinar el uso eficiente de la energía eléctrica y en

particular el control de las pérdidas.

El sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte

S.A., necesita implementar una metodología que permita evaluar de forma

continua las pérdidas de energía, lo cual permitirá mejorar el control del uso ilegal

de energía identificando los casos más críticos, a nivel de redes secundarias y se

puedan realizar acciones que orienten la reducción de estas pérdidas.

Según estudios realizados, en los sistemas de distribución e! mayor porcentaje de

pérdidas lo registra la etapa funcional de baja tensión, de ahí la importancia de

realizar el presente estudio.

1 . 1 ASPECTOS GENERALES

1 . 1 . 1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LA EMPRESA

Para realizar el estudio (evaluación de pérdidas técnicas de energía en redes

secundarias del sistema de distribución), se requiere de un escenario de trabajo,

eí cual no puede ser mejor representado sino por una empresa distribuidora de

energía eléctrica, y a su vez, ésta debe abarcar dentro de su área de concesión, a

todo tipo de usuario según la configuración de red, posición geográfica y la

utilización de la energía, por lo que, se considera a la Empresa Eléctrica Ambato

como el campo de trabajo.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 2

Este sistema eléctrico presta su servicio a una extensa área, cubriendo las

provincias de Tungurahua y Pastaza en su totalidad, a los cantones Palora y

Huamboya de la provincia de Morona Santiago y la parte sur de la provincia de

Ñapo; las áreas de concesión de las empresas eléctricas del sistema nacional se

muestran en la Figura 1.1 *.

Según datos estadísticos de los archivos de la empresa, en diciembre del 2001 el

número total de abonados es 138.000, de los cuales el 85.4% son clientes del

área residencial el 9.8% del área comercial y el 2.4% corresponde al área

industrial.

Si se especifica un área particular de este sistema eléctrico, se puede decir que

aproximadamente el 92% de los usuarios corresponden a la provincia de

Tungurahua, de los cuales el 65% se concentran en las zonas urbana y rural del

cantón Ambato, por lo que se considera cumo el punto de mayor concentración de

carga.

En la empresa, la energía disponible en ios puntos de arranque de los

alimentadores primarios de distribución fue de 285'108.178 kWh/año, esta energía

tiene dos componentes: el 97.1% es suministrado por el Sistema Nacional

Interconectado y el 2.9% es por la generación propia en las centrales del sistema,

Península y Lligua.

Las componentes del sistema se resumen en:

Doce subestaciones de distribución en Tungurahua, con sus respectivos

alimentadores primarios.

Dos subestaciones de distribución en Pastaza, con sus respectivos

alimentadores primarios.

La Figura 1 .Isc encuentra en las hojas adjuntas al capítulo

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 3

jp - Una subestación de distribución en Ñapo, con sus respectivos

alimentadores primarios.

Estos elementos se representan en el diagrama unifilar de la Figura 1.2 *.

El sistema de distribución es dinámico, presentando continuas variaciones en

número de elementos instalados, distribución de los puntos de carga, utilización

^ de la energía, configuración de los circuitos, etc. Por lo que se genera una gran

cantidad de información.

Retomando ia información disponible en archivos de la empresa, en diciembre del

2001, la empresa registró un crecimiento en el número de abonados del 2.89%,

en consumo de energía el 4.75% y en demanda el 3.58%.

* Para realizar un estudio detallado del sistema implica la disposición de tiempo y la

inversión de mucho dinero, de manera inmediata. Siendo necesario seleccionar

parte de esta área como campo de trabajo; la misma que esta representada por el

sistema que alimenta al cantón Ambato, donde se considera la mayor densidad

de carga por tanto mayor flujo de corriente en las líneas.

•̂ Esta superficie será dividida en tres áreas, donde cada una tiene ciertas

características semejantes propias de la zona y que diferencia un área de la otra;

como el tipo de cliente, longitud de la red, configuración del circuito, utilización de

la energía, etc. La Tabla 1.1, resume la relación entre el sistema y la ubicación en

el área de servicio.

ZONA URBANA CENTRAL.- Esta área esta delimitada de la siguiente

forma: por el sur se extiende hasta la avenida Los Shiris y la avenida Rumiñahui,

*• por el este se extiende hasta la avenida El Rey y la avenida Amazonas, por ei

Oeste está limitado por el río Ambato en la mayor parte y por el norte se extiende

hasta la avenida Unidad Nacional.

La figura 1.2 se encuentra en las hojas adjuntas al capítulo

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 4

ZONA URBANA PERIFÉRICA A LA CIUDAD.- Esta área comprende una

parte de la ciudad de Ambato, tomada a partir de los límites descritos en la zona

anterior, hacia fuera. Esto significa que es el área que está en el perfil de la

ciudad.

ZONA RURAL.- Es el área que definitivamente está fuera de la ciudad, y

está comprendida por parroquias, caseríos, etc. Que son parte del cantón

Ambato. Estas zonas se identifican en el plano de Ambato, que se presenta en la

Figura 1.3*.

Tabla 1.1 (a).- Cantidad de transformadores que alimentan a la ZONA URBANA

CENTRAL DE AMBATO (a> .

ZONA URBANA CENTRAL

SUBESTACIÓN

LORETO

ORIENTE

BATAN

HUACHI

ALIMENTADOR

ESPEJO

12 DE NOVIEMBRE

SUBTERRÁNEO

BELLAVISTA

FERROVIARIA

COTACACHI

OLÍMPICA

PÉREZ DE ANDA

CENTRAL

BOLÍVAR

ATAHUALPA

PORCENTAJE DE

TRANSFORMADORES

QUE SIRVEN AL ÁREA (%)

100

100

100

80

75

100

80

100

100

100

85

TOTAL DE TRANSFORMADORES

NÚMERO DE

TRANSFORMADORES

37

29

445

54

23

22

43

60

72

12

104

901

La cantidad expresada en la columna del porcentaje de transformadores que

sirven en cada área, es según el número de transformadores instalados en cada

alimentador; por ejemplo: el 100 indica que todos los transformadores de ese

alimentador sirven solo a esa área.

f La Figura 1.3 se encuentra en las hojas adjuntas al capítulo( H I Estos porcentajes son aproximados según la ubicación del transformador.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

Tabla 1.1 (b).- Cantidad de transformadores que alimentan a la ZONA URBANA

PERIFÉRICA (H).

ZONA URBANA PERIFÉRICA

SUBESTACIÓN

LORETO

ORIENTE

HUACHI

ATOCHA

ALIMENTADOR

BELLAVISTA

FERROVIARIA

INGAHURCO

UNIVERSIDAD

OLÍMPICA

MIRAFLORES

ATAHUALPA

PICOA

LAS AMÉRICAS

PORCENTAJE DE

TRANSFORMADORES

QUE SIRVEN AL ÁREA (%}

20

25

100

100

20

100

15

100

100

TOTAL DE TRANSFORMADORES

NÚMERO DE

TRANSFORMADORES

14

8

64

144

11

210

18

175

59

703

Tabla 1.1 (c).- Cantidad de transformadores que alimentan a la ZONA RURAL DEL

CANTÓN AMBATO to) .

ZONA RURAL

SUBESTACIÓN

HUACHI

ORIENTE

ATOCHA

SAMANGA

PENÍNSULA

ALIMENTADOR

SANTA ROSA

MAGDALENA

TOTORAS

MARTÍNEZ

PILISURCO

NORTE

CATIGLATA

IZAMBA

PORCENTAJE DE

TRANSFORMADORES

QUE SIRVEN AL ÁREA (%)

100

100

100

100

100

100

100

100

TOTAL DE TRANSFORMADORES

NÚMERO DE

TRANSFORMADORES

74

65

446

146

39

68

42

188

1068

Resumiendo, el número de transformadores que conforman la población, objeto

de estudio, es de 2672; de los cuales 1604 son del área urbana y 1068 son del

área rural.

tal Estos porcentajes son aproximados según la ubicación del transformador.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

1.1.2 COMPORTAMIENTO

RESIDENCIAL

DE LA DEMANDA DEL CLIENTE

Analizando los datos del tipo de tarifa de los clientes en la Empresa, está es

representada mayormente por el usuario de carga residencial, la que constituye el

42.4 % del consumo total [1].

El comportamiento de la demanda del cliente residencial, presenta un perfil

semejante de uno a otro, dentro de la misma época (invierno o verano). La curva

de demanda presenta un pico en la mañana ( 06h45 a 07h45) y el más

pronunciado e importante, debido a la coincidencia con el pico de demanda del

sistema nacional, se presenta en horas do la tarde y parte de la noche ( 18h30 a

22h15). Como se puede observaren la siguiente figura.

Figura 1.4- Perfil de la demanda de un transformador con clientes residenciales.

CURVA DE DEMANDA DE CLIENTES RESIDENCIALES TÍPICOS

<D

LUO

45

40

35

30

25

20

15

10

5

O

SÁBADO DOMINGO LUNES MARTES MIÉRCOLES JUEVES VIERNES

! Datos tomados de los archivos estadísticos de la empresa

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 7

1 . 1 . 3 CONCEPTOS PRELIMINARES

Para alcanzar mayor claridad y la mejor aceptación de esta tesis, es necesario

incluir algunos conceptos y definiciones de términos que se emplearan y son

conocidos en el área de distribución [ 2 ] .

EMPRESA DISTRIBUIDORA.- Agente titular de una concesión para la

prestación del servicio público de distribución de energía eléctrica, por virtud de la

cual asume la obligación de prestar el suministro de electricidad a los

consumidores finales ubicados dentro de! área respecto de la cual goza de

exclusividad regulada.

CLIENTE.- Es todo usuario del suministro eléctrico y está caracterizado por

el valor de potencia y el consumo de energía. También se lo conoce como

"Abonado" o "Usuario", puede ser cualquier persona natural o jurídica que

suscribe un contrato de servicio con una empresa distribuidora.

DEMANDA.- Es la potencia requerida por un sistema o parte de él,

promediado en un intervalo de tiempo previamente establecido.

INTERVALO DE DEMANDA.- Es el período de tiempo que se tarda un

equipo en monitorear las señales, su magnitud puede ser considerada según la

aplicación que se de a la información; los intervalos de demanda normalmente

empleados son 15, 30 y 60 minutos. La variación de este período, influye sobre

los picos de la curva de demanda.

DEMANDA MÁXIMA.- Es el mayor requerimiento que ocurre en un

sistema o en la parte que interesa de él, durante el período considerado;

comúnmente se lo conoce como demanda o carga pico. Pudiendo ser diario,

semanal, mensual, etc.

información de la página web del CONELEC

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. g

- RED PRIMARIA DE DISTRIBUCIÓN.- Es el conjunto de líneas troncales,

ramales, seccionamiento y protecciones que enlaza la subestación de distribución

con los transformadores de distribución.

RED SECUNDARIA DE DISTRIBUCIÓN.- Líneas a nivel de voltaje de

utilización que unen el transformador de distribución con las acometidas de los

abonados

ACOMETIDA.- Es el circuito que enlaza la red pública con la instalación

individual del abonado, su configuración y tipo depende de fa capacidad

requerida. Administrativamente el contador de energía es parte de la acometida.

ACOMETIDA FRAUDULENTA.- Cualquier derivación de la red local, o de

otra acometida del correspondiente servicio, efectuada sin autorización del

prestador del servicio.

USUARIO.- Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del

servicio eléctrico, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o

como receptor directo del servicio; conocico también como abonado.

FACTURACIÓN.- Conjunto de actividades que se realizan para emitir la

factura, que comprende: lectura, determinación de consumos, revisión previa en

caso de consumos anormales, liquidación de consumos, elaboración y entrega de

la factura.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA.- Es la energía eléctrica disipada por causas

inherentes al proceso de transporte o transformación, más la energía que por

diversos factores no se contabiliza o se contabiliza de forma errónea por parte de

|a ernpresa encargada del suministro. Puede definirse también, como la

diferencia que resulta de realizar un baiance entre la energía enxregada y la

energía facturada.

PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA.- Es la energía disipada en los

elementos de la red debido a los fenómenos físicos. Tales como:

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

Efecto corona.

Efecto joule.

Corrientes parásitas.

Estas pérdidas son representadas principalmente por las resistivas.

PERDIDAS RESISTIVAS.- Se producen debido a la consecuencia natural de

calentamiento o efecto Joule de los materiales, que conforman las componentes

de un sistema. Se fas evalúa en base a la expresión I2 R.

PÉRDIDAS NO TÉCNICAS.- Son las producidas debido al robo o fraude y por

los errores cometidos en el área administrativa, durante el procesamiento de la

información sobre la comercialización.

ANALIZADOR DE REDES.- Generalmente, se trata de equipos de medición

digital basados en un sistema microprocesador que toma muestras de las ondas

de voltaje y de corriente, para calcular los valores eficaces, dentro de un

determinado tiempo de promedio. Se pueden encontrar de dos tipos, portátiles y

fijos o de panel.

1.3 OBJETIVOS

Para desarrollar un estudio, principalmente si se trata de un estudio técnico, se

debe plantear las metas u objetivos que espera alcanzar y que los resultados

sean satisfactorios. Por tanto, para que este trabajo cumpla con el propósito, al

final del mismo se busca obtener una concepción clara de cómo es el

comportamiento físico de un sistema secundario de distribución, logrando de esta

manera:

» Evaluar y desagregar las pérdidas de energía en redes secundarias, que

son parte del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Ambato Regional

Centro Norte S.A.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. j 9

» Desarrollar e implementar una metodología o mecanismo que permita

estimar el estado de operación o funcionamiento del sistema, racionalizando las

pérdidas de energía eléctrica en las redes secundarias de la empresa, para lo

cual, es necesario monitorear la red mecíante equipo de medición y simular las

redes secundarias en las condiciones actuales.

AA En base a ios resultados finales, se plantean acciones que busquen reducir

el porcentaje de pérdidas de energía identificado.

1.4 ALCANCE DEL PRESENTE ESTUDIO

Por lo mencionado anteriormente este trabajo esta orientado a redes secundarias

del sistema de distribución, y definiéndose el área de estudio a la ciudad de

Ambato y sus alrededores.

Debido a la gran cantidad de equipos de transformación que conforman el

sistema, se ha procedido a utilizar herramientas estadísticas para el desarrollo del

trabajo, considerando una muestra representativa.

Los criterios y el procedimiento aplicados para ei desarrollo de este trabajo,

pueden ser aplicados al resto del sistema pudiendo analizar a todas las redes

secundarias.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

Figura 1.1.- Áreas de concesión de empresas distribuidoras

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CAPITULO II

ESPACIO MUESTRAL Y METODOLOGÍA

INTRODUCCIÓN

Desde los puntos de vista técnico y económico, el desarrollo del estudio no es

factible, si se registra a todos los transformadores de distribución, siendo

necesario realizar un muestreo que permita estimar los resultados esperados.

Con el fin de alcanzar una representación lo más amplia posible de las redes

secundarias, para el estudio se deben seleccionar a los transformadores de

distribución con sus respectivas redes secundarias, en los diferentes estratos o

áreas de servicio, según la caracterización o diferenciación especificada.

Revisando los resultados de trabajos y estudios anteriores, se sabe que existen

diferentes metodologías para el análisis c'e pérdidas de energía; siendo posible y

valedero el desarrollo de éstos según los datos disponibles para procesarlos; con

los que finalmente se logran obtener resultados que en algunos casos son

estimaciones aproximadas.

Para obtener resultados confiables, se necesita que la información sea

actualizada y tomada en los puntos de estudio.

2.1 ESPACIO MUESTRAL

Para realizar un estudio detallado sobre una población numerosa, se necesita la

disponibilidad de mucho dinero y personal en forma inmediata; por lo que es

necesario aplicar mecanismos estadísticos y seleccionar una muestra, cuyos

elementos deben reunir las suficientes características, para representar a todo el

universo.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. ] 5

El problema de mayor complejidad que se encuentra en el campo real, es la

diversidad de casos existentes en la población de la que se quiere determinar las

características muéstrales.

Para realizar estudios técnicos, sobre redes de distribución se recomienda utilizar

herramientas matemáticas que permitan disminuir la varianza o dispersión en la

población; las técnicas de muestreo sugieren la estratificación de ésta en

conjuntos más homogéneos, no generando un alto número de estratos, debido a

la extensa área de servicio y las limitaciones impuestas por el tiempo, los costos,

número de equipos disponibles, etc.

Los transformadores de distribución y sus usuarios según su tipo, forman un

grupo numeroso y heterogéneo, siendo necesario recurrir a otro parámetro del

sistema que permita seleccionar una variable de estratificación, como la ubicación

geográfica de los elementos y el predominio en la utilización de la energía.

Esta ubicación será referida a la zona urbano - central de la ciudad de Ambato, a

partir de esto se pueden considerar tres subpoblaciones: urbana central, urbana

periférica a ía ciudad y rural.

Según el tipo y las características de los elementos, dentro de cada estrato, éstos

pueden ser agrupados basándose en nuevas variables aleatorias. A los

transformadores y redes secundarias se pueden asociar tomando las siguientes

consideraciones:

Según las características propias de la red; es decir, por la ubicación

geográfica, ésta tiene diferentes características topológicas, diferentes

configuraciones del circuito (1o, 2(|> y 3(|>) por tanto diferentes niveles de voltaje de

operación.

Según la utilización de la energía eléctrica o tipo de tarifa del cliente.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. j 5

Según la longitud o posición de la red secundaria, de acuerdo a esto se

pueden considerar a dos grupos de elementos, que son: las cámaras de

transformación que generalmente se encuentran en el área urbana y no disponen

de una considerable red secundaria. El otro grupo de estos elementos, conforman

aquellas redes que recorren subterráneamente.

2.1.1 MÉTODOS DE MUESTREO

Siempre que se trate de identificar las características comunes de un gran número

de elementos integrantes de una población cualquiera, la mejor herramienta para

realizarlo es mediante consideraciones estadísticas. Alcanzando una muy buena

aproximación.

Las técnicas de muestreo que se apliquen no deben ser independientes, esto

quiere decir que se relacionará con el objetivo del estudio, presupuestos, tiempo,

resultado de estudios anteriores e información disponible [ 3 ] .

Para que el proceso de muestreo se desarrolle satisfactoriamente, es

recomendable que se cumpla con ciertas etapas:

Definir los objetivos.

Definir la población a estudiar.

Establecer el marco muestral.

Seleccionar la unidad muestral.

Seleccionar la muestra, considerando todas las limitaciones existentes y que

influirán con el desarrollo del trabajo.

Existen muchos métodos o técnicas de muestreo, que los estudios estadísticos

han desarrollado y además cada uno de ellos depende de los parámetros que se

escojan para estudiarlos. Varios trabajos anteriores fueron realizados con la

utilización de estos métodos, obteniendo buenos resultados finales y que serán la

guía de futuros análisis.

1 ? ! "Manual Latinoamericano y del Caribe para el Control de Pérdidas Eléctricas", OLADE-BID,Tomo 1.Capitulo 2

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. ] 7

2.1.2 IMUESTREO ALEATORIO

Para la aplicación de este criterio, se considera un grupo de elementos de tamaño

tLn"; el mismo que será parte de una población total de tamaño "N". Dentro de

este proceso se considera de condición equiprobable a cada elemento.

El proceso de selección y especificación de los elementos, debe partir con la

muestra bien definida y puede ser desarrollado según dos criterios aleatorios [ 5 ] :

i) Como se conocen los tamaños de N y n, se asume un número LLk"; esta

magnitud depende del criterio del investigador ya que debe estar dentro de un

rango definido, para este caso debe estar dentro del número de transformadores

existentes en la empresa. Luego para especificar a cada uno de los elementos de

la muestra, se considera como punto de partida a un número "rrT; con los que se

la sucesión: m, m+k, m+2k, +m+(n-1)k.

Por ejemplo, sean: m = 10 y k = 20, m es el punto de partida y k es la razón de la

serie; los elementos especificados serían: 10, 30, 50, 70, 90, 110, hasta cubrir

el tamaño de la muestra. Pero como se puede observar, se forma una secuencia

en la que según el tamaño de la muestra, no todos los elementos tienen la misma

probabilidad de ser seleccionados.

ii) El otro criterio de muestreo aleatorio, se fundamenta en una tabla de

números aleatorios, esta tabla esta conformada por las diferentes combinaciones

posibles de los dígitos enteros, del sistema numérico decimal: O, 1,2, 3, ...,8 y 9.

La cantidad de dígitos que conforma cada número, depende del número total de

elementos que se desee muestrear; en la empresa al momento no existen más de

10.000 transformadores, por tanto en número final máximo que se puede

establecer es 9999 (cuatro dígitos). Esta tabla se representa en el Anexo N- 01.

7 1 ' Tesis. "Caracterización de la Carga". Salazar O.-Tisalema W.. Capítulo IV

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. j g

Para especificar un elemento con esta tabla; se toma un número de ésta,

entonces el número del elemento seleccionado estará representado por los cuatro

últimos dígitos. El número de la tabla también puede ser seleccionado según la

fila y columna que pertenezca, que son tomadas arbitrariamente.

Con este último criterio, se puede ver que cada elemento tiende a tener la misma

probabilidad de ser considerado como parte de la muestra.

2.1.3 TAMAÑO DE LA MUESTRA

Una vez seleccionada la población y su tamaño (N), que será objeto de estudio,

es necesario saber a cuantos de estos elementos se tomarán en cuenta; es decir

cuál será el tamaño de la muestra estratificada [6l

El tamaño de la muestra "n", respecto a la población total se calcula con la

siguiente ecuación:

y , - < r ,

^(^-IL,. Ec.Z1

El parámetro Wj puede ser calculado como:

A T * < r ,w¡ - =¿ J— Ec. 2.2

El tamaño de la muestra por estrato "n/', se calcula con la siguiente ecuación:

rij = Wj *n Ec. 2.3

Donde:

n.- Tamaño de muestra de la población total.

n¡.- Tamaño de la muestra estratificada.

N.- Tamaño de la población.

1 1 ' Texto, "Elementos de Muestreo", Scheaffer R., Capítulo 5.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE I..A E.E.A.R.C.N.S.A. 19

Ni.- Tamaño del estrato i

B.- Error de estimación.

dj.- Desviación estándar del estrato i.

Wj.- Peso por estrato j.

Considerando la información disponible en la referencia bibliográfica [ 5 ], que es

un estudio sobre la misma población y con criterios estadísticos semejantes y , los

valores de ias constantes estadísticas de esta población se representan en la

Tabla 2.1

Tabla 2.1.- Constantes estadísticas.

PARÁMETRO

Desviación Estándar (GJ)

Varianza (cij2)

Z,/2

Error de estimación (B)

ESTRATO

URBANO

81.55

6650

RURAL

35.36

1250

1.96

17

Z.v-,12- Valor z que corresponde al área a / 2 en el extremo superior de la

distribución normal estándar, valores tabulados.

B: Error de estimación, es la mitad de la anchura del intervalo de confianza y

que debe estar dentro de la media poblacional, mientras menor sea el

intervalo de confianza mayor será el número de mediciones.

Trabajando con estas constantes sobre las ecuaciones anteriores, se calculan ias

características que definen a la muestra y se resumen en la Tabla 2.2

Tabla 2.2.- Características de la muestra, objeto de estudio.

PARÁMETRO

Tamaño del estrato j (N¡)Tamaño de la muestra por estrato (n¡)Peso del estrato j (w¡)Tamaño de la población total (N)Tamaño de la muestra (n)

ESTRATOURBANO

160432

0.7627

RURAL1068

110.2373

267243

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 20

2.1.4 SELECCIÓN DE LOS ELEMENTOS PARA EL ESTUDIO

Con el desarrollo anterior, se logra evaluar los parámetros que definen en forma

completa a la muestra, dando la idea de cual será la magnitud del estudio a

realizarse.

Al describir las técnicas de muestreo se recomendó el método aleatorio, pero es

muy importante y necesario que se conozca claramente el campo de trabajo,

para que el elemento seleccionado se encuentre dentro del estrato.

Cabe señalar, que como el proceso de selección de los transformadores es

netamente teórico, no se contemplan las condiciones reales de la ubicación

geográfica de estos elementos, eligiéndose algunos que presentan problemas

para el normal desarrollo del trabajo.

Un primer caso, cuando no compete tomar las mediciones para el estudio ya que

se encuentran fuera del área del estrato considerado; por ejemplo: los

transformadores # 1039 ubicado en el cantón Pelileo y el # 911 ubicado en el

cantón Patate, los dos están dentro del sistema de la empresa pero no dentro del

área del cantón Ambato.

Otro caso que puede presentarse, es cuando los elementos seleccionados se

encuentran en lugares que no hay acceso; por ejemplo: el transformador # 1438

del área rural, se encuentra instalado en un poste ubicado dentro de un huerto,

siendo imposible la toma de mediciones.

A estos transformadores se reemplazan con otros semejantes, considerando el

número de fases del transformador (1(|), 3<|>), capacidad nominal, predominio en el

tipo de cliente servido (residencial, comercial e industrial), área rural, urbana o

cabecera cantonal, etc.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 2 1

Luego de superar todas las condiciones impuestas para la selección de la

muestra, a los elementos seleccionados se resumen en la Tabla 2.3 .

2.2 METODOLOGÍA QUE SE APLICA

Para realizar estudios de este tipo, se requiere aplicar una metodología y

cualquier que sea esta, es necesario recopilar la suficiente y adecuada

información, proponiéndose un mecanismo claro y definido.

La Figura 2.1 *, Presenta el esquema del mecanismo general que seguirá este

trabajo.

2.2.1 LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN

El trabajo para obtención de la información necesaria de una red, puede ser

resumida con las siguientes etapas:

Selección del transformador y su respectiva red secundaria, mediante la

inspección e identificación geográfica del lugar; para comprobar la factibilidad de

acceso.

Instalación del equipo registrador adecuado (microvíp 3, AR-5), el mismo que

debe ser programado para que tome las mediciones necesarias.

Elaboración del plano geográfico con todas las áreas servidas y del

diagrama unifilar de la red.

Con la ayuda del plano geográfico y del diagrama unifilar, se realiza el

levantamiento de información del sistema, registrando las características

técnicas y físicas de la red hasta el medidor del usuario. La recopilación de la

información es mediante las siguientes tablas:

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 22

Tabla 2.4.- Datos recopilados en el levantamiento de información,

(a): Datos de la red eléctrica

DATOS DE LA RED ELÉCTRICA

# PosteLongitud del

tramo (m)

# fases del

circuito (1(j>, 3(|))

Calibre de conductor

Fase Neutro

Luminarias

Tipo Potencia Fases

(b): Datos de Acometidas y Medidores.

# PosteAcometida

FaseLongitud deacometida

Tipo deacometida

MedidorTipo detablero

Tipo demedidor

Marca demedidor

Número demedidor

Los datos de las redes eléctricas se muestran en los diagramas unifilares; los

mismos que en el Anexo N- 02 se resumen mediante la representación de redes

típicas de cada estrato y los datos de acometidas y medidores, de las mismas

redes anteriores, se muestran en e! Anexo N- 03.

Cabe señalar, que para la representación de estos anexos (N- 02 y N- 03) se

consideran algunas redes registradas, pero para el análisis técnico si se considera

a toda la muestra.

2.2.2 METODOLOGÍA

Una vez que se ha logrado obtener y preparar toda la información necesaria, se

requiere aplicar la metodología apropiada para el análisis. Para este caso se

aplicará la desarrollada por el Ing. Mentor Poveda en estos últimos años, que se

fundamenta en la discriminación de las pérdidas por componente, basándose en

la forma de la curva de carga del subsistema; es decir, se sustenta en la

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 23

naturaleza de cada componente de pérdidas y en su relación con respecto a la

demanda en el intervalo de registro corresoondiente [ 7 ] .

Como primer paso se calculan las pérdidas totales de energía (PTotENG),

mediante un balance energético; tomando como referencia la energía despachada

por el transformador de distribución, la energía facturada y la consumida por el

alumbrado público.

Como segundo paso es la desagregación de pérdidas en técnicas y no técnicas,

las primeras se evalúan mediante la simulación de las condiciones actuales de

operación y para el intervalo de máxima demanda, con la ayuda del programa

computacional DPA/G (Distribution Primary Analisys and Graphics). Es decir, el

resultado de la simulación es el nivel de pérdidas técnicas de potencia en el

intervalo de demanda máxima.

El criterio de estimación que se aplica para determinar el comportamiento de las

pérdidas técnicas de potencia en función del tiempo, se resume:

Las pérdidas técnicas en las redes secundarias están comprendidas básicamente

por las pérdidas resistivas, las mismas que se presentan en los conductores de

las líneas y de las acometidas.

La potencia en un elemento resistivo se Cc.lcula mediante la ecuación:

P = I 2 . R Ec. 2.4

Cuando opera el sistema el valor de la corriente no es fijo, por tanto la potencia

también es variable:

P¡= l¡2. R = DEMp Ec2.5

DEMp.- Demanda de potencia.

1 7 ' Paper. "A New Method to Calcúlate Power Distribution losses in an Environmenl ol 'High UnrcgistcredLoads", Poveda M., USA 1999.

PÉRDIDAS DF, ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 24

Si cada monitoreo de éstas magnitudes es dentro de un periodo de tiempo, 15

minutos, se obtiene la demanda de potencia, y si esta potencia disipada o

consumida por el conductor representa las perdidas técnicas del sistema, dicho

parámetro se evalúa mediante el siguiente desarrollo.

En un período i cualquiera la Ec. 2.4 puede expresase como:

p¡ = Ec. 2.6

En el período de máxima demanda, la Ec. 2.4 puede ser expresada de la

siguiente forma:

MAX Ec. 2.7

Relacionando las ecuaciones 2.7 y 2.6, se tiene:

DEMA/AX_P

' A/.-Í.V — 'A/JA' "

Pi !-~*R ( DEA/,.,,,

Si PMAX es la potencia disipada por el conductor el punto de máxima demanda, entonces,

es equivalente a las pérdidas técnicas de potencia en ese intervalo. Caso semejante con

la potencia disipada en todo intervalo i.

Reduciendo términos se obtiene la siguiente relación:

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

PTP = PTR,, .*|_Íl±l^_*:£sstMüL Ec.2.

Pérdidas técnicas de potencia en un intervalo i cualquiera.

Demanda de potencia de la red en un intervalo i cualquier.

Máxima demanda de potencia.

Factor de potencia en el intervalo de demanda i.

Factor de potencia en el intervalo de máxima demanda.

.- Pérdidas técnicas de potencia en el intervalo de demanda

máxima

El factor PTPn¡:M , / ) V , se obtiene mediante la corrida de flujos de carga, en dicho

intervalo, con el programa simulador DPA/G.

La metodología se sustenta en la desagregación de las pérdidas por la naturaleza

de cada componente y en su relación con respecto a la demanda de la carga en

el intervalo de registro correspondiente; por tanto, la Ec. 2.8 permite evaluar las

pérdidas técnicas de potencia en cada intervalo de demanda, con lo que se

grafican el perfil del comportamiento de ésta componente de pérdidas. Las

mismas que se resumen en el Anexo N- 04, considerando las mismas redes

típicas del párrafo 2.2.1.

Para el cálculo de las pérdidas técnicas de energía, se toma como dato inicial las

pérdidas técnicas de potencia evaluadas en cada intervalo de demanda (PTPt)\

es igual la suma de las potencias de todos los intervalos multiplicado por el

periodo de demanda At.

PTec ENG = PTP¡ * A/ Ec- 2-9

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 26

Finalmente a las pérdidas no técnicas de energía (PNTec ENG) se obtienen de la

diferencia entre las pérdidas totales de energía (PTotENG) y las pérdidas técnicas

(PTecENo).

PNTec ENG = PTotENG - PTec ENG Ec. 2.10

Para estimar las pérdida no técnicas de potencia, se relaciona a las componentes

de pérdidas de energía con el intervalo de demanda, en forma respectiva.

2.2.3 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS

Las necesidades en la toma medidas, para realización de diferentes estudios

sobre redes eléctricas; obligan a la tecnología diseñar nuevos equipos y que éstos

cada vez presenten más utilidades [ 8 ] .

Existen dos tipos de instrumentos de medida: analógicos y digitales.

Dentro del grupo de equipos digitales existe una gran variedad; desde los que

simplemente miden y presentan el valor medido momentáneamente sobre una

ventanilla, pasando por los que guardan en una memoria interna de estos

aparatos ciertos valores importantes, como los valores máximos y mínimos, hasta

los que tienen la capacidad de guardar, comunicar y transmitir todos los datos

archivados hacia otros equipos digitales de control.

Los equipos adecuados para desarrollar esta investigación, son los "Analizadores

de redes - AR"; se trata de instrumentos digitales que se basan en un sistema

microprocesador que toman datos de voltaje y corriente, promediando en un

intervalo de tiempo.

En la empresa se dispone de siete equipos analizadores de redes, serie "AR-5"

(CIRCUTOR) portátiles.

Manual, "Sofware para el Análisis de Redes Eléctricas", 2001.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 27

2.2.3.1 ANALIZADORES DE REDES "AR-5" / CIRCUTOR

En el campo de los analizadores de redes digitales, la serie AR-5 está

conformada por equipos portátiles que miden, presentan los valores medidos en

una pantalla y guardan en una memoria el valor de los parámetros eléctricos

programados; este equipo puede ser instalado en redes monofásicas o trifásicas,

las mismas que pueden ser balanceadas o desbalanceadas.

Esta serie se caracteriza, principalmente por:

Una gran facilidad de uso, ya que gracias al despliegue gráfico del menú

todas las funciones se controlan a través de un teclado, con menús

desplegables.

La gran flexibilidad, puesto que algunos modelos pueden reprogramarse

para que funcionen como otro tipo de analizador.

Su reducido tamaño, algo mayor que un voltímetro, facilita el transporte.

El equipo permite visualizar los valores instantáneos, máximos y mínimos de

cada parámetro y de cada fase, así como los valores promedios o las sumas.

Periódicamente registra en la memoria los parámetros eléctricos medidos, para

posteriormente ser enviados a un computador y puedan ser procesados por

programas disponibles, o también pueden ser procesados mediante una hoja de

cálculo.

Para su funcionamiento, se alimenta directamente de la red en estudio con el

voltaje fase - neutro, equivalente a 120 V. En el interior existen tres transductores

de señal, uno por fase y que se alimenta con una batería de VDC = 3.9 V.

1PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.EA.R.C.N.S.A. 28

Para la toma de señales de voltaje se lo hace mediante pinzas, una por fase; de

manera semejante las señales de corriente se toma mediante pinzas

amperimétricas en cada fase.

El esquema de este equipo se representa en la siguiente figura.

Figura 2.2.- Analizadores de Redes serie "AR-5" / CIRCUTOR

El AR-5 / CIRCUTOR con el programa analizador de redes facilita las mediciones

y manejo visual del valor eficaz de más de 30 parámetros eléctricos que

periódicamente guarda en su memoria interna. Tiene autonomía de una memoria

interna de 1MB.

En la Tabla 2.5 * resumen las características técnicas, que a estos equipos les

gobiernan [ 8 ] .

La Tabla 2.3 se encuentra en las hojas anexas al capítulo

[ 8 ' Manual, "Sofware para el Análisis de Redes Eléctricas", 2001.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 29

Los valores que el equipo presenta, no todos son medidos directamente; existen

algunos de éstos que son calculado internamente por el mismo, en base a los

datos medidos. La Tabla 2.6, resume algunas de estas magnitudes.

Tabla 2.6.- Variables medidas y calculadas.

VALORES SIMPLES INSTANTÁNEOS (L,, L2, L3)

TENSIÓN simple de las tres fases; v-,, v2, v3:

Vrms= J— \v(t}2dt\T J

INTENSIDAD de las tres fases; 11, 12, 13:

lrms= J— [i(t}2dt\T J

POTENCIA ACTIVA de las tres fases; P1 , P2, P3:

Pn=¿fv(0*/(>y'i J

FACTOR DE POTENCIA de cada fase; fp1, fp2, fp3:

PnJPn j I ,7

irms '" Vrms

POTENCIA REACTIVA de las tres fases; Q1, Q2,

Q3:

Qn= — fvíí)*/ / + — \dtT •* I, 2 J

VALORES TRIFÁSICOS INSTANTÁNEOS

TENSIÓN media de las tres fases:

Vrms\ Vrmsl + Vnnsl)"i

INTENSIDAD media de las tres fases:

Irmsl + Irms2 + Inris?)

3

POTENCIA ACTIVA trifásica:

PT = P1+P2+P3

FACTOR DE POTENCIA trifásico

fp-r -

P\ P2+ P3

(/, V, )nm + (/,F, )rms 4- (l,V, )nm

POTENCIA REACTIVA trifásica:

QT = Q1+Q2+Q3

FRECUENCIA (Hz), se mide sobre la fase de tensión V1

ENERGÍA, se mide energía activa (kWh), reactiva inductiva (kvarh-L), reactiva capacitiva (kvarh-C)

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 39

Otro equipo, que también es de mucha utilidad para la toma de mediciones es el

MICROVIP 3.

2.2.3.2 MICROVIP 3

La toma de medidas con este equipo están en el siguiente rango: mide máximo

600V, 1000 A, mediante pinzas ac. Cambio automático de escala, tanto en

tensión como en corriente. El equipo es de Clase 1 .

Las mediciones de voltaje, potencia activa (kW), y corriente lo hace por fase y los

totales (trifásicos), considera los promedios.

La potencia reactiva (kvar) y potencia aparente (kVA) son calculadas con los

datos anteriores, y se representa el equivalente del sistema.

Con respecto a ia frecuencia, los sistemas de trabajo pueden ser de 50 - 60 Hz,

el equipo lo registra según la condición presente.

Los valores de la energía activa (kWh) y reactiva (kvar) son acumulativos.

Memoria interna de 1MB, con máximo 7840 registros de todas las mediciones. La

alimentación es 220V ac ± 10 % o 11OV ac ± 10 % con batería interna

recargable. Dispone de un reloj calendario de cuarzo con display LCD.

Programación manual libre, mediante el teclado, de la relación de los

transformadores para el voltaje, de los transformadores para la corriente y de

tiempo de integración de las medias.

El equipo toma mediciones trifásicas y monofásicas. A estas medidas se

presentan en la pantalla de despliegue; se suministran a la impresora interna de

42 columnas en forma manual y/o automática, con temporización de 1 a 99

minutos.

Página web de Proyectos s.a.c.i., Buenos Aires - Argentina, 1999.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

De manera semejante al AR-5, para su funcionamiento se alimenta de la misma

red en estudio.

Figura 2.3.- Esquema del MICROVIP 3.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

Tabla 2.3.- Transformadores que conforman la muestra.

LISTA DE TRANSFORMADORES REGISTRADOS

# DE TRAPO

2284

863

1231

2324

264

265

3849

4300

5415

5826

5977

978

4278

5216

01

170-171-172

1640

204

274

3520

3547

4269

4415

5818

6109

618

5736

2547

1493

1575

1756

3576

5817

1454

5447

3217

2322

785

778-779

5406

#DEFASES

l(|>

lo

3<j>

3(|i

3o

34

3<|>

3<|>

3o

3o

3<|>

34

io

lo

3(¡)

B 3ij>

3(|)

3<j>

3o

3(|>

3<|>

343<|)

34

3i>

3o

3«|,

L4lo

l(¡)l(l)lo

lo

l(j)lo

3¿

3(1

3<|>

B3(|>

3o

Pot.Nom.(KVA)

50

50

75

50

75

112.5

75

50

945

50

200

160

25

25

50

15-15-15

45

75

50

75

45

30

50

30

45

112.5

15

10

25

15

25

37.5

15

15

10

45

75

75

25 15

50

UBICACIÓN

Urbano Central

Urbano central

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Centra!

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Central

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Urbano Periférico

Rural

Rural

Rural

Rurai

Rural

Rural

Rural

Rural

Rural

Rural

Rural

Rural

Rural

DIRECCIÓN

C.C. Palacios

Cond. Aguacollas

Av. Azuay - Oriente

Banco del Pichincha

Av. Amazonas y Baltra

Av. Amazonas y Baltra

Colegio Bolívar

Av. Paccha-Saraguros

Av. Amazonas - Galápagos

Av. Los Incas-Cañar

Av.Cevallos (C.C.T.López)

C.C. Teófilo López

Av. Los Atis - L. Guerrero

Daquilema - Quis Quis

Av. Amé ricas- México

C. del Cóndor - S. Elicto

Av. Quis Quis- G.Beker

Av. Cervantes-Tatalag

Av. Luxemburgo-Colornbia

Chayan - Duchicela

Av. Capulies-Tijeretazos

Av. Pichincha Sinchiroca

Av. Manuela Saenz - Cerv.

Av. A. Clavijo-Ernesto A.

Av. Río Quilliopaccha

M. Montalvo - E. Bazan

Av. Manuela Saenz

Punguleo - Tisaleo

Luis A. Martínez - Tisaleo

Calle Oriente Izarnba

Calle Rocafuerte Izamba

A.N. Martínez Centro

San Martin - Tisaleo

San Francisco - Tisaleo

Punguleo - Tisaleo

La Magdalena - Ambato

Entrada a Atahualpa

A.N. Martínez

A.N. Martínez

Guayaquil - Tisaleo

SUBESTACIÓN

Batan

Batan

Loreto

Loreto

Oriente

Oriente

Loreto

Loreto

Oriente

Loreto

Loreto

Loreto

Oriente

Loreto

Atocha

Oriente

Huachi

Oriente

Atocha

Loreto

Atocha

-oreto

Huachi

Huachi

Oriente

Huachí

Huachi

Vlontalvo

Moníalvo

Península

Península

Atocha

Vlontalvo

Vlontalvo

vloníafvo

Huachi

Samanga

Atocha

Atocha

Vlontalvo

ALIMENTADOR

Pérez de Anda

Central

Bellavista

Subterráneo 1

Olímpica

Olímpica

Subterráneo 1

Bellavista

Olímpica

Bellavista

Subterráneo 1

Subterráneo 1

Universidad

Bellavisía

Américas

Universidad

Miraflores

Universidad

Américas

Bellavista

Fícoa

Bellavista

Vlagdalena

Miraflores

universidad

Vlagdalena

Vlagdalena

Tisaleo

Tisaleo

zamba

Izamba

A.N. Martínez

Tisaleo

Sur

Tisaleo

vlagdalena

Norte

A. N. Martínez

A.N. Martínez

Tisaleo

NUMEROUSUARIOS

56

16

95

1

1

96

12

88

152

85

208

146

57

4

59

21

21

36

74

132

61

37

22

18

95

120

17

12

35

42

53

52

32

64

15

65

40

21

52

46

LONG.TOTALSECUND. (rn)

Cámara de T.

Cámara de T.

685

Cámara de T.

Cámara de T.

755

185

424

945

260

600

Cámara de T.

771

Cámara de T.

644

470

791

220

495

657

985

371

380

360

273

1220

220

855

629

642

515

864

1811

1745

400

1155

658

188

760

611

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

Figura 2.1.- Etapas para el desarrollo del estudio.

RECOPILACIÓN Y SELECCIÓN DE LAINFORMACIÓN DISPONIBLE EN LA EMPRESA

DEFINICIÓN DEL ALCANCE DELESTUDIO

DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA AEMPLEAR

OBTENCIÓN DE MAS DATOS NECESARIOSDE LAS REDES

ANÁLISIS Y PROCESAMIENTO DE LAINFORMACIÓN

CÁLULO DE LAS PÉRDIDAS DE POTENCIA YENERGÍA

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOSOBTENIDOS

PERDIDAS DF, ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 34

Tabla 2.5.- Datos técnico de los registradores serie AR-5

MEDIDA DE TENSIÓN

PARÁMETRO RANGO DE MEDIDA

Entre fase y neutro 20 - 500V AC

Entre fases 20 - 866V AC

Frecuencia 45 - 65 Hz

Cambio de escala automático

Otras tensiones con transformadores

MEDIDA DE CORRIENTE

Rango de medida según la pinza

Cambio de escala automático

Relaciones de transformación programables

RELOJ INTERNO CON BATERÍA, FECHA Y HORA

CLASE DE PRECISIÓN

En corriente y tensión 0.5% ± 2 dígitos

En potencia activa y reactiva 1 % ± 2 dígitos

MEMORIA WTERNA

Número de parámetros

medidos

10

20

30

Período en la toma de datos

(min)

15

60

15

60

15

60

Tiempo equivalente de

conexión

2 meses - 13 días

7 meses - 8 días

2 anos - 4 meses - 22 días

40 días

4 meses - 1 día

1 año - 4 meses

28 días

2 meses - 20 días

11 meses - 3 días

Con respecto a la capacidad de la memoria interna: la columna 3 es el tiempo

total que puede tomar datos el equipo, éste depende del intervalo de tiempo

programado para la toma de mediciones (columna 2) y del número de parámetros

que se medirán (columna 1).

Manual. "Sofware para el Análisis de Redes Eléctricas", 2001.

CAPITULO III

ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN

INTRODUCCIÓN

En el desarrollo de este capítulo, se describen los procesos mediante los

cuales se obtienen los "promedios mensuales", de la demanda de energía

registrada en el transformador durante la semana típica; y, de la energía

facturada a los usuarios de cada transformador en estudio.

Con la obtención de los promedios de las energías, a éstas se las relaciona

mediante un balance energético, para estimar su comportamiento genera! o

pérdidas totales.

Para evaluar el comportamiento de las redes eléctricas, desde el punto de

vista técnico; se simula el funcionamiento de éstas, mediante programas

computacionales.

3.1 ANÁLISIS DE LA ENERGÍA FACTURADA

Uno de los principales parámetros que interviene en el estudio del

comportamiento de la demanda de energía, en una red eléctrica, es la

facturación del consumo de energía a todos los usuarios de esta red en

estudio.

Para obtener eí promedio mensual de la energía facturada, se relaciona el

número del medidor con la base de facturación utilizando el programa "syscom"

sistema de comercialización, extrayendo el consumo histórico de los últimos

doce meses y se puede estimar el comportamiento que toma la demanda a lo

largo del tiempo.

PERDIDAS DI-: ENERGÍA HN RIÍDIÍS SECUNDARIAS DI-: I .A E.H.A.R.C.N.S.A. ^

Un factor que no se debe dejar de tomar en cuenta en el balance energético, es

la energía suministrada para alumbrado público, ubicándola dentro de la

energía facturada; esta información esta basada en los datos obtenidos en el

levantamiento de campo, donde se consideró el tipo, el número de luminarias y

la potencia nominal de cada una de ellas. El período de operación de éstos

elementos es aproximadamente doce horas, según observaciones realizadas

en algunos lugares del área rural y urbana.

Dentro de la energía destinada para el alumbrado público, se añade la energía

que consumen los semáforos, calculada de la siguiente forma: se considera

aproximadamente el consumo de un foco de 100W encendido las 24 horas y

que equivale a 2,4 kWh cada día, multiplicando por 365 días del año y dividido

para 12 meses, se obtiene el promedio mensual.

Otro elemento a ser considerado, es la energía consumida en los balastos de

las luminarias, cuya cantidad final depende del tipo, la potencia nominal y del

número de luminarias instaladas. En la tabla 3.1 se presentan los valores

aproximados de pérdidas en el balasto según el tipo de luminaria.

respectivamente [1 ].

El desarrollo matemático para calcular estas tres componentes de energía

facturada se resumen en el Anexo N - 04, se muestran ejemplos de redes

típicas de cada estrato.

Tabla 3.1.- Datos técnicos de lámparas del alumbrado público en Tungurahua.

TIPOBALASTO

W

175 I 1.42

7.5

IO

I 1.42

IO

TíT

Fluorescente, F í , 10

Reflector. Rl;

400 7.5

El cálculo del promedio mensual de la energía facturada se debe realizar con

mucho criterio, ya que la demanda de energía es muy variable y se pueden

presentar diferentes casos de anormalidades, interfiriendo en el resultado del

balance energético; por lo que no se puede generalizar con un solo método de

evaluar dicho promedio. Los principales casos anormales identificados se

resumen:

i). El consumo de un cliente tiende a ser constante a lo largo del tiempo,

según su tipo y durante algunos meses; pero en los dos, tres o cuatro meses

intermedios, el consumo de energía facturada disminuye notoriamente o tiende

a ser nulo.

i¡). Otro caso puede ser, que durante un periodo de meses parecido al

anterior, se tiene un comportamiento semejante de la demanda, pero en los

últimos meses de este período de tiempo, el consumo facturado es nulo

iii). En la facturación de algunos usuarios del área rural, también se presentan

casos anormales en este proceso, debido a la inmensa área de servicio el

lector no alcanza a inspeccionar todos los medidores, por lo que la facturación

es el promedio de los meses anteriores y en la mayoría no representa el

consumo real.

iv). Finalmente se considera otro caso que ocurre al realizar el trabajo de

campo, existe dificultad en la toma de los datos del medidor, siendo imposible

la extracción de los datos de la facturación histórica de ese cliente. Por lo que

es necesario asumir un consumo, el mismo que depende de la aparente

condición socioeconómica, utilización de la energía y tipo de acometida que

sirve a dicho cliente.

En los dos primeros casos, según el periodo que presente una demanda nula,

se investiga en el sistema de comercialización el estado de servicio, ya que el

usuario pudo haber causado o solicitado el retiro del medidor en forma

temporal o definitiva.

En el Anexo N° 05., se presentan las tablas de la energía facturada cada mes.

donde se puede observar su comportamiento.

3.2 ANÁLISIS DE LA ENERGÍA REGISTRADA

De igual manera, como se menciona en párrafo anterior, el registro de la

energía demandada al transformador es el otro dato importante para el

desarrollo de este estudio; ya que, ésta resulta ser la energía vendida por ese

elemento para el usuario final.

El registrador toma datos durante una semana completa, que es el mínimo

período recomendable; tomando estos datos, se puede evaluar la energía

entregada por el transformador; para relacionar esta energía con el promedio

de la energía facturada a los clientes, se debe calcular el equivalente del

promedio mensual.

El promedio mensual de la energía registrada con el AR-5 o microvip durante

un periodo de tiempo, se obtiene de la siguiente manera: se toman los datos de

energía durante una semana (ENGsem), este valor se multiplica por cincuenta y

dos semanas que tiene el año, para luego dividir para doce meses, obteniendo

el valor de la demanda de energía en el "mes promedio" (.ENGmp).

Matemáticamente se representa con la siguiente relación.

r-KI- (ENGsem* 52) t- ,ENGmp = ¿ ——I Ec. 3.1

Donde:

ENGmp.- Energía en el mes promedio.

ENGsem.- Energía registrada en una semana

Se debe realizar este proceso para obtención del promedio mensual, ya que se

relacionará con la energía facturada y ésta solo tiene datos de promedios

mensuales.

Estos equipos registradores AR-5 y Micrcvip 3 proporcionan una gran Cantidad

de información de los parámetros medidos, por lo que es necesario identificar y

seleccionar los datos necesarios.

Un aspecto que debe tomar mucha importancia en el proceso de registro de

demanda, es el período de tiempo con el que se van tomando estas

mediciones, ya que éste influye directamente sobre los picos de la curva de

demanda y sobre la hora en la que se producen estos picos, los mismos que

tienen mucha importancia para la simulación digital del estado de operación de

las redes eléctricas.

En el párrafo 1.1.3, se define el período de demanda y también se me • ciona la

importancia que tiene este intervalo de medición; considerando que según la

aplicación particular que se de a estos datos; puede ser 15 minutos, 30 minutos

y 60 minutos.

40

En la Figura 3.1 , se muestran los perfiles de demanda, considerando dos

intervalos de tiempo diferentes.

Observando este gráfico se puede comentar que, cuando se requiere

relacionar demandas en diversos puntos, el intervalo de demanda no puede ser

diferente.

Para el presente estudio se considera el intervalo de tiempo en quince minutos.

ya que la demanda es valorada con este intervalo en todos los puntos de

entrega del Sistema Nacional Interconectado y además la demanda cobrada al

usuario final también es valorada de esta forma; por lo que solo así se pueden

relacionar estas demandas.

Cabe destacar algo importante en este párrafo, para calcular las pérdidas de

forma detallada con el tiempo, se deberían tomar registros en cada época típica

del año en forma particularizada; es decir, diferenciando el comportamiento en

invierno, verano, épocas feriadas como el último mes del año, etc.

3.3

El propósito de esta sección es analizar los datos tomados con el registrador de

demanda de energía, exigida por parte de los clientes finales del transformador

y la información sobre la energía facturada a estos mismos usuarios, obtenida

mediante el programa de facturación del sistema de comercialización, syscom.

El balance de energía, refleja en forma general el estado de operación de un

sistema eléctrico dentro de un período de tiempo y puede ser desarrollado

según las expectativas enfocadas. Este estudio depende de las características

y condiciones que presente cada red secundaria, además del comportamiento

que presente el usuario a ser servido.

Esta relación de energías, es el primer paso para calcular la magnitud del nivel

de pérdidas totales que existen sobre la red eléctrica (PTotENG); las pérdidas

son el resultado de la diferencia entre la energía registrada (ENGRr. 3) en e!

punto de arranque de la red, la energía vendida que es la suma de todas (as

energías facturadas (ENGrAcr) y la energía destinada para el alumbrado

público (ENGAp).

PTotENG = ENGREG - ENGpACT - ENGAp Ec. 3.2ENG = REG - pACT - Ap

Donde:

PTENG-- Pérdidas totales de energía.

ENGREG.- Energía registrada en el mes promedio.

ENGFACT-- Promedio mensual de la energía facturada.

ENGAp.- Energía destinada para el alumbrado público y

semaforización.

El resultado de este balance de energías depende de muchos factores, tales

como: el comportamiento de la demanda facturada a los usuarios de la red

analizada, veracidad de los datos sobre el alumbrado público, precisión de los

equipos de medida, simultaneidad en la toma de información, etc.

Tomando como base el comportamiento de la demanda se podrían desarrollar

dos métodos de evaluación.

1) Cuando la demanda tiende a permanecer constante, como ocurre con

transformadores que sirven a centros comerciales, centros de educación.

bancos, etc. El método para estimar las pérdidas totales sería: tomar el registro

de demanda de un mes y considerar la energía facturada del mismo mes,

obteniendo un valor aceptable debido a que no existe una marcada variación

de la demanda, a lo largo del tiempo,

2) Otro caso de análisis puede darse cuando el comportamiento de la

demanda es muy variado, como ocurre en casi todas las redes secundarias de

distribución que tienen su carga repartida aleatoriamente, variando cada una en

42

forma diferente de la otra, tanto en el tiempo como en su valor. Para estos

casos se recomienda realizar el balance de energía, relacionando el promedio

de los últimos doce meses de la energía facturada, con la energía registrada

en el mes promedio.

Por lo anotado anteriormente, no se puede generalizar el balance de energías

mediante un solo método y con los datos de un sector, es recomendable que

se tome como guía el perfil de demanda para inferir el comportamiento de la

carga en función del tiempo.

Teóricamente se podría considerar una forma precisa y exacta de evaluar las

pérdidas totales de energía, relacionando la energía registrada con la energía

consumida al mismo tiempo; es decir, esta energía consumida se obtiene

tomando lectura de todos los medidores que son servidos por esa red en el

momento que se instale el registrador de energía y en el momento que se retire

dicho equipo, considerando una completa simultaneidad; condición que es casi

imposible debido a la magnitud de las redes secundarías de distribución y que

no se dispone de los elementos necesarios para realizar dicho trabajo.

En el Anexo N- 04 se presentan los resultados del balance de energías, donde

se consideran a todos los elementos que implican consumo de ésta.

El balance de energías, es un proceso que requiere de varios pasos para

desarrollarlo; este puede ser resumido esquemáticamente, como el que se

representa en la siguiente figura.

PÉRDIDAS DF. L N L R C i l A LN KLDLS S E C U N D A R I A S D1-: LA E.E.A.R.C.N.S.A.

Figura 3.2.- Secuencia de pasos que se podría seguir para realizar el balance

de energías.

OBTENER LA INFORMACIÓNTÉCNICA Y TOPOLÓC.ICA DI;

LA RED

-LAS PERO DAS ÓTALESSON COMPARABLES CON

S U ) O S A N T L R I O R I S?

NO

LAS PERDIDAS TOTALES DI-; E N E R G Í A ES I G U A L A :

DT — PMf^ PM/^ PM/^I I ENG - tlNOREG - tlN^FACT - tlN^AP

Figura 3.1.- Curva de carga con diferentes intervalos de medida.

-INTERVALO DE 10 m¡n INTERVALO de 15 min

70

VALOR PICO CON 10 MIN

VALOR PICO CON 15 MIN

60

50

40

<u2LUHO

30

20

10

12:00:00 13:12:00 14:24:00 15:36:00 16:48:00 18:00:00 19:12:00 20:24:00 21:36:00 22:48:00 00:00:00

TIEMPO (h)

CAPITULO IV

MODELACIÓN DIGITAL

INTRODUCCIÓN

En este capítulo se resume el modelo de simulación, utilizado para desarrollar el

análisis técnico; lo que básicamente es el manejo del programa computacional

DPA/G, para esto se deben conocer las características técnicas y físicas que

describen a cada red.

La información que simula a la red debe ser analizada y detallada, de manera que

precise a los parámetros buscados, este análisis se realiza sobre cada red

secundaria asociada al transformador registrado.

4.1

El principal propósito con el que parte este estudio, es evaluar las pérdidas

técnicas de energía eléctrica en las redes secundarias del sistema de distribución

de la Empresa Eléctrica Ambato, pero para poder lograr evaluar estos parámetros

se requiere realizar un análisis del estado de operación de los circuitos eléctricos;

y según el grado de confiabilidad que se busque en los resultados, este análisis

implicando el manejo de archivos de información muy grandes. Siendo necesario

recurrir a las bondades que ofrecen las herramientas computacionales,

específicamente los programas simuladores de sistemas.

Estudios técnicos realizados sobre ésta área [9], demuestran la seguridad y

facilidad que presenta el programa computacional para el análisis de redes de

distribución DPA/G (Distribution Primary Analisys and Graphics), disponible en el

Laboratorio de Sistemas de Potencia de la Escuela Politécnica Nacional.

1 Tesis, "Planeamiento a Corto Pla/o para el Sistema de Distribución de Cayambe", Jami M.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 45

4.1.1 RESUMEN DE LOS COMANDOS Y FUNCIONES UTILIZADAS DEL

PROGRAMA DPA/G

Como todo programa computacional de análisis, el DPA/G, es otra herramienta

que presenta muchas opciones y bondades para su uso; cuyo soporte de

funcionamiento utiliza una base propia de datos del programa, la misma que

puede variar con el ingreso de nuevos parámetros según cada caso. Como se

menciona anteriormente, este programa se utiliza para simular el estado de

operación de sistemas eléctricos de distribución.

El modo de trabajo de este programa es gráfico, rigiéndose en la topología y las

subdivisiones necesarias que describen al sistema, en su condición real.

Las principales funciones y comandos utilizados en el estudio, se pueden resumir

de la siguiente forma [10]:

El programa opera mediante un grupo de tres bases de datos:

Base principal de datos .- Contiene la información de las características de

las redes y sus respectivas secciones, en este caso las secciones

representan a un tramo de la red o a un poste.

Base de datos de los equipos.- Como su nombre lo indica, contiene los datos

de los equipos que se añaden a la red, tales como: seccionadores,

reguladores, transformadores, etc y los datos complementarios de los

conductores.

Base Temporal de datos.- Esta base se encarga de guardar los datos de los

cálculos que realiza internamente el programa.

[10] Manual de Usuario del DPA/G, Versión 3.11, 1995.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 47

Para poder acceder a estas bases de datos, el investigador ingresa su información

mediante el manejo de la barra de comandos; como se lo hace en cualquier

programa que funciona con Windows. Los comandos que dan esa facilidad son:

i).- Feeder Record.- Mediante la ejecución de esta opción de la barra de menús,

se almacena la información que identifica a cada alimentador, esta

información se refiere a: nombre de este elemento, subestación a la que

pertenece, voltaje nominal, voltaje de barra, etc.

ii).- Section Record.- La ejecución de esta opción, sirve para almacenar la

información que describe al tramo de red comprendida entre dos secciones

extremas, como por ejemplo: la carga o cargas conectadas en ese recorrido,

la configuración del circuito o número de fases, características del conductor,

longitud equivalente de la sección; siendo éstas las principales.

iii).- Conductor Table.- Este archivo guarda toda la información técnica que

describe al conductor empleado para la configuración de la red; además, el

programa calcula la impedancia equivalente, cuyos resultados se guardan en

el mismo.

iv).- Conductor Spacing Table.- Su nombre describe la principal función que este

archivo desempeña, es decir que almacena las distancias típicas entre fases

y fase neutro; esto quiere decir que guarda las distancias que tienen las

estructuras eléctricas utilizadas para la construcción de los circuitos

modelados.

Otras opciones que no involucran a la base de datos, pero también son necesarias

y útiles para el desarrollo del trabajo, se describen a continuación:

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 4g

• Sketch.- Esta opción es la herramienta fundamental, para realizar ei

bosquejo o la representación gráfica de la topología de la red a ser

modelada; mediante su activación y con el desplazamiento del mouse se

traza ei recorrido de fas redes, uniendo sucesivamente las secciones, cada

sección puede tomar el nombre real de esa parte de la red.

• Aliocate Loads.- Este comando, se encarga de controlar y mantener toda la

información que describe a las cargas conectadas sobre las secciones,

respectivamente; éstas pueden ser cargas puntuales en magnitudes de kVA

o kWh-mes; pero como el programa no simula a la carga en forma puntual,

esta función evalúa la carga neta, distribuyéndola en toda la sección

especificada, todo este proceso es bajo las condiciones de la demanda pico

de toda la red. Cuando se simulan cargas puntuales la longitud de esa

sección debe ser lo más pequeña posible.

Cabe resaltar algo importante respecto a la operación del programa, éste es

diseñado para modelar alimentadores primarios de sistemas de distribución; pero,

como el modo de operación depende del contenido actual de las bases de datos,

si se pueden simula redes secundarias; es decir, si en la base de datos se ingresa

la información propia de redes secundarias, el programa opera simulando a éstos

elementos del sistema bajo esas condiciones, a la información se trata de la

siguiente manera: los transformadores representan el alimentador primario, los

tramos de red secundaria se ingresa al programa considerándoles como

secciones de alimentador primario y las cargas se asumen como puntuales sobre

un poste que también es representado como una pequeña sección

Según la anterior descripción, para realizar la simulación de las redes eléctricas se

requiere del conocimiento de los principales datos eléctricos y físicos de la

topología del sistema. Siendo necesario el análisis de cada una de las redes

seleccionadas para el estudio, como se describe en el siguiente desarrollo.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S-A. 49

El programa dispone de dos modos de simulación.

1) Análisis balanceado.- Cuando se requiere de aspectos generales del

estado de operación de un sistema o cuando se asegura que el sistema

en análisis si es balanceado. Esta operación se ejecuta desde la barra de

comandos.

2) Análisis desbalanceado.- Cuando se necesita realizar un análisis

detallado, para obtener con mayor precisión los resultados buscados; para

realizar este trabajo, la información sobre las cargas se ingresa de forma

independiente en cada fase. Y de igual manera mediante la barra de

comando se ejecuta esta opción por fase.

Cuando se simulan circuitos monofásicos, los mismos que generalmente son a

tres conductores con niveles de voltaje 240-120 V, se considerando que los datos

existentes corresponden a dos fases y que la tercera fase tiene datos nulos;

cometiendo un error sobre la impedancia inductiva de la red, que en baja tensión

no tiene gran peso.

4.2 INFORMACIÓN REQUERIDA

Para simular un sistema, se requiere de la información que especifica el estado de

operación de éste; esto quiere decir, que se deben conocer los datos eléctricos y

físicas de la red, así como la demanda máxima medida en el punto de partida de

la misma (salidas del transformador de distribución); esta demanda máxima será

relacionada internamente mediante la ejecución del programa DPA/G, con las

cargas puntuales conectadas a la red que son evaluadas según la facturación al

cliente.

A continuación se detallan las características necesarias que se deben identificar

en las redes para el estudio.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 59

Longitud de los tramos de la red

- Calibre y tipo de conductores empleados

- Topología de la red

Configuración del circuito, es decir número de fases

Ubicación del transformador

Disposición de las luminarias del alumbrado público

Esta información puede ser agrupada mediante el diagrama unifilar de la red,

cuyos gráficos se presentan en el Anexo N- 02.

Otro dato importante para la simuiación, es la ubicación sobre la red de la

cantidad respectiva de cada punto de carga, además la distribución de ésta sobre

las fases.

4.2.1 ANÁLISIS DE LA CARGA

De igual manera, partiendo de la información obtenida mediante el levantamiento

de las redes eléctricas, se puede analizar la disposición de los pesos potenciales

de cada una de las cargas facturadas a lo largo de la misma, según su ubicación

en el recorrido de la red y su conexión a la fase del circuito.

Como se disponen de los datos de cada acometida tomadas en el reconocimiento,

respecto al circuito de conexión, además la cantidad de usuarios que se conectan

mediante dicha acometida a ia red, con sus respectivos números de cuenta; se

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 5 j

puede obtener la magnitud de la demanda de energía facturada en cada fase de la

acometida.

Tomando aleatoriamente a dos transformadores para ejemplo del análisis

detallado, la distribución de la energía facturada por fases, se realiza mediante el

formato de las siguientes tablas:

Tabla 4.1.- Distribución de la energía facturada por fases, en área urbana.

DISTRIBUCIÓN POR FASES DE LA ENERGÍA FACTURADA

AL TRANSFORMADOR #1640, 3f 45 kVA

Número del

Poste

32621

Tipo de

Acometida

2<|>

1*

TOTAL 1

326142<]>

3<|>

TOTAL 2

326102<j>

2(|,

TOTAL 3

32611

32612

32613

3o

2o

3<|)

3o

TOTAL 4

32762 1o

TOTAL POR FASES:

TOTAL DEL TRAPO :

ENERGÍA (kWh) FACTURADA EN LAS FASES

A

265.4583

0

265.4583

86.1666

74.0833

159.2499

88.1705

0

88.1705

186.7223

132.1251

140.515

165.25

305.765

0

1137,491

B

265.4583

166.583

432.0413

85.1666

74.0833

159.2499

88.1705

99.05

187.2205

186.7223

132.1251

140.515

165.25

305.765

78.25

1481.374

C

0

0

0

0

74.0833

74.0833

0

99.05

99.05

186.7223

0

140.515

165.25

305.765

0

!>tiv>, O <¿IJ D

3284,486

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 52

Tabla 4.2.- Distribución de la energía facturada por fases, en área rural.

DISTRIBUCIÓN POR FASES DE LA ENERGÍA FACTURADA

TRANSFORMADOR #5817. lo, 15RVA, del área Rural

Numero de

poste

40797

Columna 1

40819

Tipo de

Acometida

1 >

n1o

1o

TOTAL 1

40820

Columna 2

Columna 3

40793

n1+nH1o

TOTAL 2

Pmn 1

Columna 4

40796

1 < )

1*1*H

TOTAL 3

408 1 2

1+1n

1o

TOTAL 4

40813H

1o

TOTAL 5

408 1 5

40799

1*

u1+1o

TOTAL 6

40SOS

40809

40803

HHH

ENERGÍA (kWh) FACTURDA EN LAS FASES

A

0

0

38.5833

45.3333

83.9166

4.75

19.4167

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

{)0

0

0

113.9167

0

0

1 13.9167

0

0

0

B

23.4167

43.8333

0

0

67.250

0

0

31.25

4.75

26.5833

3 1 .3333

82.4167

51

110.4167

130.25

2406667

96.1667

63.1667

18.8333

178.1667

81.4167

63.6667

145.0833

92.5833

0

15.0833

140.2857

155.3690

85.000

35.5833

9.8333

C

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 53

40802

40804

1o

1o

1o

TOTAL 7

408061o

1o

TOTAL 8

40807 1o

TOTAL POR FASE

TOTAL DEL TRAPO.

42.5833

7.750

6.1667

13.0167

0

0

U

0

$"* 1 'í í 53

0

0

0

0

45.6667

27.1667

72.8333

37.75

1243,2860

0

0

0

00

0

0

0

0

1 594.6 1 90

Cabe resaltar un aspecto importante que se asume para realizar este análisis, en

todas las acometidas de dos fases (2<|>), monofásicas a 3 conductores y de tres

fases (3i|>) que sirven a uno o más clientes; para determinar la distribución de la

carga, se suman las demandas facturadas de todos los clientes de esa acometida

y el total se divide para el número de fases; asumiendo que cada fase tiene

exactamente la misma demanda de energía facturada, lo que en (a realidad no

ocurre; ya que por ejemplo: una acometida bifásica (2(|>) sirve a dos clientes donde

cada uno se conecta a una fase diferente y su consumo también es totalmente

diferente, pero por la forma del cable de la acometida (triplex) es imposible

identificar la fase a la que se conecta cada medidor y se especifique la respectiva

carga de cada fase; a menos que se desmantele dicha acometida, evento que

también es imposible realizarlo. Debido a esto, finalmente se considera que la

demanda total de la acometida esta repartida por igual en cada fase.

Este último análisis partió basándose en la condición de operación de las

acometidas trifásicas que sirven a un solo cliente, esto significa que las tres fases

sirven simultáneamente a la misma carga y pudiéndose considerar una

distribución balanceada de la carga en las tres fases.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 54

Los datos de este proceso, análisis de la carga, se presentan en forma resumida

en las tablas del Anexo N- 06, donde consta la energía promedio facturada a cada

fase, en todos los puntos de conexión.

El punto o valor de demanda máxima que exige toda la red secundaria a su

transformador, se obtiene mediante la curva de demanda que proporcionan los

datos registrados con el equipo AR-5, y los datos necesarios de este punto son:

Potencia (kW) por fase, voltajes de barra y de operación y factor de potencia.

4.2.2 DIAGRAMA UNIFILAR

Es la representación esquemática de todo el recorrido de la red, en el que se

describen: la disposición geométrica y las longitudes de los tramos, la

configuración del circuito (1o, 2tj), 3([>), ei calibre y el tipo de conductor utilizado en

cada tramo, la ubicación de las luminarias del alumbrado público cuando existe y

todos los elementos que se involucran en la operación del sistema.

Para realizar este trabajo se toma como dato de partida, la información obtenida

con el levantamiento de la red.

4.3 INGRESO DE LA INFORMACIÓN EN EL PROGRAMA

Cabe resaltar, que este programa es una herramienta muy poderosa para estudios

de planeamiento, diseño y operación de sistemas eléctricos de distribución;

eventos muy necesarios en esta área.

Para empezar a trabajar con esta herramienta, se debe tener bien claro el

conocimiento de las características de los datos que describen al sistema que va a

ser simulado e identificar las características de los datos que se disponen en el

programa y poder relacionarlos. Como la base de datos original del programa, se

encuentra en el sistema métrico ingles, para facilitar el trabajo es necesario crear

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 55

una propia base de datos acoplada al sislsma de medición y además, con este

proceso se asegura de no causar algún daño a dicha base de datos original del

programa.

La simulación de redes, se basará en la información recopilada con el trabajo de

campo y toda esta información fue expresada mediante un diagrama unifilar; por

tanto, se continuará con el ingreso de la topología del circuito conformado por las

respectivas secciones.

Para conformar el recorrido de una red, como se mencionó anteriormente, se

colocan sucesivamente las secciones necesarias, las mismas que representan

una particularidad de la red y éstas quedarán definidas al ingresar sus principales

datos técnicos y eléctricos como son: factor de potencia, nivel de voltaje y

demanda máxima.

Los datos de las secciones pueden ser ingresados directamente con la

digitalización en el teclado o utilizando los datos y las herramientas que el

programa facilita.

Los datos que básicamente se deben ingresar en una sección son:

- Nombre de la sección.

- Longitud que recorre solo esa sección.

- Tipo de conductor empleado en dicha sección.

Número de fases del circuito existente

- Separación equivalente (GMD) entre los conductores, fase - fase y fase -

neutro, respectivamente.

- La carga conectada, en caso de existir.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A.

El parámetro GMD se calcula mediante la relación:

GMD = IJDab * Dbc * Dac Ec. 4.1

Donde:

GMD.- Distancia media geométrica.

Dij.- Distancia entre conductores.

El orden de la raíz es igual al número de fases del circuito.

Una vez ingresada esta información, el programa internamente lo procesa y

calcula la impedancia de ese tramo de red, tanto la resistencia como la reactancia.

Luego, al terminar de ingresar la información de toda la red, con su respectiva

fuente, y simulando un flujo de carga, el programa calcula las pérdidas resistivas

que se producen en las secciones. Siendo estos los resultados buscados , para

ser analizados y validados por el investigador.

Otro dato importante que se puede extraer como resultado del proceso de

simulación son las caídas de voltaje, que también son evaluadas por el programa

y en cada una de las secciones, según las características especificadas.

El resumen de las tablas de los resultados de la simulación se encuentran en el

anexo NQ 07.

i

CAPITULO V

CALCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

INTRODUCCIÓN

Este trabajo empezó planteándose el propósito de analizar el comportamiento del

sistema de baja tensión, mediante la evaluación de las pérdidas de energía;

tomando como base ios datos de la energia vendida, la energía facturada y para

el análisis técnico las características eléctricas y físicas que describen al sistema.

Con el propósito de identificar y analizar las condiciones de operación de cada

red, se resumen los resultados más relevantes de la simulación de los circuitos,

diferenciándolos según el área donde se ubica el alimentador primario que

pertenecen.

Al final de este capitulo, se propone la realización de algunas acciones que

buscan reducir el nivel de pérdidas identificado.

5.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS REDES

El sistema de distribución es muy variable, por lo que no se puede realizar un

estudio exacto y preciso del comportamiento y estado de operación del mismo;

presentándose diversas modificaciones de un día para otro ya sea en la

estructura, número de usuarios, utilización de la energía, cantidad de elementos

instalados, etc.

A pesar de esto, se puede realizar un estudio muy aproximado ai estado real,

cuyo grado de confiabilidad dependerá de veracidad de la información y de la

metodología que se utilice para el procesamiento.

A los factores que intervienen en el cálculo de las pérdidas de energía en baja

tensión, se pueden representar esquemáticamente:

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 58

Figura 5.1.- Parámetros que definen el nivel de pérdidas de energía.

ENERGÍA REGISTRADAEN LAS SALIDAS DEL

TRANSFORMADORENERGÍA (kWh)

FACTURADA

SISTEMA DEDITRIBUCIÓN

(BAJA TENSIÓN)|

PÉRDIDASTÉCNICAS

PÉRDIDASNO TÉCNICAS

5.1.1 CALCULO DE PERDIDAS TÉCNICAS

A este proceso se le conoce también como desagregación de pérdidas, en

técnicas y no técnicas, las primeras se evalúan mediante la simulación de la red

en condiciones de máxima demanda, con la ayuda de programas

computacionales como el DPA/G (Distribution Primary Analisys and Graphics),

obteniéndose las perdidas técnicas de potencia en eí estado de operación

anotado (PTPimi_AL,x).

Se puede evaluar esta potencia en todo intervalo de tiempo; es decir, se obtiene

el comportamiento de las pérdidas de potencia, con la aplicando de la Ec. 2.8.

DEA/,

Este cálculo se realiza con los datos medidos durante una semana, y

posteriormente se puede estimar el promedio mensual.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.Á.R.C.N.S.A. 59

Con el anterior proceso se calculan las pérdidas técnicas en sistemas que

disponen de redes secundarias, pero entre los elementos de la muestra existen

transformadores que se diferencian por no tener una considerable red secundaria,

donde se distribuya la carga; en estos casos se calcula con el siguiente proceso:

El análisis parte con la estructura de un circuito eléctrico básico, monofásico con

dos hilos (F - N):

Figura 5.2.- Circuito básico.

Vred

R FASE

R NEUTRO

c ENERGÍA FACTURADA

Por concepto, la potencia de pérdidas es aquella que se disipa en el conductor

debido al flujo de corriente. Entonces:

P - I 2 . Re Ec. 5.1

Donde:

I.- Es la corriente medida en la salida del transformador.

Re.- Resistencia equivalente del conductor, se calcula con la Ec. 5.2

= r . L Ec. 5.2

Donde:

r- Es la resistencia propia del material[11].

L.- Es la longitud del cable.

Catálogo de Conductores Eléctricos, CABLEC.

PERDIDAS DE HNERGIA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. ¿Q

La magnitud del flujo de corriente I varía según la demanda, por tanto en cada

intervalo de demanda puede ser evaluada esta potencia. Siendo posible realizar

el mismo proceso descrito en el párrafo 2.2.2, y luego determinar el valor en el

mes promedio; para posteriormente calcular las pérdidas de energía.

Las acometidas de estos transformadoras tienen diferente configur"ación, tales

como: monofásicas, monofásicas a tres hilos y trifásica; si se considera que el

sistema es balanceado, a cada fase se analiza como un circuito independiente, y

el resultado final es la suma de los resultados parciales.

Ptotal - ¿jPh:-<Si':-i ^Ec. 5-3/

Resumiendo las ecuaciones para cada caso, y considerando que Rfase - Rneutro, se

tiene :

a) Monofásico a dos hilos.

P= — — *—(kW) Ec. 5.4{ j p * k V F _ N \0

b) Monofásico a tres hilos (bifásico).

3 . f kW 1 , , ,/, rr.\_ r rP = - * ——^—\ Ec. 5.5

1000 \*kV

c) Trifásico a cuatro hilos.

- / / t i / \- £T rP = — —— *- (kW) Ec. 5.6\*kV_ 250

Apuntes de la materia "Distribución". Ing. Rio frío C.

PÉRDIDAS DF, ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 5 \2 EVALUACIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

Esta componente de pérdidas debe ser tratada con toda la seriedad y

responsabilidad del caso; ya que, para lograr su identificación y evaluación,

primero se debe alcanzar la concientización de las personas, especialmente de

aquellas que son parte de la misma empresa, encargadas del control.

En cuanto a las pérdidas no técnicas que son derivadas del área administrativa,

deberían ser controladas mediante la implementación de nuevos programas o con

el mejoramiento de los existentes ya que son utilizados para la adquisición y

procesamiento de la información comercial, especialmente con la información de

la energía facturada.

Entre las diversas causas que originan esta componente de pérdidas, se resumen

las siguientes:

1. Robo de energía (Hurto).- Cuando se consume la energía eléctrica de

forma clandestina, mediante conexiones directas a la red de distribución,

las mismas que no admiten la medición.

2. Fraude.- Son el producto de las alteraciones provocadas por el mismo

usuario, ya sea, sobre la medición de la energía consumida o mediante

acciones ilegales sobre los equipos de medida o sobre las conexiones.

3. Pérdidas Administrativas.- Se originan por la inadecuada gestión y

procesamiento de la información comercial. Entre las principales tenemos:

- Error al tomar la lectura del consumo.

- Promedio de la energía consumida, cuando no se pudo tomar lectura.

- Clientes no registrados, (uso de la energía mediante contrato con la

empresa).

- Retraso en la facturación de nuevos clientes.

Equipos de medición (medidores) en malas condiciones o íncompfetos.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 59

Además, cuando se trata de la corrección del uso ilegal o robo de energía, se

debería realizar de forma independiente, es decir, ejecutar la corrección sin ía

necesidad de mucho trámite, para que sea lo más rápido posible logrando

recuperar la mayor cantidad de energía.

Para calcular las pérdidas no técnicas, se toman como datos iniciales los

resultados de procesos anteriores en el desarrollo del estudio, con el balance de

energía se obtuvo las pérdidas totales en cada red y las pérdidas técnicas fueron

evaluadas mediante la simulación de las redes; relacionando estas componentes

de energía, se obtienen las pérdidas no técnicas de energía, como se describe en

el párrafo 2.2.2.

En la Tabla 5.1 *, se resumen los resultados de todo el proceso.

5.2 CALCULO DE PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS

Las acometidas son elementos que conforman la estructura de una red de

distribución, por tanto, se las puede analizar como un circuito eléctrico.

Para este caso se asumirán las siguientes condiciones:

La carga en las fases es balanceada.

- Las características y estado de los conductores del grupo de acometidas, son

la mismas.

- La acometida tiene el comportamiento de elementos puramente resistivos.

- Existe una acometida equivalente, que representa a un conjunto de

acometidas semejantes.

El proceso de análisis es semejante a los circuitos de los transformadores sin red

secundaria, párrafo 5.1.1; el análisis se fundamenta en un circuito eléctrico

básico, monofásico con dos hilos (F - N):

La tabla 5.1 se encuentra en las hojas adjuntas al capítulo.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. (-,3

Por definición, la potencia se calcula relacionando el flujo de corriente y la

resistencia que presenta el material.

P = I 2 . Rc Ec5.3

La corriente I que fluye por el conductor es la misma que alimenta a la carga, por

tanto puede ser reflejada mediante parámetros de ésta.

S = I . V > kVA = A . kV Ec. 5.4

n o i k VA Y . . . . , i i- i- oA = | — — , reemplazando esta expresión en la Ec. 5.3.kV )

kV

R : resistencia del elemento que depende de la longitud y del material que

esta fabricado.

R = r . L Ec. 5.6

Del triángulo de potencias se deduce que:

KVA= — Ec. 5.7fp

Reemplazando estas dos últimas expresiones en la Ec. 5.5, se obtiene la

ecuación para calcular la potencia:

kW r :!: /*-•— - (kW) Ec.5.8

*kV_ 1000

Donde:

P por -- Potencia en kW consumida en la acometida.

kW.- Potencia en kW de la carga.

fp.- Factor de potencia.

-- Voltaje fase - neutro.

resistencia propia del material.

Longitud de la acometida

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 54

El factor 1/1000, es porque la cantidad se expresa en kW.

Para calcular la potencia equivalente de la carga en kW, se utiliza la metodología

desarrollada por la Westinghouse Electric Corporation [12], la Tabla 5.2 tomada

del método de la REA * y los datos establecidos en las guías de diseño de la

empresa [13].

El factor de coincidencia se evalúa mediante la relación de demandas:

Fac.Cnd = *™-<™ Ec. 5.9

Tomando como datos iniciales: el número total de usuarios de un grupo

semejante de acometidas y la carga total de ese grupo (kWh / mes), el factor de

coincidencia también se puede evaluar como:

Fac.Cnd= Ec. 5.103.29*C

Donde el Fací. A se calcula con la siguiente ecuación:

Fací.A = C * (l - 0,4 * C + 0,4 * Ve2 +40 Ec. 5.11

Relacionando estas tres últimas ecuaciones y simplificando se obtiene la relación

para calcular la demanda individual equivalente:

DEMIND = - , — ~"'-.W.MK^_ (kw) Ec 5 12

C*(l-0I4*C + 0,4*VC2 +40)

Donde:

DEM ¡NO •- Demanda equivalente en kW sobre la acometida.

DEMMAX-CND •- Demanda máxima coincidente.

1121 Texto, "Distribution System", Westinghouse, 1965La Tabla 5.2 se encuentra en las hojas anexas al capítulo.

1 1 : 5 1 E.A.S.A.. "Guías de Diseño". Ambato 2001.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 65

Fac. Cnd.- Factor de coincidencia.

C.- Número de clientes

En el análisis de las acometidas hay que considerar que existe una gran

diversidad de éstas que pueden ser agrupadas básicamente en tres tipos:

Monofásicas.- Con dos hilos (una fase y neutro), dúplex: 2X6-AI.

Dos fases.- Con tres hilos (dos fase y neutro), triplex: 3x6-AI.

- Trifásicas .- Con cuatro hilos (tres fase y neutro), cuadruplex: 4x4-AI.

El análisis, es según la configuración de la acometida, semejante al descrito en el

párrafo 5.1.1.

En este análisis de las acometidas, solo se estudia el comportamiento del

conductor de éstas; es decir, no se consideran al contador de energía, que

también es otro elemento que implica pérdidas de potencia y energía.

5.3 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS

A continuación se describen los datos más destacados que se identificaron en

cada una de las redes analizadas y los resultados más relevantes para el

presente estudio.

5.3.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN EN LA ACTUALIDAD

Considerando los valores medidos de las variables eléctricas y los calculados , el

estado de operación de cada una de las redes secundarias analizadas puede ser

resumido con las siguientes tablas.

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 66

Cabe resaltar, que los índices evaluados mediante la simulación de las redes son

en condiciones de demanda máxima de la carga, exigida al transformador durante

el período de mediciones.

Los porcentajes de pérdidas son calculados con referencia a la energía

suministrada en la red secundaria; ese decir, respecto a la energía que se registró

en los bornes de baja tensión, del transformador de distribución.

Para representar el estado de operación, mediante las magnitudes eléctricas

medidas y calculadas, se agrupan a las redes analizadas según el alimentador

primario que se conectan:

Alimentador Tisaleo.

Es un alimentador primario de la subestación 12 Montalvo, el nivel de voltaje es

13.8 kV; en su circuito existen dos configuraciones, recorriendo 42.32 km con

circuito monofásico y 10.16 km con trifásico. Su recorrido lo hace en el cantón

Tisaleo en el área rural, dispone de 118 transformadores monofásicos y 5

trifásicos con lo que la potencia instalada es de 2.62 MVA. Para ía muestra de

estudio, se tomaron los siguientes transformadores con sus respectivas redes

secundarias.

#

2547

1493

5817

5447

5406

PNOM

KVA

10

25

15

10

50

#

Client

12

35

32

15

46

Valores a

DEM max

V

119

120

119

119

120

fP

0.99

0.97

0.99

0.99

0.95

kW

6.90

10.10

9.24

10.4

9.37

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.2

0.4

0.3

0.2

0.3

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

31.69

105.31

65.71

39.21

162.56

%

3.98

3.97

3.80

5.30

3.59

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

11.49

41.57

26.21

14.28

45.30

%

1.44

1.57

1.52

1.93

1.00

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

20.20

63.74

39.5

24.93

117.26

%

2.54

2.40

2.29

3.38

2.59

Alimentador Sur

Es un alimentador primario de la subestación 12 Montalvo, su nivel de voltaje es

13.8 kV, en este circuito existen las tres configuraciones, el circuito monofásico

recorre 29.90 km, el bifásico 0.23 km y el trifásico 10.70 km; la mayor parte de su

PÉRDIDAS DE ENERGÍA ENREDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 67

recorrido lo hace por la parroquia Huachi hasta algunos barrios del cantón

Tisaleo, dispone de 114 transformadores monofásicos y 19 trifásicos, con lo cual

la potencia instalada es de 3.10 MVA De éste se tomaron los siguientes

elementos para el estudio:

#Trafo

1454

PNOM

KVA

15

#

Client

64

Valores a

DEM max

V

119

fP

0.99

kW

13.90

Pérd. Tec

P a DEMmax

(OPA)

0.3

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

112.76

%

3.81

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

35.39

%

1.20

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

77.37

%

2.61

Alimentador Miraflores

Este alimentador primario parte desde la subestación Huachi, por ía Av. Manuela

Saenz; en el barrio El Tropezón éste se divide en dos ramales, uno de estos

recorre por la Av. Antonio Clavijo hasta la intersección con la Av. Atahualpa; el

otro ramal recorre la Av. Manuela Saenz hasta Miraflores bajo, de éste se deriva

una ramificación, que recorre una primera parte de la Av. Quis Quis, alimentando

la ciudadeia España. El nivel de voltaje es de 13.8 kV, en este circuito existen las

tres configuraciones, el monofásico recorre 6.74 km, el bifásico 0.26 km y el

trifásico 21.18 km, dispone de 131 transformadores monofásicos y 79 trifásicos,

instalando 3.10 MVA. De éste se tomaron ios siguientes elementos para el

estudio:

#Trafo

1640

5818

PNOM

KVA

45

30

#

Client

21

18

Valores a

DEM max

V

122

120

fp

0.96

0.96

kW

13.20

8.96

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.3

0.1

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

156.30

99.34

%

3.25

3.28

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

52.87

30.66

%

1.10

1.01

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

103.43

68.68

%

2.15

2.27

Alimentador Magdalena

Es otro alimentador primario que parte desde la subestación Huachi, recorre por

la Av. Manuela Saenz en dirección sur respecto a la ciudad , alimentando desde

una parte periférica de la ciudad hasta la zonas rurales; el nivel de voltaje es 13.8

kV, en este circuito existen dos configuraciones, el monofásico recorre 10.75 km y

el trifásico 10.99 km, dispone de 44 transformadores monofásicos y 21 trifásicos,

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 68

la potencia instalada es 1.99 MVA. De éste se tomaron los siguientes elementos

para el estudio:

#Trafo

4415

618

5736

PNOM

KVA

50

112.5

15

#

Client

22

120

17

Valores a

DEM max

V

120

122

122

fP

0.96

0.98

0.98

kW

15.80

86.09

10.34

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.2

0.6

0.2

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

129.42

1176.29

108.77

%

3.29

3.80

3.83

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

39.42

465.04

34.27

%

1.00

1.50

1.21

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

90.00

711.25

74.50

%

2.29

2.30

2.62

Aiimentador Bellavista

Este alimentador primario parte de la S/E Loreto, por la Av. El Rey, hasta el

estadio Bellavista, en cuyo sector cambia de rumbo hacia la Av. Amazonas,

recorre las calles Esmeraldas, Tungurahua e Imbabura hasta tomar la Av.

Pichincha y la Av. Los Incas, dando servicio a toda la zona del parque Juan V.

Vela; el nivel de voltaje es de 13.8 kV, en este circuito existen las dos

configuraciones, monofásico recorriendo 0.42 km y el trifásico 4.5 km, dispone de

27 transformadores monofásicos y 41 trifásicos, instalando 3.10 MVA. De éste se

tomaron los siguientes elementos para el estudio:

#Trafo

4300

5826

1231

5216

3520

4269

PNOM

KVA

50

50

75

25

75

30

#

Client

88

85

95

4

132

37

Valores a

DEM max

V

121

120

121

122

122

121

fP

0.95

0.96

0.96

0.96

0.97

0.99

kW

38.47

29.00

58.84

3.97

55.24

18.20

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.6

0.4

1.3

1.0

0.4

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

460.07

319.71

582.19

20.19

668.06

159.50

%

3.12

2.86

3.81

3.18

3.81

3.06

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

148.24

110.01

156.32

4.55

192.80

75.66

%

1.01

0.98

1.02

0.72

1.10

1.45

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

311.83

209.70

425.88

15.64

475.26

83.84

%

2.12

1.88

2.79

2.46

2.71

1.61

Alimentador Subterráneo 1

Este es otro alimentador que parte de la S/E Loreto a prestar servicio en una parte

del centro de la ciudad de Ambato; su nivel de voltaje es 13.8 kV, er. el recorrido

del circuito solo existe la configuración trifásica con una longitud de 3.39 km, en

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 69

este alimentador se instalan 13 transformadores monofásicos y 32 trifásicos, con

los que la potencia instalada es 6.22 MVA. Para el estudio se consideraron los

siguientes elementos:

#Trafo

2324

3849

5799

978

PNOM

KVA

50

75

200

160

#

Client

1

12

208

146

Valores a

DEM max

V

122

121

120

fP

0.96

0.98

0.97

kW

104.80

101.66

88.80

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.3

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

139.17

317.25

625.93

510.35

%

1.67

1.57

1.84

2.45

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

12.42

24.53

183.10

118.05

%

0.15

0.12

0.54

0.57

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

126 75

292 72

442.84

392.30

%

1 52

1 45

1.30

1.88

Alimentador Olímpica

Es un alimentador primario de la S/E Oriente recorre por la Av. Amazonas, en

sentido del centro de la ciudad de Ambato; eí nivel de voltaje es de 13.8 kV, en

este circuito existen dos configuraciones, el monofásico tiene una longitud de

1.66km y el trifásico 4.45 km, en este alimentador se instalan 26 transformadores

monofásicos y 28 trifásicos, instalando una potencia de 2.17 MVA. Para el estudio

se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

264

265

5415

PNOM

KVA

75

112.5

112.5

#

Client

1

96

152

Valores a

DEM max

V

122

120

120

fp

0.90

0.98

0.95

kW

60.88

58.70

73.10

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.8

1.1

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

58.42

645.82

849.00

%

3.52

3.49

3.64

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

9.78

186.76

277.63

%

0.59

1.01

1.19

Pé-d. No Tec.

Eng / mes

kWh

48.64

459.06

571.37

%

2.93

2.48

245

Alimentador Universidad

Este alimentador primario parte de la S/E Oriente por la Av. Amazonas, hacia el

sector periférico de Ambato dando servicio a la ciudadela La Tola; el troncal

recorre la Av. Cóndor pasando a servir a la ciudadela Nuevo Ambato y la zona de

la Av. Los Atis hasta la intersección con la Av. Los chasquis; el nivel de voltaje es

de 13.8 kV, en este circuito existen las tres configuraciones, el monofásico tiene

una longitud de 4.33 km, el bifásico 1.053 km y el trifásico 7.53 km, en este

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 70

alimentador se instalan 82 transformadores monofásicos y 62 trifásicos,

instalando 6.85 MVA. Para el estudio se consideraron los siguientes elementos:

-

#Trafo

4278

170-171-172

204

6109

PNOM

KVA

25

15-15-15

75

45

#

Client

57

21

36

95

\

120

119

120

121

/alore

DEMn

fp

0.99

0.98

0.97

0.97

3 a

iax

kW

18.30

30.00

17.00

9.70

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.4

0.7

0.2

0.1

Pérd.

Eng/

kWh

214.24

560.06

136.64

167.02

Tot.

nes

%

3.67

3.32

2.90

8.01

Pérd.

Eng/

kWh

62.21

192.42

43.63

20.69

Tec.

mes

%

1.07

1.14

0.912

0.99

Pérd. N

Eng/

kWh

152.03

367.64

93.01

146.33

o Tec.

mes

%

2.61

2.18

1.97

7.02

Alimentador Martínez

Este alimentador primario parte desde la S/E Atocha a prestar su servicio en ia

parroquia A. N. Martínez del área rural, el nivel de voltaje es 13.8 kV, en este

circuito existen las tres configuraciones, el monofásico recorre una longitud de

27.92 km, el bifásico 0.59 km y el trifásico 11.33 km, en este alimentador se

instalan 116 transformadores monofásicos y 30 trifásicos, la potencia instalada es

de 3.59 MVA. Para el estudio se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

3576

785

778-779

2322

PNOM

KVA

37.5

75

25-15

75

#

Client

52

21

52

40

Valores a

DEM max

V

119

120

120

123

fP

0.97

0.98

0.98

0.99

kW

31.20

13.87

19.90

29.33

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.6

0.2

0.2

0.3

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

236.86

98.09

242.68

291.16

%

3.59

3.08

4.38

3.80

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

63.00

31.66

72.97

84.37

%

0,96

0,99

1,32

1,10

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

173.86

66.43

169.72

206.79

%

2.64

2.09

3.06

2.70

Aümentador Picoa

Es un alimentador primario de la S/E Atocha que recorre Av. Los capulíes

alimentando una parte de Atocha, el nivel de voltaje es 13.8 kV, en este circuito

existen las tres configuraciones, el monofásico recorre una longitud de 8.75 km, el

bifásico 0.15 km y el trifásico 16.32 km, en este alimentador se instalan 100

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 71

transformadores monofásicos y 75 trifásicos, instalándose una potencia de

12.01MVA. Para el estudio se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

3547

PNOM

KVA

45

#

Client

61

Valores a

DEM max

V

120

fP

0.95

kW

29.50

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.4

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

303.30

%

3.35

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

114.59

%

1.27

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

183.71

%

2.09

Alimentador Améhcas

Es otro alimentador primario que parte desde la S/E Atocha a prestar servicio en

la zona del terminal terrestre, el niveí de voltaje es 13.8 kV, en este circuito

existen dos configuraciones, el circuito monofásico recorre una longitud de 1.13

km y el trifásico 8.92 km, en este alimentador se instalan 12 transformadores

monofásicos y 47 trifásicos con lo que la potencia instalada es 2.89 MVA. Para el

estudio se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

001

274

PNOM

KVA

50

50

#

Client

59

74

Valores a

DEM max

V

120

121

fP

0.96

0.95

kW

24.00

27.70

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.4

0.6

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

307.41

393.36

%

3.48

3.96

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

90.98

126.64

%

1.03

1.27

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

216.43

266.73

%

2.45

2.68

Alimentador Central

Parte de S/E Batan a prestar servicio una parte del centro de Ambato; en este

caso el nivel de voltaje es de 4.16 kV, en el recorrido del circuito existen las tres

configuraciones, el monofásico tiene una longitud de 0.32 km, el bifásico 0.07 km

y el trifásico 4.96 km, en este alimentador se instalan 23 transformadores

monofásicos y 49 trifásicos, con los que se instala una potencia de 4.40 MVA.

Para el estudio se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

863

PNOM

KVA

50

#

Client

16

Valores a

DEM max

V

121^

0.94

kW

2.86

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

40.91

%

10.08

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

1.60

%

0.39

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

39.31

%

9.68

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 72

Aiimentador Pérez de Anda

Este es otro alimentador que parte de la S/E Batan a prestar servicio en otra parte

del centro de Ambato; su nivel de voltaje es 4.16 kV, en el recorrido del circuito

existen dos configuraciones, el circuito monofásico tiene una longitud de 0.23 km,

y el trifásico 4.93 km, en este alimentador se instalan 33 transformadores

monofásicos y 27 trifásicos, con los que se instala una potencia de 1.95 MVA.

Para el estudio se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

2284

PNOM

KVA

50

#

Client

58

\

117

/alore

DEMn

fP

0 93

3 a

iax

kW

11.46

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

Pérd.

Eng/

kWh

84.86

Tot.

mes

%

2.98

Pérd

Eng/

kWh

8.27

Tec.

mes

%

029

Pérd. N

Eng/

kWh

76 59

o Tec.

mes

%

2 69

Alimentador ¡zamba

Este alimentador parte desde la S/E Península a prestar servicio en la parroquia

Izamba del área rural; su nivel de voltaje es 13.8 kV, en el recorrido del circuito

existen las tres configuraciones, el circuito monofásico tiene una longitud de

7.73km, el bifásico 0.50 km y el trifásico 22.74 km, en este alimentador se instalan

140 transformadores monofásicos y 48 trifásicos, con los que la potencia instalada

es 7.88 MVA. Para el estudio se consideraron los siguientes elementos:

#Trafo

1575

1756

PNOM

KVA

15

25

#

Client

42

53

Valores a

DEM max

V

120

120

fP

0.94

0.94

kW

14.50

23.30

Pérd. Tec

P a DEMmax

(DPA)

0.3

0.4

Pérd. Tot.

Eng / mes

kWh

162,56

277,06

%

3.56

3.52

Pérd. Tec.

Eng / mes

kWh

56.25

87.27

%

1.23

1.11

Pérd. No Tec.

Eng / mes

kWh

106.31

189.79

%

2.33

2.41

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 73

Analizando los datos de los resultados, que se presentan en las tablas anteriores,

obtenidos con el estudio aplicado sobre la "muestra seleccionada"; se los puede

resumir de la siguiente forma: el porcentaje de pérdidas totales de energía esta en

el orden del 3.69 %, con respecto a la suministrada por el transformador de

distribución hacia la red secundaria.

Para desagregar las pérdidas por componente, se consideran dos escenarios de

trabajo:

1) Transformadores con red secundaria, tiene el 1.17 % de pérdidas técnicas

de energía y el 2.53 % de no técnicas o negras.

2) Transformadores de cámaras, es decir sin red secundaria, se calcula con

el modelo del circuito básico y el promedio de los transformadores registrados es:

0.35 % pérdidas técnicas de energía y 2.1 % de pérdidas no técnicas.

Las acometidas monofásicas a dos hilos mayormente son utilizadas por el sector

residencial, con una longitud de 25 a 30 m para el sector rural; mientras que en el

área urbana la longitud varía entre 15 a 20 m. Registrando pérdidas de energía en

el orden del 0.17%.

Las acometidas bifásicas a tres hilos, ubicados mayormente en el área urbana, su

longitud varía entre 15 a 20 m. Registrándose pérdidas de energía en el orden del

0.098 %.

Las acometidas trifásicas a cuatro hilos, también ubicadas mayormente en el área

urbana, el rango que varía la longitud es 10 a 20 m. En estas acometidas las

pérdidas de energía están en el orden del 0.088 %.

Resumiendo, en el sector de acometidas las pérdidas están en el orden del

0.356%, tomando como referencia la energía registrada en las salidas del

transformador.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 74

5.4 ACCIONES PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS

Para cumplir con el objetivo de este estudio, se proponen ciertas limitaciones que

buscarán reducir el nivel de pérdidas evaluado:

a).- Identificar y estimar la influencia total, que las pérdidas tienen sobre el

sistema.

b).- Evaluación de la contribución de cada una de las causas existentes.

Estos dos parámetros se obtendrán mediante un monitoreo y control de la

operación del sistema; además con la aplicación de medidas adecuadas que

busquen la reducción de las causas que provocan las pérdidas, o en eí caso ideaí,

la eliminación de estas causas.

Uno de los mejores mecanismos para la reducción de pérdidas, es realizar un

análisis y planeamiento adecuado, tanto de la operación como de la expansión

del sistema.

5.4.2 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS

Una forma directa de reducir las pérdidas, puede ser manteniendo una

permanente preocupación en el área de diseño; asociando las mejores técnicas

en las redes a través de su renovación y también sobre el adecuado diseño de la

estructura de las nuevas redes, con la introducción de nuevas tecnologías y la

mejora en los materiales a utilizar.

Algo muy importante que siempre debe estar presente con la ingeniería eléctrica

es que: la orientación y los criterios que se apliquen para la construcción de

nuevas redes siempre deben tener como base el equilibrio financiero, es decir,

una clara relación entre costos y beneficios. Esto se logra asociando y

relacionando a los principales parámetros que intervienen en la presencia y

PERDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 75

comportamiento de las pérdidas, el mismo que es esquematizado en la siguiente

figura.

Figura 5.1.- Elementos de influencia sobre las pérdidas.

Corriente enlos conductores

Con referencia a las pérdidas técnicas, evaluadas en las redes secundarias

mediante este estudio; se pueden considerar que existen las posibilidad de

reducir los niveles existentes en la actualidad con inversiones razonables;

mediante el ordenamiento de las instalaciones existentes y uno de los principales

mecanismos es con la uniformidad del calibre de los conductores, ya que, como

se puede observar en los diagramas unifilares; a lo largo del recorrido de un

mismo ramal de red secundaria, existen diferentes tramos de esa red

conformados por conductores de diferente calibre; existen casos críticos, por

ejemplo: se encuentra que dentro de un mismo tramo, se instala con diferentes

conductores, una de las fase esta formaoa por conductor de cobre y la otra fase

del mismo tramo por conductor de aluminio cuyos materiales tienen diferente nivel

de conductividad.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 76

Para alcanzar este objetivo se deben plantear un mecanismos con acciones

correctivas inmediatas, como las que se resumen a continuación:

Balancear la carga.- Esto significa una redistribución de las cargas

conectadas a cada una de las fases en la red, para que en las fase se

conecten cargas semejantes, respectivamente. Lo que se conoce como

fases equilibradas.

Cambiar el calibre de los conductores.- Con esto se lograría facilitar el

camino al flujo de corriente, es decir, bajar la resistencia acumulada del

conductor hasta el punto de consumo; como la resistencia es

inversamente proporcional al área transversal del cable y directamente

proporcional a la longitud, pero la longitud no se puede cambiar entonces

al incrementar la sección se reduce dicha resistencia; para realizar este

proceso se requiere de mayor inversión financiera, que es el limitante.

Aumentar el número de fases.- Como el subsistema de baja tensión es

uno de los mayores contribuyentes de las pérdidas en un sistema

eléctrico, se recomienda una reconfiguración de estas redes con el

incremento del número de fases, lo que tiene por objetivo distribuir la

corriente que alimenta a la carga por más caminos de los existentes; es

decir que por cada fase fluirá menos corriente, logrando reducir el efecto

Joule en los conductores.

Redistribución de la carga.- A este concepto se le puede dar dos

orientaciones: una forma de redistribución puede ser, seccionando la

carga de un circuito que tiende a saturarse y que sea alimentada

mediante otro circuito; o que se construya otro centro de transformación

en las zonas que se tiene alta densidad de carga, con el objetivo de aliviar

la demanda y consecuentemente reducir la magnitud del flujo de corriente

en los conductores.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 77

5.2.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

Para lograr reducir las pérdidas negras, también se deben plantear un

mecanismos de acciones inmediatas y que en su mayoría se desarrollen en el

espacio físico, con el recorrido de las redes.

Dichas alternativas se resumen a continuación:

Identificar ia causa que origina las anormalidades y con el recorrido se

determine la posición sobre la red, para que se tomen las acciones

correctivas evitando alcanzar el nivel crítico y sean objeto de análisis

particular.

Según los datos de facturación del consumo de energía, identificar las

zonas de mayor demanda con el objetivo de controlar la normalidad e

investigar las causas que produzcan las drásticas caídas de la energía

facturada, cuando esto ocurra.

Concienciar a los usuarios, para que denuncien las arbitrariedades que

realizan sobre el sistema para el uso ilegal de la energía mediante

conexiones directas, logrando un autocontrol en el consumo de energía

eléctrica y finalmente una estabilidad en el sistema.

Con el cumplimiento de estas premisas, se logrará que la Empresa Eléctrica

Ambato disminuya el nivel de pérdidas de energía que experimenta su sistema en

la actualidad.

Tabí

a 5.

1.-

Niv

eles

de

pérd

idas

en

rede

s se

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274

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5736

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23

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32

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31

7.2

5

13

9.1

7

51

0.3

5

84

.86

40

.91

62

5.9

3

58

2.1

9

31

9.7

1

46

0.0

7

64

5.8

2

84

9.0

0

15

6.3

0

99

.34

56

8.0

6

15

9.5

0

13

6.6

4

21

4.2

4

16

7.0

2

30

3.3

0

30

7.4

1

39

3.3

6

20.1

95

60

.06

11

76

.29

12

9.4

2

10

8.7

7

27

7.0

6

16

2.5

6

29

1.1

6

98

.09

23

6.8

6

24

2.6

8

65

.71

10

5.3

1

16

2.5

6

31

.69

39.2

11

12

.76

33

6.0

3

%

3.52

%

1.57

%1

.67%

2.45

%

2.98

%1

0.0

8%

1 .8

4%3.

81%

2.86

%3.

12%

3.49

%3.

64%

3.25

%

3.28

%3.

81 %

3.06

%2.

90%

3.67

%

8.01

%

3.35

%3.

48%

3.96

%

3.18

%3.

32%

3.8

0%

3.29

%

3.83

%3.

52%

3.56

%

3.80

%

3.08

%

3.59

%

4.3

8%

3 80

%

3.97

%

3.59

%

3.98

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3.81

%

4.0

3%

Pé

rdid

as

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cn.

de

En

erg

ía /

mes

kWh 9.78

24

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12.4

21

18

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1.60

183.

10

15

6.3

2

110.

01

148.

24

18

6.7

6

27

7.6

3

52

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30

.66

19

2.8

0

75

.66

43

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62.2

1

20

.69

11

4.5

9

90

.98

126.

64

4.5

51

92

.42

46

5.0

4

39

.42

34

.27

87

.27

56

.25

84

.37

31.6

6

63

.00

72

.97

26.2

1

41

.57

45

.30

11.4

9

14.2

8

35 3

91

21

.53

%

0.5

9%

0.1

2%

0.1

5%

0.5

7%

0.2

9%

0.3

9%

0.54

%1

.02%

0.9

8%

1.01

%

1.01

%1.

19%

1.10

%

1.01

%1.

10%

1 .4

5%0

.92

%1.

07%

0.9

9%

1 .2

7%

1.03

%1

.27%

0.7

2%

1.14

%

1.50

%1

.00%

1.21

%1.

11%

1.23

%

1.10

%

0.9

9%

0.9

6%

1.32

%

1.52

%

1.57

%

1.00

%1

.44

%

1.9

3%

1.2

0%

1 .4

6%

Pé

rdid

as

Ne

gr.

d

e

En

erg

ía /

mes

kWh

48

.64

29

2.7

2

126.

75

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2.3

0

76

.59

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14

42

.84

42

5.8

8

20

9.7

0

31

1.8

3

45

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571.

37

103.

43

68

.68

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5.2

6

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11

52

.03

14

6.3

33

18

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1

21

6.4

3

26

6.7

3

15.6

4

36

7.6

4

71

1.2

5

90

.00

74

.50

18

9.7

9

10

6.3

1

20

6.7

9

66

.43

2

17

3.8

6

16

9.7

2

39

.50

63

74

11

7.2

6

20

.20

24

.93

77 3

7

21

4.5

0

%

2.9

3%

1 .4

5%

1.5

2%

1.8

8%

2.6

9%

9.68

%

1.30

%2.

79%

1 .8

8%2

.12

%

2.4

8%

2.4

5%

2.1

5%

2.2

7%

2.7

1%

1.61

%1.

97%

2.6

1%

7.0

2%

2.0

9%

2.4

5%

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8%

2.4

6%

2.1

8%

2.3

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2.2

9%

2.6

2%

2.4

1%

2.3

3%

2.70

%

2 0

9%

2 64

%

3.06

%

2.29

%

2.40

%

2.59

%2

.54

%

3.3

8%

2.6

1%

2.5

7%

Tabla 5.2.- Tabla del Método de la REA

ERRATUM

"Eítimating Kw Deniand (or Futura Loads onRural Diítribution Syítcms" by Stanley J,Ve»t; publtificd in Power Apparntua andSystcmí, Auguit 1957, pagei 625-55.

140

100

80

40

30

20

t e

12

12001000

700

500

300

200

100

70

50

30

20

1075

321.5

3000

24002000

1600

12001000

800

600

100

300

200

150

100

75

2400

2000

1600

1200

1000

BOO

600

500

400

3203602 4 0200

160140

Fig. 5. Nomogram for k\ dcmand

A—5 to 140 consumers B—1-40 to 10,000 consumera

CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

1. El porcentaje de pérdidas técnicas de energía eléctrica, en las redes

secundarias de la muestra, es 1.2 %; que es una parte del equivalente del

sistema que la empresa presenta, en el orden del 3.5 %; evaluado con

respecto a la demanda total de energía.

2. En seis de las cuarenta redes analizadas, se detectaron conexiones

directas, con el uso ilegal de la energía; lo cual incide en el incremento de

las pérdidas no técnicas.

3. En la empresa no se disponen de datos de la medición del consumo de

energía en el alumbrado público y la semaforización, por lo que estas

energías se calculan en base a los datos técnicos y la cantidad de

elementos instalados sobre la red objeto de estudio; es decir, se dispone

de una buena aproximación de este consumo de energía.

4. Tomando como referencia el grupo de transformadores analizados, se

determina que el 25 % de éstos, están sobredimensionados, al relacionar

la demanda máxima registrada durante el período de mediciones, con la

capacidad nominal del transformador; condición que implica un

incremento en las pérdidas de potencia y energía.

5. En varias redes secundarias de los sectores analizados, se encontraron

acometidas instaladas mediante conexiones inseguras, y en tramos de la

misma red, el empalme de conductores de diferentes calibres; estas

condiciones implican una mayor disipación de energía y el consiguiente

incremento de pérdidas.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. g \. La instalación de la carga sobre las fases de varias redes analizadas, es

desbalanceada, provocando diferentes flujos de corriente de una fase

respecto de la otra; condición que provoca un incremento de pérdidas

técnicas de potencia y energía..

7. En algunas redes que alimentan, principalmente, nuevas instalaciones

eléctricas, no existe el registro d3l consumo de energía, lo cual influye

sobre los resultados del balance energético.

RECOMENDACIONES

Analizando las condiciones expresadas en el párrafo anterior, se plantean las

siguientes recomendaciones:

1. Monitorear el comportamiento del sistema, en la etapa de baja tensión,

para identificar los puntos críticos de operación, para que en próximos

estudios, el área de trabajo no se tome aleatoriamente, sino la de mayor

requerimiento de análisis.

2. Para reducir las atribuciones del uso ilegal de energía eléctrica, (a

empresa debe invertir en programas de concientización a los usuarios,

además, en la continua inspección de las redes, eliminando las

conexiones fraudulentas.

3. Para obtener información detallada y precisa de la energía consumida por

el alumbrado público y la semaforización, se recomienda implementar un

adecuado sistema de control y medición, con lo cual los resultados de los

balances de energía serán de mayor veracidad.

4. Realizar la inspección y el levantamiento de la información técnica del

sistema secundario, para determinar el estado de cargabilidad de los

transformadores, con respecto a la capacidad nominal de éstos; y según

el resultado reubicarlo o redistribuir la carga, si es necesario.

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS REDES SECUNDARIAS DE LA E.E.A.R.C.N.S.A. 82

5. Para reducir algunas de las causas que originan las pérdidas técnicas de

potencia y energía, se deben reconstruir varias redes secundarias,

actualizando el estado de los equipos y materiales de estas; rigiéndose en

los parámetros contemplados en las guías de diseño de ia empresa.

6. En las redes que exista desbalance en la distribución de la carga sobre

las fases, se recomienda una redistribución de ésta, mediante la

reubicación de las acometidas; sobre las fases que disponga el

transformador que alimenta a esa red.

BIBLIOGRAFÍA

[1 ] Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A..- "Archivos deídepartamento de planificación", diciembre del 2001.

Página web - Internet, "conelec.gob.ec.com"

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[ 4 ] Poveda, Mentor.- "Planificación de Sistemas de Distribución", FIE, EPN,Quito, 1987.

[ 5 ] Salazar, Osear - Tisalema, Wilson.- "Caracterización de la Carga", TesisEPN, 2001.

[ 6 ] Scheaffer, Richard.- "Elementos de Muestreo", México 1987

[ 7 ] Poveda, Mentor.- "A New Method to Calcúlate Power Distributíon Lossesin an Environment of High Unregistered Loads", presentado en The 1999IEEE/PES Transmission and Distribution Conference. New Orleans, USA1999.

[ 8 ] Circutor.- "Sofware Para el Análisis de Redes Eléctrcas", Manual deusuario, 2001

i[9] Jami, Miguel A. .- "Planeamiento de Corto Plazo Para el Sistema de

Distribución de Cayambe", Tesis EPN, 2001

[10] Scott & Scott Company.- "Manual de Usuario del DPA/G (DistributionPrimary Analysis Graphics)" Versión 3.11,1995.

[11] Cablee.- "Catálogo de Conductores Eléctricos y Telefónico": Cablee, Quito1998

[12] Westinghouse Electric Corporation.- "Distribution System": Electric UtilityEngineering Reference book, Pennsylvania 1965.

[13] Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A..- "Guías de Diseño",Ambato, Edición 2001.

[14] Westinghouse Electric Corporation.- "Electrical Transmission andDistribution Reference book": Pennsylvania 1950.

ANEXO N- 01

TABLA DE NÚMEROS ALEATORIOS

TABLA DE NÚMEROS ALEATORIOS

Columna

(1)

(2)

(3)

(6)

(7)

(8)

(10)

(11)

(13)

(14)

2651

719

I 1997

1897

1

2711

792

2876097

7106

181

104

908 I 9

2910

140

74942

30494

I 7849

30 31 32969 14

30863

3347964

68948

3414

671

971 79

35 36401 10

7714

7

38 39601

.-

41799SO

76987

4264975

16796

46d87

87684

66409

4394614

44

661

I

47

I 1060

90944

74(197

TABLA DE NÚMEROS ALEATORIOS

Columna

(1)

(3)

(4)

(6)

(7)

(S)

(9)

(10)

(U)

(12)

(13)

71 79 [

9606!

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6861000

41 666

1 7140

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34345

67946

41444

72 7396)

19

TA

BL

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EA

TO

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S

Columna

(1)

(2)

(3)

(-1)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

7616869

37919

7761

2377109

789 1000

7S676

361 79

94887

79 SOS9443

641 7

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8136794

70968

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84403

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1719

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10907

90670

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936469

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9741:

9599997

97749

77983

49477

16807

Í9407

14600

HUÍ

ANEXO N- 02

SECUNDARIAS

Od

Fat-1Htti

O

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M

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en

>

SI

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POSTE DE HORMIGÓN 11 n

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POSTE DE HORMIGÓN 11 n

0

POSTE DE MADERA TRATADA 9 n

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PDSTE DE HORMIGÓN 9 n

RED DE BAJA TENSIÓN

A

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

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ACOMETIDA DEL CLIENTE

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POSTE DE HORMIGÓN 11 n

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A

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

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POSTE DE HORMIGÓN 11 n

POSTE DE HORMIGÜN 9 n

RED DE BAJA TENSIÓN

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

ACOMETIDA DEL CLIENTE

LUMINARIA

(ABC) FASE DE CONEXIÓN DE LA ACOMETIDA

EM

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PDSTE DE MACERA

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PDSTE DE HORMIGÓN 11 n

0

POSTE DE MADERA

TRATADA Un

(¿

PDSTE DE HORMIGÓN 9

m

RED DE BAJA TENSIÓN

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RANSFORMACIÓN

[X]

COLUMNA DE CASA

fr- ACOMETIDA

DEL

CLIENTEj

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RED DE BAJ

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JA

1 D

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N

o.

oANEXO N~ 03

LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN DE LAS

i

CARACTERÍSTICAS DE LAS REDES SECUNDARIAS

Página 1 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 1231

# POSTE

33960

33963

33959

33956

33955

33964

33965

339423394333946

33947

ACOMETIDA

FASE

A

C

BC

C

ABC

C

BC

AC

BC

AB

B

B

B

C

A

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ABC

ABC

ABC

ABC

A

AB

AB

AB

A

A

ABC

ABC

BC

BC

C

B

BC

C

ABC

LONGITUDACOMET. (m)

5

12

11

20

20

12

10

18

12

12

25

20

20

10

42

54

9

12

15

10

15

15

8

9

12

5

22

25

4

16

16

15

18

4

12

TIPOACOMETIDA

2x6-AL2x8-CU3x4-AL

2x6-AL4x4-AL2x6-AL3x8-CU

3x10-CU

3x4-AL

3x4-AL

2x4-AL2x10-CU2x10-CU2x6-AL2X8-CU2x6-AL4x4-AL

4x4-AL

3x8-CU4x4-AL

2x6-AL3x6-AL

3x6-AL

3x6-AL

2x6-AL2x8-CU4x4-AL4x8-CU

3x4-AL

3x4-AL2x6-AL2x8-CU3x4-AL

2x6-AL4x4-AL

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x121-210V/15-60A120V/15-100A120V/10-30A120V/10-30A

1 20V-240/1 5-75A120V/15-45A120V/15-100A1 20V/1 5-45A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

120V/5-20A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A1 20V/1 5-45A120V/15-100A120V/15-100A

120V -240/1 5-75A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A110V/10-30A120V/15-100A110V/10-30A

120V/15-100A3x121-210V/15-60A

120V-240/15-75A120V-240/15-75A

120V-240/15-75A120V/15-100A120V/15-100A

3x121-210V/15-60A120V/15-100A12wV/10-30A

12ÜV/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CONTELECAKRIZIKKRIZIKGENERAL ELECTRICKRIZIKKRIZIKCONTELECAAEG

AEG

CONTELECAAEG

CIECSAAEG

KRIZIKKRIZIKKRIZIKAEG

CONTELECACONTELECACIECSACONTIMETERCIECSACIECSACIECSACIECSACIECSACIECSACIECSACONTELECAKRIZIKAEG

OSAKYOSAKYCONTELECAKRIZIKKRIZIKKRIZIKGENERAL ELECTRICKRIZIKCONTELECAAEG

FUJISCHLUMBERGERFUJICONTELECAINECELCONTELECACONTELECA

CONTELECAKRIZtKKRIZIKGANZKRIZIKAEG

KRIZIKKRIZIKKRIZIKKRIZIK

NUMEROMEDIDOR

84572136020125129913661188521287148502922364122236103250922370731356822274051289251289421289213026718

1001033227154358898130129156467131421130669941229411985664

12513822726607296599729655319246125646125597128161979991412519532922276869746221955693496310

101797150881499214990125350125362571671 253332236533124086124084125330125312

Página 2 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 1231

# POSTE

33948

33949

33961

33965

33967

ACOMETIDA

FASE

B

AB

AB

A

ABC

C

BC

B

C

ABC

BC

BC

BC

AB

AB

B

A

A

AB

CB

A

B

C

A

LONGITUDACOMET. (m)

10

14

8

14

10

12

12

30

30

11

5

15

15

7

9

18

10

17

8

40

42

46

34

20

TIPOACOMETIDA

2x6-AL

3x6-AL

3x8-CU

3x6-AL

4x6-AL

2x6-AL

3x8-CU

2x6-AL

2x6-AL

4x4-AL

3x4-AL

3x8-CU

3x8-CU

3x8-CU

3x8-CU

2x6-AL

2x10-CU

2x6-AL

3x6-AL

2X10-CU

2x6-AL

2x4-AL

2x6-AL

2x6-AL

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A

120V/10-30A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

3x121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

110V/15-45A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

1 20V/1 5-1 OOA

120V/15-100A

120V/15-100A

12CV/15-100A

120V/15-100A

120V-240/15-75A

120V-240/15-75A

120V/10-30A

120V/10-30A

2x121-210V/15-100A

110V/10-30A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/5-20A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

110V/10-30A

110V/10-30A

MARCA MEDIDOR.

KRIZIK

FUJI

KRIZIK

KRiZIK

KRIZIK

CONTELECA

CONTELECA

KRIZIK

AEGAEGINECEL

CONTELECA

CONTELECA

AEGWESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

GENERAL ELECTRIC

KRIZIK

KRIZIK

CIECSA

WESTINGHOUSE

CONTELECA

CONTELECA

AEG

AEG

INECEL

FUJI

CONTELECA

KRIZIK

PAFAL

KRIZIK

CIECSA

KRIZIK

KRIZIK

CONTELECA

KRIZIK

FUJI

FUJI

NUMEROMEDIDOR

125314

51057

125311

125425

125433

47515

47669

125334

158325

158320

71753

75429

53045

2238027

64338

91693

125342

125344

1334

68998

19164

19165

2236684

223673

481945

7476990

8168

108403

6541026

114347

153494

114344

125591

75928

108398

736668

63954

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 1575

# POSTE

11593

1160011602116031160411606

11607

11594

11595

PO

P1

11598

11599

11592

P2

11591

ACOMETIDA

FASE

A

B

A

A

8

B

AB

B

A

B

B

B

A

B

B

B

B

B

B

BA

B

B

B

A

A

B

A

A

B

B

A

B

B

A

A

AB

LONGITUDACOMET. (m)

8

10

5

12

17

4

5

6

833

18

5

7

15

4

22

17

30

3022

26

1422

20

4

10

17

16

18

11

15

5

25

8

1317

7

12

TIPOACOMETIDA

2x8-Cu2x6-AI

2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2X6-AI

2x10-Cu2x6-AI2x6-AI2X6-AI _2x6-Al2x6-Al2x6-Ai2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI

2x10-Cu2x6-AI2x8-Cu2x6-AI2x6-AI2x6-AI3x6-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/10-30A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-45A

120V/15-100A120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/10-30A

120V/15-100A120V/15-100A-L20V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A110V/10-30A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CONTELECAKRIZIKFUJIKRIZIKCIECSACONTELECA

FUJIKRIZIK

KRIZIKGENERAL ELECTRICCIECSACONTELECA

KRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECACONTELECAFUJICONTELECA

CIECSASEOCOCIECSAKRIZIKCONTELECAWESTINGHOUSEKRIZIKGENERAL ELECTRICKRIZIKKRIZIKKRIZIKCONTELECAKRIZIKKRIZIKCONTELECAFUJIKRIZIKCIECSACIECSACIECSACIECSACIECSA

NUMEROMEDIDOR

95101

110267

343169

110142

131287

77531

348357

110262

1103079080915286810405711013695391105822104753

16792634558577081

131132122084

132947

118848

82505

70243

120067

89688

119727

110138

110132

9837011017631663

53226

736747

115271

131901155956155958

155093

156357

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 1640

# POSTE

32621

32614

32610

32611

32612

32613

32762

ACOMETIDA

FASE

AB

B

AB

AB

BC

ABC

AB

ABC

ABC

B

LONGITUDACOMET. (m)

7

20

6

4

7

7

14

14

16

112

8

TIPOACOMETIDA

3x4-AL

2X6-AL

3X6-AL

4X4-AL

3x4-AL

3X6-AL

4X6-CU

3X8-CU

4X4-AL

4X4-AL

2X8-CU

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

2x121-210V/15-60A

3X121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

3x121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

2x121-210V/15-100A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CONTELECA

CONTELECA

GENERAL-ELECTR!

GANZ

KRIZIK

GENERAL-ELECTRI

CONTELECA

CIECSA

CIECSA

GANZ

KRIZIK

KRIZIK

GENERAL-ELECTRI

GENERAL-ELECTRI

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

PRESOP

CONTELECA

NUMEROMEDIDOR

75115

75108

91687

63839

107269

97621

100339

130474

130495

90477

115385

115384

99819

99809

58209

58210

127688

116474

116485

101926

94969

Página 1 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 265

# POSTE

33662

33686

33675

33676

33677

33681

33682

336783368333661

33660

33663

33664

33665

33668

ACOMETIDA

FASE

ABC

AB

A

C

BC

A

ABC

AC

AB

CACA

BA

C

AC

BACCC

ABC

ABCA

AC

B

ABCC

C

ABC

B

ABCABCABCABCBC

CCC

BC

ABCCCA

ABC

AC

LONGITUDACOMET. (m)

810

20422

411

22

11

4

15

7

1820

211117

12

10

11

11

15

20

114

3

1144

1815

118

55

18

185

87136

1015774

35

TIPOACOMETIDA

4x6-A!3x6-AI

2x10-Cu2x6-AI3x8-Cu

2x6-AI4x4-AI

3x6-A!

3x6-AI

2x6-AI2x10-Cu2x6-AI

2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI3x6-AI

2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI4x2-Ai4x2-A!2x6-AI3x6-AI

2x10-Cu4x6-AI2x6-AI2x6-AI4x6-AI

2x6-Al4x6-Ai4x2-Aí4x2-AI3x8-Cu3x6-AI

2x10-Cu2x6-AI2x6-AI3x6-AI

4x2-AI2x10-Cu2x6-AI

2x10-Cu4x6-AI

3x8-Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A1 20V/1 0-30A120V/15-45A120V/15-75A

120V/10A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-75A120V/15-75A

120V/15-100A120V/15-75A

120V/15-100A120V/15-75A

1 20V/1 5-1 ODA

120V/10-30A120V/10A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x210-121V/30-120A3x210-121V/3G-120A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

1 20V/1 OA3x210-121V/15-60A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x121-210V/15-60A3x121-210V/15-60A

3x121-210V/50-150A3x121-210V/15-60A

120V/15-100A120V/15-100A120V/10-30A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

2x121-210V/15-60A3x210-121V/30-120A

120V/15-100A121V/20A

110V/10-30A120V/15-100A120V/15-100A120V/10-30A12QW15-100A

MARCA MEDIDOR.

FAEFUJIABB

AEGAEGCONTELECAAEG

CONTELECACONTELECACONTELECACIECSACIECSACIECSACONTELECAKRIZIKWESTINGHOUSECONTELECAWESTÍNGHOUSECONTELECACONTELECAAEGAEGKRIZIKKRIZIKGENERAL ELECTRICCONTELECACIECSACIECSACIECSAKRIZIKINECELINECELKRIZIKSEOCOSEOCOKRIZIKKRIZIKCIECSAKRIZIKKRIZIKKRIZIKKRIZIKKRIZIKGANZGANZAEGGANZKRÍZÍKKRIZIKFUJICONTELECAGENERAL ELECTRICKRIZIKKRIZIKINECELKRÍZÍKKRIZIKFUJICIECSAKRIZIKFUJI

NUMEROMEDIDOR

136723468721417742256822227220410514

5999894697204257441413023312998715226082641143726599264116345610661034212255458S0080¡23992108348962513021113336615492215236111490153806735921196731220141219133026722512812215684411204012381512381412400311766191038199068529906057138305123902124013345935821979796111890111860848120894347110930735041154915107703349383

GENERAL ELECTRIC 96706

Página 2 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 265

# POSTE

33669

33670

33671

33672

33673

33674

ACOMETIDA

FASE

ABC

C

B

A

A

A

B

C

BC

ABC

C

C

ABC

ABC

BC

C

C

C

B

A

C

ABC

ABC

A

ABC

C

LONGITUDACOMET. (m)

5

25

7

4

15

35

20

7

14

11

9

22

15

15

12

7

7

13

11

11

12

13

11

12

12

14

TIPOACOMETIDA

4x6-AI2x6-AI

2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI2x6-AI2x6-AI

4x6-AI2x6-AI2x6-AI4x6-AI

4x6-AI3x6-AI

2x6-AI2x6-AI2x8-Cu

2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI4x4-AI

4x6-AI

2x6-Ai

2x8-Cu2x6-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A3x121-210V/30-120A

120V/15-100A120V/10-30A120V/15-100A

120V/5-15A110V/1QA

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x210-121V/30-120A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-1QOA120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

120V/15A120V/15-45A

120V/10A120V/15-100A.120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A120V/10-30A120V/15-75A

3x121-210V/15-45A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

GENERAL ELECTRICSIEMENZCONTELECAAEG

CONTELECAFUJITOSHIBAKRIZIKCIECSACONTELECACONTELECAINECELKRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECACONTELECASEOCOFAE

CONTELECAKRIZIKCONTELECAFAE

KRIZIKWESTINGHOUSEAEG

AEG

KRIZIKGENERAL ELECTRICKRIZIKKRIZIKKRIZIKCIECSAFUJICONTELECAAEG

CIECSA

NUMEROMEDIDOR

9669044345447632922552043428710342576043548831249521511338010680101887131263699394476434764337642612219913766486465126712864641591981127545229922724406006400123792925831258041196298978152967345903104992903764155833

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LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 3520

# POSTE

23293

2329423295

23296

23298

23307

23308

23306

23300

23301

ACOMETIDA

FASE

A

ABC

BC

CBC

CABC

ABC

AAC

ABC

B

ABC

CAC

ABC

AB

AB

AB

A

AB

B

B

AB

B

BC

AB

AB

LONGITUDACOMET. (m)

13

13

11

26

77

12

86

13

78

8

8

88

9

12

6

48

128

87

310

9

TIPOACOMETIDA

2x6-AI2x4-AI

2x4-Ai

2x6-AI3x8-Cu

2x6-AI4x6-AI

4x6-AI

2x10-Cu3x6-AI

3x8-Cu

2x10-Cu4x4-AI

2x6-AI3x8-Cu

2x6-AI3x6-AI

3x6-AI

3x6-AI

3x6-AI

2x8-Cu3x4-AI

2x6-AI2x6-AI3x6-AI

2x10-Cu3x6-AI3x8-Cu

3x8-Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A110-120V/15-60A

120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-75A120V/15-75A120V/15-75A120V/15-75A120V/15-75A120V/15-75A120V/15-75A120V/15-75A1 20V/1 5-75A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-175A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

120V/15A120V/15A

120V/15-100A120V/1S-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-75A120V/15-75A

120V/15-100A12CV/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CIECSAKRIZIKKRIZIKCIECSAKRIZIKKRIZIKKRIZIKCONTELECAKRIZIKCIECSACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACIECSACONTELECAKRIZIKCONTELECACIECSACIECSACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACIECSAGENERAL ELECTRICGENERAL ELECTRICAEGCONTELECACONTELECACONTELECACIECSACIECSACIECSAFAEFAE

KRÍZIKABBCIECSACONTELECACIECSACIECSAKRIZIKABBCONTELECACONTELECACONTELECAABB

GANZCIECSA

NUMEROMEDIDOR

1522571021351101181563661203535731012027148044512732392886537215096576873793029555679303P287729727294686060860591560851071671196701071651560901560892209977141

79523795247952515366751860518282236091•> 560447676876371151178129940666251587889124912535116140415608681878152604539681290521610809402332516132870140015H 7476156083

Página 2 de 3

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 3520

# POSTE

2330223304

7714723310

23297

23318

23313

23318

23319

23311

23315

23316

ACOMETIDA

FASE

B

B

B

AB

B

B

AC

CBC

CAC

BC

CABC

AAB

ABC

ABC

ABC

BCABC

BCB

CA

AB

ABCC

ABC

ABCABC

CB

BC

LONGITUDACOMET. (m)

512117

67

6

105

58

8

1211

13

11

11

9

4

1110

1595812

10105

555115

TIPOACOMETIDA

2x6-AI2x6-A!2x6-Ai3x6-AI

2x8-Cu2x8-Cu3x6-AI

2x6-AI3x6-AI

2x6-AI3x6-AI

3x6-AI

2x8-Cu4x6-AI

2x10-Cu2x8-Cu

4x6-AI

4x4-AI

4x6-AI

3x6-AI4x4-AI

3x6-AI2x8-Cu2x8-Cu2x8-Cu3x6-AI

4x6-AI2x6-AI4x8-Cu

4x4-AI4x4-AÍ2x8-Cu2x6-Ai3x6-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A1 20V/1 5-60A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-75A120V/15-75A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

120-208V/15-120A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-60A

120V/15-100A3x121-210V/3x15-60A

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/20-60A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CONTELECAKRIZIKCONTELECAKRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECACONTELECAKRIZIKCONTELECAABBABBCIECSACIECSACONTELECACONTELECACONTELECACONTELECACIECSACIECSACONTELECAFUJICIECSACÍECSACONTELECACONTELECAABBCIECSACIECSAGANZGANZCONTELECACONTELECACONTELECAKRIZIKKRIZIKCONTELECATINEPURCIECSACIECSACIECSACONTELECACONTELECACONTELECAKRIZIKKRIZIKKRIZIKKRIZIKCIECSAGANZKRIZIKCONTELECACONTELECAGANZCONTELECACIECSACIECSACIECSA

NUMEROMEDIDOR

9537112081781817126387784957115858900120383115409807021017111218331560491319269286S1012421012509289715629296245716805020415637015626413742137431414321336066454465127903071055659532110545870325120111955831309615636815636148404939427493824142568979816937819998000507111538701990398105653951865346719905449518115218149315150166

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 3520

# POSTE

23312

23313

ACOMETIDA

FASE

AC

A

AB

AB

AB

BC

BAB

LONGITUDACOMET. (m)

5

109

14

11

10

1315

TIPOACOMETIDA

3x8-Cu

2x6-AI3x8-Cu

3x6-AI

3x6-AI

3x6-AI

2x6-AI2x8+1 0-Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A12CV/15-100A12CV/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-75A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CONTELECACIECSACIECSAFAECIECSACIECSACONTELECACONTELECAABB

ABB

KRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECACONTELECA

NUMEROMEDIDOR

8549815218615446715901715218515549887513875141400816360012789485765814931499880412

Página 1 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 3547

# POSTE

19658

19659

19660

Po

19662

19663

19665

19668

ACOMETIDA

FASE

ABC

B

C

A

B

C

B

A

A

B

A

A

B

C

C

A

ABC

B

AC

BC

AB

A

AB

A

B

B

B

B

B

ABC

LONGITUDACOMET. (m)

50

17

17

15

23

28

8

8

5

20

12

19

25

15

3

45

25

17

60

25

22

20

13

45

52

50

17

25

35

30

TIPOACOMETIDA

4x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x8 Cu

2x8 Cu

2x6 Ai

2x8 Cu

2x4 Al

2x4 Al

2x4 Al

2x6 Al

2x8 Cu

3x8 Cu

2x6 Cu

3x8 Cu

3x8 Cu

3x6 Al

2x10 Cu

3x4 Al

2x8 Cu

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

4x6 Al

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

3x121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/10-30A

120V/10-30A

120V/15-100A

110V/10-30A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/10-30A

120V/20-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

110V/10-30A

120V/15-100A

2x240-1 20V/15-60A

J20V/15-100A

120V/15-60A

120V/15-60A

120V/15-100A

120V/10-30A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

GANZ

KRIZIK

SCHLUMBERGER

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

CONTELECA

FUJI

FUJI

SCHLUMBERGER

DUNCAN

CONTELECA

SCHLUMBERGER

WESTINGHOUSE

AEG

FUJI

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

FUJI

KRIZIK

INECEL

CONTELECA

FUJI

FUJI

INEPAR

SIEMENS

CONTELECA

CONTELECA

SCHLUMBERGER

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

CIECSA

CIECSA

KRIZIK

WESTINGHOUSE

NUMEROMEDIDOR

138209

128996

93681

107992

110835

106359

103396

3435860

747599

93685

51667

92758

93679

69673

2290370

48755

62691

62765

62688

62707

62726

736998

114342

55277

53839

51117

50966

131490

12658149

78815

78816

93686

118484

114657

118889

150629

152480

126648

67191

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 3547

# POSTE

19670

19672

19676

19677

19674

13397

13396

13395

13394

13393

13391

ACOMETIDA

FASE

B

AB

C

C

B

B

AB

AB

AB

B

A

B

B

A

B

LONGITUDACOMET. (m)

25

35

25

8

8

65

12

40

10

12

15

10

6

5

30

TIPOACOMETIDA

2x6 Al

2x8 Cu

2x8 Cu

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

3x4 A¡

3x8 Cu

3x2 Al

2x8 Cu

2x6 Al

2x6 Al

2x6 Al

2x8 Cu

2x8 Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A

•20V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

2x121~210V/15-60A

2x121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

2x121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

110V/10-30A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

KRIZIK

CONTELECA

CONTELECA

KRIZIK

CONTELECA

CONTELECA

SCHLUMBERGER

KRIZIK

GANZ

INECEL

ABB

ABB

ABB

ABB

ABB

KRIZIK

DUNCAN

CONTELECA

GENERAL ELECTRI

ABB

AEG

WESTINGHOUSE

NUMEROMEDIDOR

107674

74132

81623

114827

4225

71299

95818

119002

63841

4878830

141918

141917

141923

141920

141919

7238464

52189

93360

98206

140295

2290370

66508

Página 1 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 4300

# POSTE

23131

23132

2313323134

23135

23136

23138

23139

23125

ACOMETIDA

FASE

BC

BC

ABA

AB

BC

CABC

CA

ABC

AB

CBCC

CABB

ABA

BC

ABCC

ABABC

ABC

BBB

ABCABC

ABC

A

LONGITUDACOMET. (m)

25

25

163527

22

1616

25

1616

16

251881212

1288

20

20

2030666

8

26151799

16

16

TIPOACOMETIDA

2x8 Cu

3x6 AI

2x8 Cu2x10 Cu3x6 Al

3x6 Al

2x6 Al4x4 Ai

2x6 Al2x6 Al4x4 Al

3x6 Ai

2x6 Al2x8 Cu2x6 Al2x6 Al2x6 Al3x8 Cu2x6 Al3x4 Al2x6 Al

3x10 Cu

3x6 Ai2x6 Al2x6 Al3x4 Al2x6 Al

4x4 Al

2x10 Cu2x10 Cu2x6 Al4x2 Ai4x6 Al

4x4 Al

2x10 Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120v/15-100A120V/15-100A120V/15-100A110V/10-30A120v/15-100A

2x121-210V/15-60A120v/15-100A110V/10-30A120V/15-45A120v/15-100A120v/15-100A120V/15-100A12ÜV/15-100A120v/15-100A120V/15-100A120V/5-20A110V/10-30A120V/15-100A120v/15-100A120V/15-100A120v/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120v/15-100A120V/15-100A110V/10-30A120V/15-100A120v/15-100A120v/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

2x121-210V/15-60A12ÜV/15-100A120v/15-100A120v/15-100A

2x121-210V/15-60A120v/15-100A120v/15-100A

2X121-210V/15-60A120v/15-100A

2X121-210V/15-60A120v/15-100A120v/15-100A120v/15-100A

2X121-210V/15-60A120V/15-100A120V/15-100A120v/15-100A120V/10-30A

3x1 20-208V/1 00-1 50A3x121-210V/15-60A

12oV/15-100A120v/15-100A120v/15-100A120v/15-100A120V/15-100A120V/15-60A120V/5-20A

MARCA MEDIDOR.

CONTELECAWESTINGHOUSEWESTINGHOUSEFUJIFAE

INECELKRIZIKFUJIAEGWESTINGHOUSECIECSACIECSACIECSACIECSAKRIZIKCONTIMETERCONTIMETERKRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECAABBCONTELECACONTELECACONTELECAAEGCIECSAGENERAL ELECTRICCONTELECAWESTINGHOUSECIECSAINECELKRIZÍKKRIZIKKRIZIKKRIZIKCONTELECACONTELECAKRIZIKKRIZIKKRIZIKABBKRIZIKKRIZIKKRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECACONTIMETERAEGKRIZIKKRIZIKCONTELECACONTELECACONTELECACIECSAAEGAEG

NUMEROMEDIDOR

10072062638624327469460160814498402011113874614803249244654241371721558301558401532341158634710763396264511909186314863138131214177694080895930811922259089156466988517253360607157701^69021120621197713896241130753249244584747129482118420118600141853126054126045116707472072259083305190047106342450384117383i 18420

7930679307471620013280122362672290356

Página 2 de 2

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 4300

# POSTE

23126

23127

23128

23129

23130

23076

ACOMETIDA

FASE

C

B

A

A

B

B

B

B

A

C

B

C

A

B

A

BC

AC

B

AB

C

A

ABC

LONGITUDACOMET. (m)

18252012103066

252533

1640203022

30

202520

1517

17

TIPOACOMETIDA

2x6 Al2x6 Al2x6 Al

2x10 Cu2x6 Al

2x6 Al

2x6 Ai

2x6 Al2x6 Ai2x6 Ai

2x10 Cu

2x8 Cu2x6 Al

2x10 Cu2x10 Cu3x6 Ai

3x6 Al

2x6 Al2x8 Cu2x6 Al

2x10 Cu2x6 Al2x6 Al

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120v/15-100A

1 20V/1 5A

110V/10-30A120v/15-100A

120v/15-100A

120v/15-100A

120v/15-100A

120v/15-100A

120v/15-100A

120V/15-45A

120v/15-100A

1 20V/1 5-45A

120v/15-100A120V/15-45A120v/15-100A120v/15-100A

2x121-210V/15-60A120v/15-100A120v/15-100A

120v/15-100A

120v/15-100A120v/15-100A120V/5-20A

120v/15-100A120v/15-100A120v/15-100A120v/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

KRIZIK

CONTELECA

FUJI

ERICSON

CONTELECA

KRíZIKCIECSA

CIECSA

CIECSA

CONTELECAFUJIKRIZIK

AEGABB

FUJI

SCHLUMBERGER

CONTELECAKRIZIK

CONTELECA

CONTELECAFUJICONTELECAKRIZIKAEGCONTELECAGENERAL ELECTRICGENERAL ELECTRICGENERAL ELECTRICGENERAL ELECTRIC

NUMEROMEDIDOR

1 11 562

10482

3494090

3359164

85118

111496

136900129853

80758

78074

3479070

108280

3249223

101783

349240

95463

74290

96461

94191

94192

341714

48238

118058

4082500

80291

91685

91887

91862

91867

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 5415

# POSTE

34190

34191

34192

33698

33714

33715

33922

33923

33924

33925

34168

ACOMETIDA

FASE

B

A

A

B

ABC

BC

A

A

ABC

B

C

AB

C

B

AB

ABC

ABC

B

A

B

AB

ABC

LONGITUDACOMET. (m)

25

10

20

10

15

20

25

6

15

8

16

9

8

12

15

18

20

22

18

28

20

20

TIPOACOMETIDA

2x6-AI

2x6-AI

2x8-Cu

2x6-AI

4x8-Cu

3x2-AI

2x10-Cu

2x10-Cu

4x8-Cu

2x6-AI

2x10-Cu

3x2-AI

2x6-Al

2x6-AI

2x8-Cu

4x8-Cu

4x6-AI

2x6-AI

2x10-Cu

2x10-Cu

3x2-AÍ

4x2-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A

120V/15-100A

110V/10-30A

120V/15-75A

120V/15-10QA

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-45A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-45A

120V/15-60A

3x210~121V/15-60A

120V/15-1QOA

120V15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/20A

120V/15-60A

120V/15-60A

1 2CV/1 5-45A

12CV/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

KRIZIK

KRIZIK

FUJI

CONTELECA

CONTELECA

CONTELECA

CONTELECA

CONTELECA

CONTELECA

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

CONTELECA

FUJI

ABB

ABB

AEG

FUJI

INECEL

KRIZIK

FUJI

CIECSA

CONTELECA

KRIZIK

CIECSA

KRIZIK

CONTELECA

KRIZIK

GANZ

WESTINGHOUSE

GENERAL ELECTRIC

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

BRUXELES

FUJI

FUJI

AEG

KRIZIK

CIECSA

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

WESTINGHOUSE

GENERAL ELECTRIC

SCHLUMBERGER

SCHLUMBERGER

GANZ

SCHLUMBERGER

SCHLUMBERGER

GENERAL ELECTRIC

NUMEROMEDIDOR

120079

123310

3569

15475

4682500

4681000

4673000

4681600

4667400

118771

118789

118779

118776

102646

9064

128320

128319

9055

9057

67894

160568

344061

136815

106243

118546

154567

120716

16629

114702

66977

51265

98106

70092

70093

4711094

346768

346767

9082

115568

155164

62444

6244

62435

92560

53608

93610

62666

93606

93604

92512

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 5415

# POSTE

34167

34166

34161

33717

33719

33720

33926

ACOMETIDA

FASE

ABC

ABC

AB

ABC

A

ABC

C

ABC

B

C

B

C

B

B

ABC

A

B

A

B

B

C

C

ABC

BC

B

A

B

C

ABC

ABC

ABC

B

AB

LONGITUDACOMET. (m)

30

30

35

25 I

15

7

12

15

20

25

22

22

10

12

16

22

20

18

25

35

8

12

10

16

18

16

14

14

28

12

25

25

20

TIPOACOMETIDA

4x4-AI

4X4-AI

3x8-Cu

4x4-AI

2x8-Cu

4x6-AI

2x8-Cu

4x4-AI

2x2-AI

2x6-AI

2x6-AI

2x6-AI

2x4-AI

2x8-Cu

4x6-AI

2x6-AI

2x8-Cu

2x6-AI

2x6-AI

2x6-AI

2x10-Cu

2x10-Cu

4x8-Cu

2x6-AI

2x4-AI

2x6-AI

2x6-AI

2x6-AI

4x6-Ai

4x4-AI

4x4-AI

2x10-Cu

3x2-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

3X210-121V/15-60A

120V/15-60A

120V/15-60A

120V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-45A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-60A

120V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-60A

120V/15A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

101V/10A

1 20V/1 5-1 OOA

3x120-208V/30-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

12GV/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

3x121-210V/3x5A

3x121-210V/15-45A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-60A

MARCA MEDIDOR.

GANZ

GENERAL ELECTRIC

GENERAL ELECTRIC

GENERAL ELECTRIC

WESTINGHOUSE

FUJI

CONTELECA

GENERAL ELECTRIC

CONTELECA

CONTELECA

FUJI

FUJI

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

SEOCO

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

FAE

CIECSA

KRIZIK

CIECSA

FUJI

KRIZIK

FUJI

AEG

CIECSA

CIECSA

FUJI

WESTINGHOUSE

FAE

KRIZIK

AEG

CIECSA

CIECSA

GENERAL ELECTRIC

CIECSA

KRIZIK

CONTELECA

CIECSA

CIECSA

GENERAL ELECTRIC

FAE

KRIZIK

KRIZIK

KRiZIK

FUJI

NUMEROMEDIDOR

101186

51771

51778

51555

67476

3491910

78597

104539

101348

101344

9552820

50218

111759

111760

111764

111765

121252

158463

158464

158471

125588

159193

155726

129303

130935

918854

130731

737444

158472

136862

132966

49862

61697

30267228

127978

24508632

137131

151333

97196

134057

114161

84190

130923

130932

97624

137676

106524

108357

122697

746873

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDAS

DE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 5415

# POSTE

33929

33930

34182

34183

34184

34185

34186

34189

34194

34193

34178

ACOMETIDA

FASE

B

A

ABC

ABC

B

AB

A

C

ABC

A

B

A

A

A

B

AB

AB

ABC

AB

B

A

AB

A

A

A

B

ABC

C

A

C

C

B

C

B

AB

A

B

ABC

AB

LONGITUDACOMET. (m)

25

14

14

16

18

20

25

18

15

15

15

20

20

15

15

20

15

30

35

30

20

15

15

15

20

15

15

20

20

25

25

30

40

50

30

2

20

15

15

TIPOACOMETIDA

2x6-AI

2x4-AI

4X4-AI

4x2-AI

2x6-AI

3x8-Cu

2x10-Cu

2x10-Cu

4x4-AI

2x6-AI

2x6-AI

2x10-Cu

2x8-Cu

2x6-AI

2x4-AI

3x8-Cu

3x8-Cu

4x8-Cu

3x2-AI

2x10-Cu

2x6-AI

3x4-AI

2x6-AI

2x10-Cu

2x6-AI

2x4-AI

4x2-AI

2x6-AI

2x10-Cu

2x6-AI

2x10-Cu

2x6-AI

2x6-AI

2x6-AI

3x4-A!

2x10-Cu

2x6-AI

4x2-AI

3x2-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

3X210-121V/15-120A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/20-60A

1207/1 5-1 OOA

120V/15-100A

120V/15-100A

3X121-220V/20-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

3X121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/10-30A

120V/15-100A

3x210-208V/30-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-45A

120V/15-100A

3x121-210V/15-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-100A

120V/15-45A

120V/20-60A

120V/15-100A

120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

KRIZIK

GENERAL ELECTRIC

WESTINGHOUSE

INECEL

KRIZIK

GANZ

KRIZIK

CONTELECA

FAE

FAE

FAE

KRIZIK

GENERAL ELECTRIC

AEG

KRIZIK

KRIZIK

CÍECSA

GANZ

KRIZIK

CONTELECA

KRIZIK

SIEMENS

CONTELECA

CONTELECA

CONTELECA

AEG

CONTELECA

AEG

GENERAL ELECTRiC

CONTELECA

AEG

CÍECSA

GANZ

KRIZiK

KRIZIK

KRIZIK

WESTINGHOUSE

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

KRIZIK

GENERAL ELECTRIC

CÍECSA

CONTELECA

FUJI

FUJI

CONTELECA

CONTELECA

NUMEROMEDIDOR

117175

96400

66606

50585

113088

56083

32492810

48656

160181

160272

160247

123732

91747

2236403

123353

123379

134663

67592

123703

37490

35735

44345185

103845

93945

78982

48304

95201

2450864

91019

94090

2273440

133114

92578

117044

123470

123878

60375

113776

113778

113800

124894

1244881

97217

152060

80305

3482450

1381224

73187

73168

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 5817

# POSTE

40797COLUM 1

40819

40820COLUM 2COLUM 3COLUM 4

Pmn 140793

40796

40812

40813

408154081740799408084080940799

408034080240804

40806

40807

ACOMETIDA

FASE

B

B

A

A

A

A

A

B

B

B

B

B

B

B

B

B

B

B

BBABB

BBBAAAB

B

B

LONGITUDACOMET. (m)

11111145

13

11

10

11

14

50

1630

10

2525708

451515

2020

202522

620111114

2025

TIPOACOMETIDA

2x6-AI2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI

2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI2x6-AI

2x10-Cu2x10-Cu2x6-AI

2x10-Cu2x6-AI

2x10-Cu2x6-AI2x6-AI

2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x10-Cu2x8-Cu

2x10-Cu2x6-AI

2x10-Cu2x6-AI2x6-AI

2x10-Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/10-30A120V/10-30A120V/10-30A120V/10-30A120V/10-30A120V/15-100A1 20V/1 5-45A1 20V/1 5A1 1 0V-40A120V/10-30A120V/15-100A120V/15-100A120V/15A120-2W/15-75A120V/15-100A120V/10-30A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120-15/75A120V/15-100A120V/10-30A120V/10-30A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

CIECSAAEGAEGAEGAEGAEGCIECSAAEGWESTINGHOUSEOSAKIAEGCIECSAGENERAL ELECTRICWESTINGHOUSECONTELECAKRIZIKAEGGENERAL ELECTRICCONTELECAKRIZIKSEOCOCONTELECACONTELECACONTELECAWESTINGHOUSEAEG

AEG

KRIZIKWESTINGHOUSEFAE

KRIZIKCONTELECA

NUMEROMEDIDOR

1542882256484590432257406601605993215586622744786737172961942257389131882921655983184:611971059915104224803421205051224564718255880842556315597755570500126434567731609311273932654200

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 6109

# POSTE

72001

72002

72004

72004

ACOMETIDA

FASE

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

LONGITUDACOMET. (m)

16

8

17

8

19

8

16

8

TIPOACOMETIDA

3x6-Cu

3x6-Cu

3x6-Cu

3x6-Cu

3x6-Cu

3x6-Cu

3x6-Cu

3x6-Cu

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A12QV/15-100A12DV/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x121-210V/3x30-120A120V/15-100A12QV/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x121-210V/3x30-120A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A12QV/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

3x121-210V/3x30-120A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

FAEFAEABBFAEFAEFAEFAEFAEFAEFAE

FAEFAE

FAEFAEFAEFAE

FAEFAEABBFAEFAEFAE

FAEFAEFAE

NUMEROMEDIDOR

15990715990116129615863715807660662

160064159276159958158653159973160352160068158397158056159099159886158557162185160612158024160621159871159873158996

GANZ ¡138019FAEFAEABBABB

ABBFAEFAEFAEFAEFAEFAEABB

ABBABBFAEFAEFAE

GENERAL ELECTRICABBABB

GANZFAEFAEFAEFAEFAEFAEFAEGANZFAEFAEFAE

16007415863916130916217716171316061716092615865516075015899416092416002162390363539416006316012715986892419162150' 62347138017160753160118159877160062158638160614160610137975158635160002Í5SÍ56

LEVANTAMIENTOS DE MEDIDORES Y ACOMETIDASDE LA RED SECUNDARIA DEL TRANSFORMADOR # 6109

# POSTE

72005

72006

72009

72007

72008

ACOMETIDA

FASE

A

CAB

CBCAB

B

B

C

BB

B

BCBCBAACB

CBA

A

B

C

LONGITUDACOMET. (m)

7

7

10

10

7

7

12

12

85

999

51010

101010101717

174

4

10

17

17

17

TIPOACOMETIDA

2x6-AI2x6-AI3x6-AI

2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-Al2x6-A!2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI2x6-AI

MEDIDOR

TIPO MEDIDOR

120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A12CV/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A120V/15-100A

MARCA MEDIDOR.

FAE

FAE

FAE

FAE

ABB

CIECSAABB

FAE

FAE

ABB

FAE

NUMEROMEDIDOR

160250160006160001160004162189154215161165158490158489161101159510

FAE [160751ABB

CIECSAFAE

FAE

FAE

FAE

FAE

ABB

FAE

CIECSACIECSAFAE

FAE

ABB

CIECSAFAE

FAE

ABB

CIECSACIECSAKRIZIKCIECSAABB

CIECSA

161516155399159471160097159152160033159883161112158055156121156371159514160153161163155395159800159454162034154206156602113986155394162008154491

ANEXO N 04

CURVAS DE DEMANDA Y BALANCE DE ENERGÍA

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #1231 ( 75KVAPERÍODO: 31-03-02 / 06-04-02

340

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTESMIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADODOMINGO

ENERG.kWhRegist / DÍA

410.65702.14561.22582.51783.15253.60233.32

Semana 3526.58

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍA ENEFACTURADA POR MES EN E

13,784.24

RGÍA REGISTRADAEL MES PROMEDIO

15,281.86

Alumbrado Público:9 Lurnin. 1259 Lumin. 150

Balasto: 0.261Consumo por dia

TOTAL AL MES:

w-Hg : 1.13 kWw-Na : 1.35 kWkW30.10 kWh

915.42 kWh

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

582.193 . , . ,, . ..-^ X o o - i no/J> O.Q IU /Q

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)

SEMANA

144.29

MES PROMEDIO

625.26

PERDIDAS TÉCNICAS

156.32

DE ENERGÍA

kWh

PERDIDAS NO TÉCNICAS

- mes 425.88 kWh-DE ENERGÍA

mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

05/04/2002

11:30:00

FASE

FASE 1

FASE 2

FASES

PROMEDIO /TOTAL

V

121

122

121

121

fp

0.97

0.96

0.96

0.96

P(KW)

10.84

27.00

21.00

58.84

CURVAS DE DEMANDA

6.0

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #1575 ( 15KVA - 1PERÍODO: 19-07-02 / 04-08-02

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTES

MIERCOES

JUEVES

VIERNES

SÁBADO

DOMINGO

ENERG (kWh)Regist/ DÍA

154.45157.62

154.19

155.01

148.18

145.30

140.35

Semana 1055.10

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE LA ENERGÍAFACTURADA POR MES

4188.72

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

Alumbrado Público:6 Lumin. 100

Balasto: 0.06

Consumo por dia

TOTAL AL MES:

w-Hg :

kW

7.26

220.83

0.60

kW h

kWh

kW

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

162.56 kWh - MES 3.555%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)

SEMANA

51.92

MES PROMEDIO

224.99

PERDIDAS TÉCNICAS DE

56.25

ENERGÍA PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

kWh-mes 106.31 kWh - mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

19:00:00

FASE

FASE 1

FASE 2

PROMEDIO /TOTAL

V

119

120

120

fp

0.94

0.94

0.94

P(KW)

8.30

6.20

14.50

CURVAS DE DEMANDA PERDIDAS

gQce

•UJQ.

Q2<

UJo

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR # 1640 ( 45KVAPERÍODO: 06-02-02 / 14-02-02

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍAFACTURADA POR MES

3284.49

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

Alumbrado Público:

JUEVES 112.82

VIERNES 153.67

SÁBADO 161.85

DOMINGO 163.41

Semana 1110.06

14 Lumin.

1 1 Lumin.

Balasto

Consumo por dia

TOTAL AL MES:

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng.

156.30 kWh-MES

125 w-Hg :

150 w-Na :

0.352 kW

41.27 kWh

1369.48 kW h

Facturda - Eng AP

-> 3.249%

1.75 kW

1.65 kW

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)

SEMANA

48.807

MES PROMEDIO

211.496

PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA

52.87 kWh-mesPERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

103.43 kWh-rnes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

12/02/2002

11:00:00

FASE | V

FASE 1

FASE 2

FASES

PROMEDIO /TOTAL

123

120

122

122

fp

0.96

0.97

0.94

0.96

P(KW)

1.40

7.10

8.20

16.201

CURVAS DE DEMANDA

oOC£L

-LUQ.

LUQ

Q~Z.<SUJo

o o o o o o o o o o o o o o o o o oo o o o o

QLUcr

LUQ

LJJD

o o o o oco o co o

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #265 ( 112,5 KVA - 3 (|i)PERÍODO: 27-08-02/03-09-02

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTESMIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADODOMINGO

ENERG (kWh)Regist / DÍA

612.29608.26625.87604.55648.42560.15615.75

Semana 4275.29

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍA ENFACTURADA POR MES EN

16309.500

ERGÍA REGISTRADAEL MES PROMEDIO

18526.28

Alumbrado Público:4 Lumin. 1255 Lumin. 150

10 Lumin. 250Balasto: 0.354

Consumo por dia- AP

1 SEMÁFORO

TOTAL AL MES:

w-Hg : 0.50 kWw-Na : 0.75 kWw-Na : 2.50 kW

kW

49.25 kW h

100 watt 2.4 k W h / d i a

1570.96 kWh

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

645.82 kWh-MES > 3.486%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)

SEMANA

172.397

MES PROMEDIO

747.055

PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA

186.76 kWh - mesPERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGIA

459.05 kWh-mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

25/05/2002

19:30:00

FASE

FASE 1

FASE 2

FASES

PROMEDIO /TOTAL

V

120

119

120

120

fp

0.97

0.98

0.98

0.98

P(KW)

23.90

21.60

13.30

58.70

CURVAS DE DEMANDA

iQf£

•LU

<Q

o:<

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #3520 ( 75 KVA - 3 <]>)PERÍODO: 22-05-02 / 29-05-02

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTESMIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADODOMINGO

ENERG (kWh)Regist/ DÍA

580.90577.63583.14590.45570.33611.71528.44

Semana 4042.60

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍAFACTURADA POR MES

15444.62

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

Alumbrado Público:7 Lumin.8 Lumin.7 Lumin.

Balasto:

125 w-Hg ;150 w-Na :250 w-Na :

0.375 kW

0.881.201.75

kWkWkW

Consumo por dia

TOTAL AL MES:

46.20 kW h

1405.25 kWh

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA - Eng, Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

668.06 kWh - MES 3.814%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)

SEMANA

177.974

MES PROMEDIO

771.219

PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA

192.8047 kWh-mesPERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

475.2539 kWh - mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

25/05/2002

19:30:00

FASE

FASE 1

FASE 2

FASES

PROMEDIO /TOTAL

V

120

122

121

122

fp

0.97

0.97

0.97

0.97

P(KW)

22.00

21.12

12.12

55.24

CURVAS DE DEMANDA

5G

CO<QQcr

•UJQ.

LUQ

<Q

UJQ

QLU

LUQ

o~z.<

UJQ

i - ~ . c o m

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #3547 ( 45KVA - 3 <[>)PERÍODO: 15-02-02 / 20-02-02

DÍAREGISTRADO

LUNES

MARTES

MIÉRCOLES

JUEVES

VIERNES

SÁBADO

DOMINGO

ENERG (kWh)Regist / DÍA

334.33

325.62

226.37

313.43

242.57

348.26

295.66

Semana 2086.24

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍA EN!FACTURADA POR MES EN

7799.50

ERGIA REGISTRADAEL MES PROMEDIO

9040.36

Alumbrado Público:6 Lumin. 250

7 Lumin. 125

Balasto:

onsumo por dia_A

1 SEMÁFORO

TOTAL AL MES:

w-Na : 1.50 kW

w-Hg : 0.88 kW

0.209 kW

28.42 kW h

100 watt 2.4

937.56 kW h

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA - Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

303.30 kWh-MES ;> 3.355%

kW h /d ía

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA {kW}

SEMANA

75.348

MES PROMEDIO

458.365

PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

114.5911 kWh - mes 188.7069 kWh-mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

17/02/2002

19:15:00

FASE

FASE 1

FASE 2

FASE 3

PROMEDIO /TOTAL

V

120

120

121

120

fp

0.96

0.95

0.94

0.95

P(KW)

5.10

14.20

10.10

29.50

CURVAS DE DEMANDA PERDIDAS

27

<12 9

o m o m o i n o u o o9 ! " ^ c ? ? r ~ 9 1 T J ; i v ) T ~ r : )T - t o c N c o Ó L O t - h - c o

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #4300 { 50KVA - 3PERÍODO: 30-03-02 / 06-04-02

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTES

MIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADO

DOMINGO

ENERG (kWh)Regist / DÍA

480.5836479.1071

470.6693467.4366498.1289555.1236

449.7522

PROMEDIO DE ENERGÍAFACTURADA POR MES

Promedio 12 meses 13901.15

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

Alumbrado Público:Lumin.Balasto

1500.126

w-Hg :kW

1.05 kW

DOMINGOTot. semana

449.75223400.8013

Consumo por dia-AP 12.35 kW hTOTAL AL MES: 375.59 kW h

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

460.071 kWh-MES > 3.122%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)SEMANA136.838

MES PROMEDIO592.963

PERDIDAS TÉCNICAS

148.2408DE ENERGÍA

kWh - mes

PERDIDAS NO TÉCNICAS

311.8299 kWh -

DE

mes

ENERGÍA

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMAFecha / Hora

03/04/200220:45:00

FASE

FASE 1FASE 2FASE 3

PROMEDIO

V

121120122

121

fp

0.960.950.95

0.95

P(KW)

13.1

11.613.6

38.47

CURVAS DE DEMANDA

oQcr

•LJJQ_

LLJ

O

LLJQ

QLLIcr

UJQ

QÍZ<

UJQ

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #5415 f 112,5 KVA - 3 <|>)PERÍODO: 27-08-02/03-09-02

DÍAREGISTRADO

LUNES

MARTES

MIÉRCOLES

JUEVES

VIERNES

SÁBADO

DOMINGO

ENERG (kWh)Regist/ DÍA

863.11

863,11

859.82

805.52

852.59

622.39

511.55

SEMANA: 5378.07

PROMEDIO DE ENERGÍA ENERGÍA REGISTRADA ENFACTURADA POR MES EL MES PROMEDIO

Promedio 12meses 20290.917 23304.99

Alumbrado Público:16 Lurnin. 250 w-Na : 4.00 kW

10 Lumin. 150 w-Hg : 1.50 kW

Balasto: 0.532 kW

Consumo por dia_AP 66.35 kW h

2 SEMÁFOROS 100 watt 4.8 kWh / dia

TOTAL AL MES: 2164.21 kW h

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng, Facturda - Eng AP

849.87 kWh-MES > 3.647%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA fkW)

SEMANA

182.55

MES PROMEDIO

1110.52

PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA

277.6312 kWh-mes

PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

572.2339 kWh - mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

16/02/2002

19:15:00

FECHA

FECHA 1

FECHA 2

FECHA 3

PROMEDIO /TOTAL

V

120

119

120

120

fp

0.95

0.96

0.95

0.95

P(KW)

29.60

27.70

15.80

73.10

CURVAS DE DEMANDA -PERDIDAS

wgoce

-LUQ_

LUQ

Q

<̂

LUQ

75

60

DLUCE

LUQ

Qz:<LUQ

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR # 5799 ( 200KVA - 3PERÍODO: 27-08-02/03-09-02

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTES

MIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADODOMINGO

ENERG (kWh)Regist/DIA

1214.741233.891225.381225.441268.381035.04628.58

Semana 7831.45

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍAFACTURADA POR MES

33310.33

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA^ Eng. Registrada - Eng, Facturda

625.934 kWh- MES 1.844%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)SEMANA

169.01MES PROMEDIO

732.38

PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA

183.09 kWh-mesPERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

442.84 kWh-rnes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMA

Fecha / Hora

28/08/2002

17:30:00

FASE

FASE 1

FASE 2

FASE 3

PROMEDIO

V

121

120

121

121

P(KW)

35.00

36.20

30.46

101.66

|

0.98

0.98

0.97

0.98

CURVAS DE DEMANDA

Q

Qce•mQ.

OJQ

<Q

LUQ

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #5817 (15KVAPERÍODO: 23-04-02 / 01-05-02

1(1)

DÍAREGISTRADO

LUNES

MARTESMIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADO

DOMINGO

ENERG (kWh)Regist / DÍA

47.6182

59.213378.294658.135953.159951.1309

50.9844

Promedio 12 meses

1

PROMEDIO DE ENERGÍAFACTURADA POR MES

1615.7857

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

1726.9945

Alumbrado Público:Lumin. 125 w-Hg : 0.13 kWBalasto 0.011 kWConsumo por dia 1.50 kW h

TOTAL AL MES: 45.50 kW hSemana 398.5372

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

65.705 M/vh n/ir1" ""-> °i °r\í°/

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)SEMANA

24.191MES PROMEDIO104.829

PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA

26.21 kWh-mesPÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

39.50 kWh-mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMAFecha / Hora

01/05/200219:00:00

FASE ¡ V

FASE 1FASE 2

PROMEDIO /TOTAL

118

120

119

fp

0.990.990.99

P(KW)

7.821.429.24

CURVAS DE DEMANDA

9Qo:LUQ_LUQ

O:z<SLUQ

QLUo:

LUQ

LUQ

TIEMPO: HORAS

BALANCE ENERGÉTICOTRANSFORMADOR #6109 (45KVA -PERÍODO: 06-05-02 /13-05-02

3 o

DÍAREGISTRADO

LUNESMARTESMIÉRCOLESJUEVESVIERNESSÁBADODOMINGO

ENERG (kWh)Regist/DIA

65.1671.9968.9269.7871.1671.4362.63

Promedio 12 meses

PROMEDIO DE ENERGÍAFACTURADA POR MES

1411.72

ENERGÍA REGISTRADAEN EL MES PROMEDIO

Alumbrado Público:

Semana 481.07

9 Lumin.

Balasto:Consumo por dia

TOTAL AL MES:

150 w-Na : 1.

0.162 kW16.63 kW h

505.89 kW h

kW

PERDIDAS TOTALES DE ENERGÍA = Eng. Registrada - Eng. Facturda - Eng AP

167.02 kWh- MES 8.012%

PERDIDAS TÉCNICAS DE POTENCIA (kW)SEMANA

19.10MES PROMEDIO

82.75

PERDIDAS TÉCNICAS

20.69

DE ENERGÍA

kWh

PERDIDAS

-mes 146

NO TÉCNICAS

33 kWh-

DE ENERGÍA

mes

VALORES EN EL PUNTO DE DEMANDA MÁXIMAFecha / Hora

12/05/200220:15:00

FASE

FASE 1FASE 2FASE 3

PROMEDIO /TOTAL

V

121122

121121

fp | P(KW)

0.970.990.960.97

2.901.994.809.70

CURVAS DE DEMANDA-DEM DE LA REü

12

QQa:

-LLIo.LLIO

Qz:<L̂UO

QLL1

LUQ

LJJQ

c o c o c o n c o c o c o c o co co coC D C M C O O U D C N C O O C D C M C O O C D C N J C O O ( £ i r M C O O ( D

TIEMPO: HORAS

oANEXO N- 05

DATOS DE LA ENERGÍA FACTURADA A LOS

CLIENTES DE LOS TRANSFORMADORES

USUARIONum.Cuenta

8098613672136731367452476

61635863151915

13842

12100313840

67283

5874

13833

13834

138371383613843138311383252178

136111

1361107559982330533211384466988729571033339463213846138451385713856138541385513847

19165

13667

13666136681366913665136636086133245124474

1242769711597116

87106

66497

66498

13897

130669

13904

13905

13906

1390213900

13899

93670

Trf.

CDRRRRRRRRRRR

R

R

R

RR

RRRR

R

R

RRR

R

R

RRRRRRRR

RRRRRRRRRRRR

RR

R

R

R

RR

CRR

R

FASEAcom.ABCABC

BC

BCCBBC

CABC

BAB

AB

AABC

CAB

BC

ABC

AB

AB

BC

ABC

AABC

ABC

ABC

BBCABACBC

ENERGÍA FACTURADA FORMES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 1231

Jun-01

1059115227249390392175168401186

258

23946

149

13211815716512867

105100157712165006147216611818516632187401239217167

340

7

126147191272

196224

32

0

26142

0132

130932624

Jul-01

840

115194

190

43

0

309154

127

336

1612192192412640791131335876

1167312967181003450147312198155135

13

162

3892

63

88

56

283

2

94

110144200192

160

13

1019

13354

106

10272

1917

Ago-01

120710823622148031716016835320118223233135388912614610063

3005314069190002659107212112016414916156491067413261299391123177214219

199

16

524

161

109122

13380

24

49

Sep-01

1728

101

207

224

137

0

33614870346204226

201

93

66

69831376923745

40047

142

66

174

72

0

0

59

4

77

123105164194

21

156

55102

70

165

61

283289106178187

247

18621

7

23

142113

101

1299723

158

Oct-01

1061

98

200215470294

15117

317

181

194

1778260487112115712095

600461395516234004437410412694

150

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8

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165

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R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

C

R

R

R

C

C

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R

FASEAcom.

AB

B

AB

ABC

AB

BC

ABC

AB

ABC

ABC

B

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAPO # 1 640

Jun-01

283

264

184

183

112

267

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142

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146

73

Jul-01

333

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186

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47

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126

197

145

69

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108

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Ago-01

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175

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331

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335

115

173

113

52

221

91

122

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136

87

Sep-01

247

230

178

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242

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2

60

215

124

206

159

68

268

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148

69

Oct-01

277

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178

105

203

180

92

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Nov-01

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117

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149

85

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128

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0

149

79

Dic-01

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Página 1 de 2

USUARIO

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RRRR

R

R

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R

R

R

R

IA

R

R

R

R

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ID-B

C

RR

CR

C

CRC

ID-B

R

C

CR

RCRRIA

RR

FASEAcorrí.

ABABCBCA

ABC

AC

AB

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BCACCC

ABCABCAAC

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ABC

AABCABCABCBC

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ABC

C

C

A

ABC

AC

ABC

CB

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 265

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115

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22

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8

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44

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200142

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172

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111

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240

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15

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203

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575

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75

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Página 2 de 2

USUARIO

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CRRRRRR

RRIAR

R

R

R

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ABCBC

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ABC

A

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ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAPO # 265

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L 19820

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76

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May-02

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62

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1812916117599656502602422280005013019129459531032016337

Jun-02

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74

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0

1

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15164

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Jul-02

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0

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166

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249

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55

95

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12 meses

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TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA: 16,309.50

Página 1 de 3

USUARIONum.Cuenta132722

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Trf.

R

R

RRR

R

RR

RR

R

R

R

R

RR

R

RR

R

R

RRCRRRR

RRRRRR

RCRCR

RR

RRRCR

R

C

R

RRR

R

R

IA

R

R

R

RRRR

R

FASEAcom.A

ABC

BC

CBC

CABC

ABC

AAC

ABC

BABC

CAC

ABC

AB

AB

AB

AAB

BB

AB

B

BC

AB

AB

BBB

AB

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAPO # 3520

Jun-01

200787016598130

8839

156

1362841051171887909062141

55

9523

71

380210148

137

77

7

58

45

36

0

193

20201102921366616216922114211

2008105744

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87

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81282

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12057

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128641

128642

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128644

Trf.

JD

R

R

R

R

R

R

C

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

C

R

R

CD

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

C

R

R

R

C

R

C

C

C

FASE

Acom.

ABC

B

C

A

B

C

B

A

A

B

B

A

B

C

C

A

ABC

B

AC

BC

AB

A

AB

A

B

B

B

B

B

ABC

B

AB

C

C

B

B

AB

AB

AB

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 3547

Mar-01

24

43

146

108

220

136

128

94

49

0

105

0

18

26

495

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8

49

6

14

182

1989

28

203

99

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31

70

260

8

52

86

153

4

41

3

56

13

19

41

132

243

50

58

1

157

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4

10

0

50

191

Abr-01

31

54

165

127

246

152

138

108

53

0

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0

13

30

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11

51

1

46

206

2069

27

220

115

0

36

259

284

12

42

91

172

91

63

30

66

27

57

46

158

269

62

112

0

279

263

32

23

115

0

134

May-01

31

49

154

128

221

132

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0

112

0

9

24

490

92

10

214

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12

190

1970

48

200

114

0

37

409

304

9

66

94

168

16

72

14

65

30

100

55

148

249

60

80

1

151

268

67

19

61

7

143

Jun-01

30

36

133

106

188

130

115

94

43

0

95

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12

21

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229

39

0

0

163

1603

32

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91

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29

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253

14

47

84

126

18

51

17

66

31

133

37

98

217

53

100

0

154

238

51

26

1

7

123

Jul-01

20

31

54

132

105

200

125

122

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39

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0

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56

31

34

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0

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22

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1

0

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Ago-01

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24

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10

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596

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0

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1907

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0

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12

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56

59

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14

33

3

26

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48

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0

225

225

29

13

208

7

125

Oct-01

11

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0

193

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31

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50

53

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46

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0

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17

26

259

5

129

Nov-01

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161

27

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0

0

187

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200

97

17

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18

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38

31

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150

Dic-01

1

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1563

36

178

104

120

45

293

82

15

56

109

114

44

58

59

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47

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42

135

284

58

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0

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22

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13

125

Ene-02

3

0

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90

16

310

33i

76

183

1688

30

142

117

91

38

173

102

15

76

84

137

46

67

53

9

37

41

43

149

223

53

146

0

189

226

22

36

228

6

143

Feb-02

1

20

38

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7

135

123

102

62

0

90

0

11

26

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89

18

302

25

0

89

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32

161

161

71

32

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100

15

47

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123

28

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42

11

124

42

40

141

223

51

22

11

174

228

3

20

288

13

120

PROM.

12 meses

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134.83

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53.67

112.33

0.00

191.33

247.08

29.67

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USUARIO

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Trf.

R

R

R

R

R

R

R

R

FASEAcom.

B

B

B

B

B

A

B

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 3547

Mar-01

86

145

161

106

155

121

26

291

Abr-01

104

182

212

114

170

60

30

325

May-01

98

182

179

114

164

54

24

340

Jun-01

61

137

171

98

134

23

21

243

Jul-01

56

166

158

109

148

46

24

289

Ago-01

78

185

185

108

168

18

23

364

Sep-01

60

141

158

111

139

14

22

263

Oct-01

63

157

158

109

134

24

21

313

Nov-01

62

161

144

99

148

29

27

321

Dic-01

55

103

160

103

147

43

22

308

Ene-02

52

135

160

107

147

49

25

288

Feb-02

52

120

172

114

580

53

26

272

PROM.

12 meses

68.92

151 17

168.17

107.67

186.17

44.50

24 25

301.42

TAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURA

USUARIO

Num.Cuenta

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65500

13263

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13020

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13026

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13033

13023

13024

13025

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13030

1303113035

13553

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13027

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80345

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13266

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13264

13551

13550

13552

Trf.

R

RR

C

RR

R

R

R

C

RCR

RCR

R

R

CRR

R

R

R

R

R

RR

RR

RR

RRRR

R

R

C

RRRRRRR

RRRCIAR

R

C

RR

R

R

RC

CR

FASE

Acom.

BC

BC

ABA

AB

BC

C

ABC

CA

ABC

AB

C

B

CCABCBABAAB

CAB

ABC

ABC

BC

C

BBB

ABC

ABC

ABC

A

CB

AA

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 4300

Jun-01

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109

19

40

186174

260

0

406

435

0

643

100

129285

60

10374

50

67

72

82

45

104

162

170

138

100

244112

252

181105

414

282

48

129

95

133

0

85

0

44

81

117

467239

414

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88

37

20

1310212

19078

Jul-01

745569124

444

49

175

206277

0452465

07789111632878108854975100835713320216015920274117265143182443

305

60

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169

0

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7711849666

111

44382

67

101

3622

7

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Ago-01

889787169

55155219254

300

0

480513

80

878138160314

92108

84

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133

166

0

103039

8510958914

352

547

111107

83

60

22

712527

239108

Sep-01

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276

361251922850

424

386

49

543

147

117

268

6978

696

42

73

69

44

168

151

11512545237129287

119

172

427

270

41

102881560128242

6912939527

442427

126

80

69

63

133394

8145

59

Oct-01

7637

73164

11 1

41

142

258250

0

505

447

189

644

139

146296

79

7371

4

47

94

77

50

173

17911814763237144263119239447330

511191101930107042

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495447

19482

78

113

20

131042

179100

Nov-01

8342

75117

82

48

150224

256

0

322

483

200

584

132

157

356

8925

9610

66

84

79

52

180

193117

m. 70

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49

110

126

248

0

107

0

125

78

114

51778544

483

136106

73

120

2420

1220

211

59

Dic-01

6644

59

99

84

41

119

182

213

0

380362

149

470

240

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160

0

0069

898641716228414

108

53

5754

181597

0185

78

Ene-02

95

43114

159

143

65201

294

300

0

110668

254

762

308

203

460

7958

16127

101

119

79

682512441561687936715427220329655947754157

131239010500

11816049741

640

559139

11 172

107

201615767

21997

Feb-02

801186291

5220212205

300

0

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18113

109

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146

62270

127

406141

229

458

344

38

123

104

157

2193023

8513936788

492459

190

101

6136

31

1712773

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Mar-02

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1282

72

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0

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175

555179

152

376

73

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138

58

57

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72

61

431

22

1612727

19596

Abr-02

95

2972

192

2

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221

15

3000

197

546194

540

203

127

321

58

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21142

108

49

46

142

141

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130

315

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286

42

12592

93

29

111

0

75

80

144

41

658

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87

0

1721144

41192

110

May-02

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213

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203

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0

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214

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72

311

55

86

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139

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67

65

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127

177

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327

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388

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42

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Página 2 de 2

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RRRR

R

RR

R

R

RR

R

R

R

R

R

R

R

RR

R

R

R

FASEAcom.

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B

A

C

B

C

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A

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B

A

B

CA

ABC

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5

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4

98189138

142

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Ago-01

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155

130

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204158

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Sep-01

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23176

372

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216

191

3008768175221109

149

142

25

Oct-01

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263

95

76105

141

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35

Nov-01

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10

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35£-

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Dic-01

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136

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Ene-02

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201

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298

105157

183145387

54

106

2

189

315

114

172

143

42

Mar-02

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56

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0177

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57

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3

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269

119

129

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27

Abr-02

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212

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217

89

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283

61

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4

104

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126

146

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May-02

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298

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334

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115

174

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83134

3

108

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136

132

142

32

PROM.

12 meses

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TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA 13901.150

Página 1 de 3

USUARIO

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cR

R

R

R

R

R

R

R

R

ID-B

R

C

R

R

C

R

R

C

C

R

C

R

R

R

R

R

C

R

R

R

R

R

R

R

IA

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

FASEAcom.

ABC

ABC

ABC

AB

ABC

A

ABC

C

ABC

B

C

B

C

B

ABC

A

B

A

B

B

C

C

BC

B

A

B

C

ABC

ABC

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAPO # 541 5

Sep-01

88

58

44

75

150

72

25

21

32

4

2018

87

3

70

137

60

207

56

130

15

147

207

137

117

0

31

193

294

184

74

103

0

115

107

368

128

45

80

61

0

110

58

44

67

59

2

58

71

35

120

48

70

149

71

Oct-01

94

89

45

77

172

52

25

26

40

4

1941

105

23

84

157

42

238

54

213

7

168

262

149

128

0

48

195

329

248

123

130

0

126

129

413

124

54

86

122

0

109

55

60

65

120

0

79

134

97

139

53

83

212

91

Nov-01

121

38

46

87

179

80

51

0

30

2

59

93

12

18

146

126

183

56

0

0

128

197

107

134

0

47

218

311

252

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0

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140

420

137

52

75

240

0

133

45

57

72

70

0

74

137

44

138

17

80

182

95

Dic-01

93

42

32

74

156

71

26

0

33

3

1142

103

12

42

121

77

244

44

87

0

119

164

110

120

0

0

170

251

200

29

139

90

107

114

333

239

42

66

163

0

165

47

45

69

97

0

60

79

98

137

46

64

169

77

Ene-02

119

96

44

92

177

94

23

0

34

15

1461

110

15

52

179

84

291

57

116

13

181

201

136

137

0

0

222

286

261

57

178

91

143

148

42

320

54

93

240

0

86

59

56

85

121

0

84

95

56

165

7

88

198

85

Feb-0¿

99

86

44

75

148

71

26

3

27

31

1488

107

8

44

131

64

234

45

187

35

223

152

112

123

0

19

206

317

231

80

134

60

124

128

390

198

50

84

150

2

150

53

52

79

99

0

73

101

30

142

3978

176

84

Mar-02

98

101

19

77

152

77

18

12

21

34

1045

116

12

47

138

58

257

58

204

36

233

155

113

119

0

37

127

188

251

75

221

89

108

94

180

372

52

66

87

65

158

107

54

70

118

0

149

144

60

124

0

69

137

64

Abr-02

103

116

34

87

165

75

21

2

30

36

1439

103

10

50

139

52

213

53

205

42

286

170

114

129

0

22

172

244

327

20

154

99

113

127

109

272

55

93

48

92

159

88

14

71

127

0

131

93

58

160

64

87

151

84

May-02

110

153

36

74

92

88

29

0

41

41

1656

104

7

65

164

56

261

33

232

43

327

184

113

142

0

10

175

237

64

197

146

80

125

98

10

260

47

86

41

99

130

75

44

69

100

0

121

70

58

222

43

82

125

76

Jun-02

95

127

40

92

129

72

23

8

32

36

1099

117

9

62

201

18

241

92

202

36

239

160

98

154

0

17

161

245

0

310

140

88

139

123

5

278

48

85

53

81

116

77

60

62

119

0

128

60

79

94

96

91

135

80

Juf-02

88

120

37

74

136

76

18

0

23

40

2532

120

6

53

207

16

264

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217

36

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151

116

135

0

16

165

244

0

215

116

74

1"7

117

6

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47

75

42

75

74

73

76

18

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0

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53

57

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81

85

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78

Ago-02

99

129

36

77

130

77

22

3

31

38

1992

111

8

57

177

35

244

70

214

39

270

166

110

140

0

16

168

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185

139

85

123

116

32

269

49

84

46

86

119

78

60

20

110

0

123

69

41

156

71

86

134

79

PROM.

12 meses

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IA

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A

A

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A

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C

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IA

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R

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C

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FASEAcom.

B

AB

A

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ABC

A

B

A

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ABC

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B

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4

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Abr-02

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344

May-02

7

162

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0

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527

51

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Jun-02

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0

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71

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61

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87

221

155

135

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251

71

92

88

37

126

0

234

130

97

150

185

130

221

50

258

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203

33

0

105

462

83

0

Jul-02

8

143

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20

23

209

165

59

K-4

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70

0

80

221

152

134

143

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69

74

121

34

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'i

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184

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0

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80

0

Ago-02

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5

221

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70

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125

55

131

83

221

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136

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232

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100

35

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43

271

194

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18

0

127

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12 meses

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Página 1

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RR

C

C

C

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CCR

IA

C

R

C

R

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R

C

R

R

R

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132

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66

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27

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116

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293

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117

7

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206

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226

68

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May-02

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161

220

125

6

46

22684

30

221

30353198341421041496215124816545390

Jun-02

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221

120

231104

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4414724

3194

152

174

107

537

209

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2504114027

124

112

131

61139157128

27

271

Jul-02

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26

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140

60

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274

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80

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• 43

220

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61

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8117

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202107

9

54

189

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161

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TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA:

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C

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ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 5799 - RAMAL 2

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208

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Nov-01

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65

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Dic-01

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264

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8

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23

123

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97

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1

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134

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77

40

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41

43

74

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Abr-02

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104

154

499

185

25

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64

48

47

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Jun-02

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113

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80

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45

41

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64

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140

95

91

1

0

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117

571

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107

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95

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119

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111

39

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319

88

146

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63

72

50

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43

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63

Sep-02

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0

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47

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PROM.

12 meses

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TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA: 7404.00

Página 3

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Trf.

RRR

R

R

RRCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCR

RC

RCCCCCCR

R

R

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CC

RR

RCR

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 5799 - RAMAL 3

Oct-01

415

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174

312

302

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4

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467

217

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257

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Dic-01

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4

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135112

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37

592240132242

154174297

181

86157

165

163113137

140

Feb-02

498

36191

131

288

267

117

24620838549274

419

1851666727479188398722164143405000000000

5640

122132483701275364641855313644146251143261114187303177

71

163

170166109121

159

Mar-02

442173187136312

26913123728136579270384

19017059

331105218

4884

269681584420

00000000

5420

104

116

59340

9455686818754120

56125211145200

99

148265

14539

151

33313491112157

Abr-02

51922018313435041304

158

372

3560

62733045120314780403112226

48

8728471197482000000002

5960

113121713711125685951865011816113722315525279175

284162

45

184

0149104

120134

May-02

612272

231

156365

64

331164433420

1598

426

485

249

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465

0

0000000796290

115125693949955957020371134148135223160298110179347152

351870

14999

117

145

Jun-02

33519019011926357252115

340

318

1

0175

405

203

70

683941182354278

21337

90328000000

0045535098120613461041037148183

112172

108128223144293

94158

298152

3419293

138103117164

Jul-02

388

300223

122339

72

325

135

388

415

00

0521

231

186

94

459158233

56

109264

46

134

446

0

0

0

0

0

0

0057

547

0

107

117

6931812815975

40

189

116

75

45

132

23015029297165304

164

50178

92128104124

191

Ago-02

303315

213134

274

50

2631 11

271

243

00

0

456

210

207

71

386

119

187

74

862292894319

00

00

0

0

0

087

577

0

103

170

57

209

134

179

76

134

217

76267

53

144

268162279

103

188188154

48

201

76138702

128188

Sep-02

285289

228149

313

60284

160

22422582

64

446

255

244

91

401

102

172

84

92

240

39

93341

00

00

0000

31724

0

94

184

54

139

107

258

80

138

199

71

137

37

124

22146292

103189

236153

42184

89

158105

99178

PROM.

12 meses

438.83190.33189.83138.58

317.92

28.67

289.75

130.92

470.25

286 83

17.00

395.67

378.92

449.67

212.67

169.42

79.00

360.75

103.92

218.17

56.00

88.00250.0059.25

133.17405.17

0.00

0.00

0.00

0.00

0.000.000.000.0027.92579.83

0.00108.67134.0861.25

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111.67

91.25

72.75

66.83

176.67

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142.83

67.33

106.33381.50143.83247.50106.75

177.83

282.50

159.58

55.00

174.33

121.75

149.17

102.50

124.75

149.33

TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA: 10367.58

USUARIO

#Cuenta

132842

20708

20707

20709

20706

20705

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20710

12440394941

61022

20693

118531

20742

105589

91582

118718

120018

20695

5684520692577412069621326

12183658234

135790122575

20741

Trf.

RRRRRRRRRRRR

RRRR

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

BP

R

R

R

R

FaseAcrn.

BBAAAABBB

B

B

BBB

B

B

B

B

B

B

A

B

B

B

BBAAABBB

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 5817

Jun-01

1769358212234

90

76332146118

79100173844

600110

82

5214

0

16431227

3338

Jul-01

31274315

0

47

225261534

81

18711765593

84

185012614255

17

7

965110

3141

Ago-01

2059394513

29

3184

793

32

117

1368797

17

48

52

81

0

115

9258

15

1

16

471317

3338

Sep-01

29334380011513748

515

81

140

14836

11

10079

84

0

9895

37

21

0

5000

4238

Oct-01

2249411810283476734291111379583165658880116995416112421013

3438

Nov-01

123530100

0

151130744

16

98

127

88

25

12

150

34

66

0

9341

27

12

80

7

97

4

0

18

18

Dic-01

20

44

38

515

1931

56

684

23

101

135

104

56

14

885579010581371620104867

3133

Ene-02

37615174

013

43

77

1587

36170143105763994

93

143

0

170

109

16

21

200

8

42

12

0

43

29

Feb-02

23

47

40

555

18

34

6083

5

25113

136

105

60

18

8962

90

0

116

86

3417

150

10

47

8

6

0

34

32

Mar-02

19

37

2532

0

17

19

2096

525

69

56

5037

21

73

49

65

0

87

55

29

20

244

7

15

4

0

25

15

43

Abr-02

22

46

3855

3

1729

5092

5

26

110122

91

54

20

92

5989

0

115

79

28

15

116

9

•49

7

4

30

27

32

May-02

2919

40

630

17

36

20817

26

128

12685

85

36

56

9581

0

116

59

27

11172

910

6

0

1010

73

PROMED.

12 meses

23.417

43.833

38.58349.667

4.750

21.083

31.250

54.333

82.417

4.750

26.583

110.417

130.250

96.167

64.500

18.833

81.417

63,667

92,583

0,000

113,917

85.000

37,833

16.250

140.286

9.83342.0837.750

6.167

52.00028.41737.750

TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA: 1 61 5.786

Página 1 de 2

USUARIO

Num.Cuenta

1351091350601368351352411355301356671354991354081351371356561360171358661352061360191357451351751351241352601368401355651351901355601351051350811351861348451352031352371368451365031356131358831356681361361351471358491369151370921363121354971353991350859528913703413484413608513554713517

135486135239135597135617134843135245135179135938135176135170135148135153134208126259134590

Trf.

RRRRRRRR

RR

RR

R

R

R

R

R

R

R

R

RRR

R

R

BA

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

R

BA

R

RR

R

RR

R

BARR

RR

R

R

R

R

R

R

FASEAcom.

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

ABC

A

C

AB

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 61 09

Jun-01

108

Jul-01

102

Ago-01

94

55

Sep-01

86

20

0

Oct-01

154

70

192

3

6

Nov-01

05

20

205

1

02000

0

2091

1

0

120

20

20

20

4

0

4

3

Dic-01

0

4

0

0

0

9

0

0

7

0

9

050010

19

01053

3

0

00

12000

00

004

12

Ene-02

02

20202020131

20

20

2020

1

0

204

1

0

20

280

20

20

0

39

203016

36

200

20

203

0

0

20

0

024

14

12

0

51

Feb-02

821

00001000300001

34

0

115050

379

0

000

0

0

04

0

100

22

0

0

0

0

0

0

0

0

0

20

0

64

1

0

0

69

Mar-02

114

8

8

8

8

0

4

8

18

4

18

188

82

10

8

5

16

18

45

8

49

0

8

8181818

03

188

628

80

26

0

8

33

8

8025

0

84

8

8

67

2

0

0

1863

Abr-02

6

26

1

0

32

20

0

0

6

0

0

4

0

0

0

0

38

24

0

0

3

19

0

95

0

51117

0

1

0

0

0

0

0

111

1

00

78

0

86

55

9

0

71

0

0

0

76

0

0

22

0

0

58

4

29

0

56

90

May-02

21

32

5

0

0

1

0

4

120

0

0

0

0

0

0

0106

31

28

0

229130

110

30

51

131

0

000

210

0155

29

213

00

360

70

0

58

5

0

93

9

0

0

89

0

0

330

29

68

5

56

0

0

136

PROM.

12 meses

9.00014.857

3.0005.600

12.0009.8005.6003.600

23.3335.6006.0002.7508.2866.0005.6006.857

22.85724.75028.000

5.60041.83312.8006.333

43.6678.286

46.25064.500

5.6000.5000.0005.600

13.0006.0006.000

54.00011.00021.000

3.0006.0005.600

30.6674.000

79.6670.000

49.1257.0005.600

65.6677.4005.6000.600

63.33334.286

5.60019.6677.000

12.33343.000

4.28619.400

0.00024.66753.750

USUARIO

Num.Cuenta

1345891363221348461360751347861363721343771361511353601348871353621 364861357421341141340001348181352421362381342051349491348351342061339616409

134144137032134255

Trf.

RRBPRR

RRRR

R

R

R

R

R

R

RRRR

R

R

R

R

R

RRR

FASEAcom.

BCBCCABBBCBBB

CB

CBAA

CCBA

AB

C

ENERGÍA FACTURADA POR MES (kWh), A LOS CLIENTES DEL TRAFO # 6109

Jun-01

38

Jul-01

00

044

Ago-01

21

00

0

219390

11

Sep-01

0

30

1

0

0

12000

20

Oct-01

2

13

2

21

18

18

190

018182500

0

0

Nov-01

0

34

0

21

0

00

20

200

22501

20

0

Dic-01

0

0

0

48

000

0000

00014000

0

Ene-02

0

8

0

15

14820

00001

00

20250

180

0

Feb-02

0

5

0

18

351050

2

0000

0220

68090

0

Mar-02

0185180

43186

908

010109

0189170

490

39

0

Abr-02

007000

13780

930310

8500

00

240

62030

0

May-02

005000

141

87

1160200

84

63100

1070

7008090

PROM.

12 meses

0.0006.0009.6256.0000.0000.000

49.50011.333

9.80058.750

5.6002.5000.7503.222

24.75024.000

0.0006.0003.000

23.5000.000

32.1000.000

13.5830.0009.0000.000

TOTAL DE LOS PROMEDIOS DE LA ENERGÍA FACTURADA: 1411.72

ANEXO NQ 06

FASES

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 1231 - 3 c|> - 75 KVA

NUMERO DEPOSTE

3394333946339473394833949339553395633959339603396133963339643396533967

kWh - POR FASEA

365.222173.056354.166413.958242.714245.861436.806

93.833143.667825.459326.125

61.250216.500490.375

B

365.222742.889420.666367.458339.481186.361436.806140.25051.708

825.459574.959

61.250665.667302.000

C

365.222788.722355.083197.917123.631186.361436.806136.417619.809

0.000323.501

0.000199.000182.625

TOTAL / FASE 4388.99 5480.18 3915.09

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 13784.26

DISTRIBUCIÓN DE LA.ENLRGIA FACTURADA

AL TRANSFORMADOR # 5406 - 3<j> - 50 KVANUMERO DE

POSTE

41482414764147741475414744147341472414784147941481414834148441485414864148841487

kWh - POR FASEA | B

245.58480.583

114.50029.083

129.2500.000

111.7090.000

34.167135.167

50.5830.0000.0000.000

33.83325.972

353.4180.000

95.4170.000

83.66770.167

206.292105.000377.001

0.00082.083

0.00034.91775.66759.41725.972

C

81.33366.667306.083

0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

165.75032.50029.667

383.4160.000

109.556

TOTAL/FASE 990.430 1569.016 1174.972

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 3734.417

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 1 640 - 3 <j> - 45 KVA

NUMERO DEPOSTE

32621326143261032611326123261332762

kWh - POR FASEA

265.4583159.249988.1705

186.7223132.1251305.7650

0.0000

B

432.0413159.2499187.2205186.7223132.1251305.7650

78.2500

C

0.000074.083399.0500186.72230.0000

305.76500.0000

TOTAL / FASE 1137.491 1481.374 665.6206

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 3284.486

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 2 5 4 7 - 1 <|> - 10 KVA

NUMERO DEPOSTE

4111141112

POP1P3

41119P4

41113

kWh - POR FASEA

40.00000.0000

189.56660.00000.00000.0000

254.83332.9170

B

0.000018.25000.0000

12.583069.6666

177.00000.00000.0000

C

0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000

TOTAL/FASE 487.317 277.500 0.0000

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 764.817

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 4300 - 3 <|> - 50 KVA

NUMERO DEPOSTE

231312313223133231342313523136231382313923125231262312723128231292313023076

kWh - POR FASEA

317.667433.567316.167295.556668.910410.137329.945

0.000405.500234.000

0.000257.500214.417444.127357.433

B

447.042573.614

0.000295.556510.291400.167329.945259.333368.417

82.600294.417432.417311.417255.758158.888

C

288.7691081.170

0.000273.556610.542424.000158.278

0.000490.833

0.0000.000

208.167276.417418.345266.306

TOTAL/FASE 4684.923 4719.860 4496.381

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 1 3901.16

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 4269 - 3 ¡|> - 30 KVA

NUMERO DEPOSTE

2324323244232452324623247232342323523236

kWh - POR FASEA

315.194254.000311.375258.125271.333158.667125.542379.667

B

315.194300.500407.416132.958209.333158.667125.542379.667

C

46.694155.667144.542328.583

0.0000.0000.0000.000

TOTAL / FASE 2073.902 2029.277 675.486

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 4778.66

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 5 8 1 7 - 1 ,|, -15KVA

NÚMERO DEPOSTE

407974081940820CL2

40796CL4

CL3

Pmn140793CL1

4081340815408124079940808408094080240803408044080640807

kWh - POR FASEA

0.00083.91725.00019.4170.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

113.9170.0000.000

42.5830.000

13.91772.943

0.000

B

23.4170.0000.0000.000

240.66751.00031.25082.41731.33343.833

145.63492.583

178.167155.36985.00035.7830.0009.8330.0000.000

37.750

C

0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00

TOTAL / FASE 371.693 1244.036

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 1615.730

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 5447 - 1 (|, - 10 KVA

NUMERO DEPOSTE

P16

41215P26

P27

41213P30

P31

P29

kV/h - POR FASEA

2.25000.00000.00000.0000

16.000016.58330.00000.0000

B

371.216750.250014.000051.000028.766749.316761.166730.2500

C

0.000.000.000.000.000.000.000.00

TOTAL / FASE 34.833 655.967

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 690.80

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR #61 09- 3 <|> - KVA

NUMERO DEPOSTE

7200172002720047200572006720097200772008

kWh - POR FASEA

42.561103.659198.47726.87549.500

0.00026.50013.583

B

42.561103.659198.47726.87523.33368.55036.672

9.000

C

42.561103.659198.47724.667

9.6255.600

24.75032.100

TOTAL/FASE 461.155 509.127 441.438

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 1411.72

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA

AL TRANSFORMADOR # 01 - 3ij> - 50 KVANUMERO DE

POSTE

1364113640136391363813637136341365313636136451364413643136491364813647

kWh - POR FASEA j B

90.86188.500

0.00095.861

120.750420.542518.861419.956

0.000153.959235.917452.467

49.66755.028

90.861170.83372.70895.861

120.750228.055618.528326.139103.000

0.000235.917431.217

49.66755.028

C

90.861170.83372.70895.861

232.00079.209

618.528326.1390.000

153.959235.917431.21749.66755.028

TOTAL/FASE 2702.367 2598.563 2611.925

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) ; 791 2.855

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 3520 - 3 <j> - 75 KVA

NUMERO DEPOSTE

2329323294232952329623298233072330823306233002330123302233047714723310232972331823313233192331123315233162331223313

kWh - POR FASEA

371.8890.000

108.278656.181

49.750201.786415.792222.292194.45992.917

0.00081.292

0.000135.584103.792800.487269.111313.472330.750

0.000165.459341.125145.667

B

488.6390.000

108.278217.889130.583220.459415.792

69.625432.292128.91759.250

187.459188.250181.667169.625705.528269.111311.389330.750

92.25087.417

341.125355.083

I

C

636.972102.833108.278530.01449.750

546.2090.0000.000

46.9170.0000.0000.0000.000

135.584402.084869.820269.161507.306288.250

' 117.300240.375

0.000102.250

TOTAL/FASE 5000.079 5491.376 4953.102

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) 15444.56

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA

AL TRANSFORMADOR # 3547 - 3(|> - 45 KVANUMERO DE

POSTE

196581965919660

PO196621966319665196681967019672196761967719674133971339613395133941339313391

kWh - POR FASEA

269.667101.500704.305878.584

98.667219.667

0.000122.111

0.0000.0000.000

95.667123.500206.459

0.0000.0000.000

24.2500.000

B

305.00165.750

169.805339.958

62.000352.000134.667263.444

0.000112.333

9.49095.667

123.500357.626168.167107.667176.16744.500

301.417

C

210.6670.000

166.9721038.375

0.0000.0000.000

54.695241.58353.6670.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

TOTAL / FASE 2844.375 3189.159 1765.958

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 7799.49

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 1575- 1 (|> - 15 KVA

NÚMERO DEPOSTE

115931160011602116031160411606116071159411595

PO

P1

115981159911592

P211591

kWh - POR FASEA B

271.666 153.08326.083

124.4170.0000.000

187.167112.000

0.0000.000

88.1670.000

256.917145.750195.083194.167305.358

0.0000.000

42,00067.333

188.666242.583235.917220.082116.000176.250136.25053.083

482.1660.000

168.525

C

0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

TOTAL/FASE 1906.774 2281.939 0.000

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) 4188.713

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 3576 - 1 <|> - 37.5 KVA

NUMERO DEPOSTE

176051761317614176151762017621176221762317616176171761817619176101760417608176031760617602

kWh - POR FASEA

750.833253.542189.16768.500

0.0000.0000.000

125.29272.583

296.000128.417

0.000227.16732.20;:92.833

116.458131.542190.583

B

367.083253.542141.167199.500220.083160.16740.167

214.458147.429

0.00050.583

131.583389.417

34.54221.83348.208

131.542190.583

C

0.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.0000.000

0.000

TOTAL/FASE 2675.208 2741.887 0.000

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) 5417.094

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA

AL TRANSFORMADOR # 5799 - 3 m - 200KVA

PUNTO DECARGA

_j<

<i£

CM

_1<5<cr

fosa 1fosa 2fosa 3fosa 5fosa 6fosa 7fosa 8fosa 9fosa 1fosa 3fosa 5fosa 7

fosa 9fosa 10fosa 1 1fosa 1 2fosa 1 3fosa 14fosa 15

kWh - POR FASEA

157.278106.861188.889358.389174.306173.611233.778

411.472

319.1941633.694

202.583246.139

389.30647.944

118.083153.444

71.52858.111

215.833

B

157.278

106.861

1 88.889358.389174.306173.611233.778411.472

319.194

1633.694

202.583

246.139

389.30647.944

118.083153.444

71.52858.111

215.833

C

157.278106.861188.889358.389174.306173.611233.778

411.472

319.1941633.694

202.583246.139389.30647.944

118.083

153.444

71.528

58.111

215.833

TOTAL / FASE 5260.443 5260.443 5260.443

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) :

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADA

AL TRANSFORMADOR # 2322 - 3 di - 75 KVA

NUMERO DEPOSTE

188691887018875188741887318872

18862

1886018829

18828

kWh - POR FASEA

42.500

0.042

C

216.195

i.000

TOTAL/FAS 2405.05 2315.19 939,78

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) : 5660,02

PUNTO DECARGA

fosa 1

fosa 2fosa 3fosa 4

fosa 12fosa 11fosa 10fosa 5fosa 6fosa 7fosa 8fosa 9

fosa 1fosa 2fosa 3fosa 4fosa 5fosa 6fosa 7

fosa 9

TOTAL/FASE

33310.33

kWh - POR FASEA

272,

136.444

.139

300 028

C

272.

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 265 - 3<l> -112,5 KVA

NUMERO DEPOSTE

34168341673416634161337173371933720341903419134192336983371533922339233392433925339263392933930341823418334184

3341853418634189341943419334178

kWh - POR FASEA

208.638754.486155.083271.195407.416187.22226.778

423.333222.417135.66?148.47?

0.000467.527133.583276.833223.542755.361164.44479.333

8.833289.500351.333244.097183.375158.41792.333

253.333606.417

B

208.638754.486155.08390.445

1043.917305.556

26.778321.333601.667

0.000134.889

0.000714.778133.583476.167200.708908.278170.444

0.0008.833

139.083166.917244.097346.708

33.083157.500234.667723.167

C

208.638605.944155.08390.445

762.833292.305

26.7780.000

601.6670.000

56.13914.083

362.861133.583

0.0000.000

253.27878.944

146.2508.8330.0000.000

43.7220.0000.0000.000

827.25092.500

TOTAL / FASE 7228.969 8300.803 4761.136

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) 20290.909

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA FACTURADAAL TRANSFORMADOR # 5 4 1 5 - 30-112,5 KVA

NÚMERO DEPOSTE

336623368633675336763367733681336823367833683336613366033663336643366533668336693367033671336723367333674

kWh - POR FASEA

94.08375.125

255.667641.042

90.792156.111511.861192.722

0.000854.166144.139

0.00065.000

417.167126.292251.917

0.000311.583372.750

1.416410.083

B

94.083104.250171.917135.167182.79260.528

371.528192.722

0.000752.583144 139128.083189.542195.250

28.333121.833127.208311.583483.750

0.333291.250

C

0.000188.458171.917362.208455.000488.444333.278192.72248.750

935.083144.139404.833571.713320.417258.542

0.000317.458568.000483 750682.583323.417

TOTAL/FASE 4971.91 4086.87 7250.71

TOTAL DEL TRANSFORMADOR (kWh-mes) 16309.50

ANEXO NQ 07

PROJECT: Scott & Scott 10/29/02 12:57:28LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T1231Nominal Voltage = 0-24 KV Line to Line

LOAD,R AMPSeedereedereeder00000000000001100000000000000110000110000100000000000000000000000000000000000000

00000c1100007

1517000000000000042934000617160008

15900051450011001100J.10011001100047800023

CUSTPfPfPf

00000000000000000000000000000000000000G

00000000000000000G0000000000G000000000000

PCT= 0.97)= 0 . 96)- 0.96). G. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.0. 0. 0. 0. 0.0. 0. 0.0.0.0.0. 0.0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.0. 0. 0. 0. 0.0. 0. 0. 0.0.0. 0. 0. 0. 0.0.0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0

47119961749461749451649451649441241351241350000

1240351240351024161024161023111023114 .

1144

11 .4 .0000 .1 .1110 .0 .0000 .0 .0o00

0 .29 .69501338.21 .9

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11 .

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. C

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-6.G. G. e6

. 1

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. 6

.4-43.7. 7. 87.7

KW KVAR AMPS CUST1127221127224111041110411103

10939839800003983

762

542

432

32

12

112

10100G0000000000000000007151125315212

i 858 2156 1743 858 2156 1741 323 893 831 313 893 831 293 883 811 263 813 731 233 742 641 233 742 640 00 00 00 01 233 732 641 212 592 471 192 451 30i 161 371 220 131 281 14G 91 210 100 50 140 5G 20 70 30 10 10 00 00 10 10 1G ]0 10 10 00 0G 10 10 00 00 10 10 00 02 525 1253 910 142 431 220 12i :i91 18G 100 13

300000G0000000000G00n000000000000000c0000c0000000000000G0000000000G

0000000Gcc00000G

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p33964trm25-2trm25-2trm25-2p33967p33967p33967trm22-2trm22-2p33965p33965p33965

trin23-2trni23-2

D33968p339S8

trin24-2trm24-2p33969p33969trml5-2trmlS-2trmlS-2D33956p33956p33956

trml6-2trmiS-2trml6-2p33959p33959p33959Crml7-2trml7-2trml7-2p33960p33960P33960trml8-2trml8-2trmlG-2D33961D33961p33961trm!9-2trm!9-2trinl9-2

p33962D33962p339G2trm20-2triu20-2trm20-2

p33963p33963p33963

S AA O

O

2 AA O

911

VOLTAGE VOLTAGESECTION NAMK DROP LEVEL

033962 1 . 38 120 . 62p33949 6.80 115.20p33949 3.47 118.53

--- WIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITY

p33952 47.29p33952 119.66p33952 96.S2

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD -KVA KW KVAR

A 11.0 10.6 2.9B 27.8 26.7 7.8C 22.4 21.5

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAK

0.1 0.1 0.00.8 0.7 0.20.5 0.5 0.1

7-8 .

PROJECT: SCQtt & Scot.t 10/31/02 10:54:37LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T1575Nominal Voltage = 0.24 KV Line to Line

P11593P11593trml-2ti-ml -2P11592P11592trm3-2trm3-2

P2-2P2-2

trm2-2trm2-2P11591P11591trm4- 2trm4-2trm8-2fcrm8-2P11594P11594trm9-2triu9-2P11595P11595trm!2-2trml2-2

PO-2

PO-2

trm!3-2trm!3-2

Pl-2Pl-2

triulO-2trmlO-2P11598P11598

trmll-2trmll-2P11599P1Í599b rm 6-2trm6-2P11606P1160Gtrm7-2trm7-2P11607P11G07trm_S-2trm5-2P11600P11600

trinl4-2trml4-2P11G01P11601

t rml5-2trml5-2trml9-2trnU 9-2P11605P11605

trnl7-2trn!7-2P11G02P11602trml8-2trml8-2P11603P11603trml6-2trml6-2P11604P11G04

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4

4

4

4

4

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4

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117117117117117117117117117

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VOLTAGE VOLTAGE5ECTION ÑAME DROP LEVEL

P11599 2.49 116.01Pl-2 1 .45 117 . 05

O . ¡J O 0.00

WIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITYP11593 51.90P11593 40.10

O .00

RUN CUMULATIVE FEEDER LOADKVA KW KVAR PF

A 8.8 8.3 2 . 9 0 . 9 4B 6.6 S.2 2 . 2 0 . 9 4

C 0.0 0.0 0 . 0 0 . 0 0

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR

0.1 0.1 0.10.1 0.1 0,0

0.0 0.0 0.0

PROJECT: Scott & Scott 10/28/02 13:57:32LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER TIS'10Nominal Voltage = O.24 KV Line to Line

.9

.9

.98

3136140170000000000000170

1700s055

2 336

62336

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62032

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61726

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5

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MIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITY

P3 Ü662 98 - 31P33662 88 . 55P33662 54 . 83

KVA KW KVAR PF24.6 23.9 6.1 0.9722.2 21.S 5.2 0.9813.7 13.3 3.3 0.98

PROJECT: Scott & Scott 10/29/02 14:28:00LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T3520Nominal Voliiage = 0.24 KV Line to Líne

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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSFS -KVA KW KVAR

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VOLTAGE VOLTAGESECTION ÑAME DROP LEVEL

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pO 2,60 118 .40

--- WIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITYp!3393 23.19pl3393 64 - 94p!3393 46-88

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- RUN CUMULATTVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR

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PROJECT: Scott & ñcott 10/29/02 15:20:24LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T430CNominal Voltage = 0-24 KV Line to Line

LGTH PHSKM CFG

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VOLTAGE VOLTAGE

SECTION ÑAME DROP LEVELp23138 2.43 116.87P23Ü 39 2.99 116 . 31

trml5-l 2.74 116.56

WIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION HAME CAPACITYP23131 60 . 04P23131 53 . 77P2 313: 63 . 05

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOADKVA KW KVAR PF

A 13-6 13.0 4.2 0-96B 12-2 11.7 3.7 0-95C 14-3 13.6 4.7 0.95

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR

0 . 3 . 0 .1 0 . 00 . 1 0 . 2 0 . 10 . 3 0 . 3 0 . 1

PROJECT: SCO tí: & Scott 11/08/02 15:50:52LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T5415Nominal Voltage = 0.24 KV Line to Line

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--- WIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

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PROJECT: Scott & SGOtt 11/08/02 12:31:15LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionaJBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T5799Nominal Voltage = 0.24 KV Line to Líne

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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR

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VOLTAGE DROP MÁXIMUMVOLTAGE VOLTAGE

SECTION ÑAME DROP LEVELp40807 14 . 84 104 . 16

Cl3 O . 65 118 . 350.00 0.00

WIRK LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITYp40797 59.67

p40797 10.330.00

RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD -KVA KW KVAR

A 7.9 7.8 1.1B 1.4 1.4 G.2C 0.0 0.0

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR

0.3 0.3 0.10.0 0.0 0.00.0 0.0 0.0

TOTAL

PROJECT: Scott & Scott 10/30/02 12:13:52LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER T6309

Nominal Voltage = 0.24 KV Line to Line

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AA

AA

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SECTION ÑAME DROP LEVELp72010 0.22 121 . 78p "72001 O.16 121 . 84

p72008 O . 75 121 . 25

- - - WIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITYSalí 19.58Salí 12.92Salí 31.61

RUN CUMULATIVE FEEDER LOADKVA KM KVAR PF

A 3.0 3.0 0.70.97B 2.0 2.0 0 . 3 0 . 9 9C 4.9 4.7 1 . 3 0 . 9 6

TOTAL 9.9 9.6

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR

[) . [] 0,0 O . O0.0 0.0 0.00.0 0.0 O . O