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COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD SANTIAGO - CHILE

COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD SANTIAGO - CHILE. GERENCIA CORPORATIVA DE PROCESOS Y CONTROL.

jeanne
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COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD SANTIAGO - CHILE

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Presentation Transcript

  1. COMPAÑÍA GENERAL DE ELECTRICIDAD SANTIAGO - CHILE GERENCIA CORPORATIVA DE PROCESOS Y CONTROL ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS REALES EN CLIENTES DE ALTA TENSIÓN MEDIDOS EN BAJA TENSIÓN, A TRAVÉS DE LA INSTALACIÓN DE EQUIPOS COMPACTOS DE MEDIDA, E INFLUENCIA DE LA DISTANCIA DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN EN LA MEDICIÓN. ADMINISTRACIÓN LA LIGUA, CONAFE. LUIS ALFONSO TERNICIEN MONTENEGRO AUDITOR SÉNIOR

  2. ÍNDICE • Objetivo del trabajo. • Introducción. • Método de cálculo teórico de las pérdidas en un arranque de media tensión para clientes medidos en baja tensión. • Mediciones en terreno. • Comparaciones entre el cálculo teórico y las mediciones de terreno. • Conclusiones.

  3. Objetivo Determinar si el recargo del 3,5 % por concepto de pérdidas eléctricas por transformación consideradas para los clientes conectados en alta tensión sin equipos compactos de medidas (decreto Nº385/2008), financia las pérdidas reales que efectivamente se producen si el servicio tuviera instalado dicho equipo. Cliente AT Pérdida variable Cliente AT-MB Recargo por transformación: 3,5 % (tarifado)

  4. GRÁFICO DE PÉRDIDAS EN ADMINISTRACIÓN LA LIGUA. Energía SS/EE primarias (promedio): 16,5 [GWh/mes] Energía facturada (promedio): 15 [GWh/mes]

  5. Energía facturada año 2006 3,5 %  979.331 [KWh/año] 3,5 %  81.611 [KWh/mes] Representa medio punto en la curva de pérdidas

  6. Medición en AT Medición en AT-MB Comparación de las pérdidas. Pérdidas energía 3,5% Pérdidas potencia

  7. Pérdidas reales: • Pérdida en la línea eléctrica MT que abastece al • transformador. • Pérdidas en el transformador, tanto la rama serie como paralelo. • Pérdidas en conductores de baja tensión que alimentan al medidor. • Pérdidas en conexionado. • Pérdida en aislamiento. • Pérdidas debido a objetos topando la línea. • Beneficios adicionales: • Registro de factor de potencia real del cliente. • Mantención de equipos de medida y empalme. • Inspecciones periódicas (se evita conexiones clandestinas). • Toma de estado en forma mensual. • Verificaciones de lectura solicitadas por clientes. • Trabajos asociados con cambios de tarifa. • Mejora en la facturación de los clientes (antenas). • Monitoreo de voltaje • Etc.

  8. Método de cálculo teórico de las pérdidas en un arranque de media tensión para clientes medidos en baja tensión.

  9. Cálculo para un arranque en media tensión trifásico con una subestación de 45 kVA. • El factor de potencia se considerará constante en la carga, igual a 0,98[-] inductivo. • La distancia de la línea será de 100 metros. • El conductor en 16 mm2 de cobre.

  10. Comparación del factor de potencia con medición en AT y BT Comparación del ángulo de desfase de las energías medidas en AT y BT

  11. Cálculo para un arranque en media tensión bifásica con una subestación de 15 kVA. • El factor de potencia se considerará constante en la carga, igual a 0,98[-] inductivo. • La distancia de la línea será de 500 metros. • El conductor en 16 mm2 de cobre.

  12. Comparación del factor de potencia con medición en AT y BT Comparación del ángulo de desfase de las energías medidas en AT y BT

  13. Para una muestra de 708 servicios AT-MB se representa la energía de pérdida según el 3,5% y de pérdida teórica. Nota: - Se consideró solo las pérdidas en el transformador. - Se consideró para cada servicio un consumo promedio mensual para el año 2006. 4,3%

  14. Mediciones en terreno

  15. CASO 1: Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts. • El factor de potencia igual a 0,98[-] inductivo. • La distancia de la línea es de 100 metros. • El conductor en 16 mm2 de cobre.

  16. Mediciones efectuadas (21/03/2007 al 27/06/2007) Medición AT Medición AT-MB

  17. Mediciones históricas extraída de los equipos de medida Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para un día de régimen normal. Diferencia de demandas de potencia activa entre las mediciones en AT y ATMB para un día de régimen normal.

  18. CASO 2: Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts. • El factor de potencia igual a 1 [-] • La distancia de la línea es de 500 metros. • El conductor en 33,6 mm2 de aluminio.

  19. Mediciones efectuadas (14/03/2007 al 28/06/2007)

  20. Mediciones históricas extraída de los equipos de medida Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para una semana de régimen normal. Demandas de potencia activa de las mediciones en AT y AT-MB para una día de régimen normal.

  21. Comparaciones entre el cálculo teórico y práctico.

  22. Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts. En la práctica la energía de pérdida es más del doble que la calculada en forma teórica

  23. Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts. En la práctica la energía de pérdida es más de tres veces que la calculada en forma teórica.

  24. Resumen comparativo Empalme trifásico con transformador de 45 [kVA], 23.000/400 volts. Recargo por mal factor de potencia = 17 % Empalme bifásico con transformador de 15 [kVA], 23.000/231 volts.

  25. Caso antena con arranque de 20 km de distancia. Demanda en kW verus tiempo. Línea : 23 [kV] Disposición : bifásica Distancia Línea : 20 [km] Cliente : Antena de celular

  26. Conclusiones

  27. Se debe incorporar el dato de la energía de pérdida de los clientes AT-MB dentro de la curva de pérdida de la administración. 1 Actualmente la pérdida promedio en la administración es de: 9% Incluyendo las pérdidas por transformación (0,1 GWh) Reales, el valor será menor que: 8,4% Pérdidas totales de energía en administración La Ligua – 12 meses

  28. Estudiar la factibilidad de la instalación de ECM para clientes, comenzando con los que poseen transformadores de mayor capacidad. 2 Se recomienda que para tarifas de alta tensión la medición sea realizada en AT a través de equipos destinado para este fin, para transparentar la medición con estos clientes. 3 Con la utilización de equipos compactos de medida, se incorpora una variable importante que es el factor de potencia real de los clientes conectados en AT. 4 Existen factores que son difíciles de calcular teóricamente y que son demostrados en las mediciones, estas son: en los aisladores, por objetos en las líneas, por falta de poda, transformadores añosos, conexiones sueltas, etc. 5

  29. Existen beneficios desde el punto de vista administrativo. Ejemplo de ello: toma de lectura en cerros distantes y parcelas con dificultades de acceso, cambio de equipos de medida, auditorias técnicas, etc. 6 Debe considerarse la distancia de la línea de media tensión como una variable importante en la instalación de equipos ECM en alta tensión. 7

  30. MUCHAS GRACIAS

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