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ESTRATEGIAS EN MEDICIÓN PARA DISTRIBUIDORAS CON BAJOS NIVELES DE PÉRDIDAS.
SEPTIEMBRE 2006
Alfonso Lugo – Manager Control Pérdidas.
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4. Estrategia a Seguir. 4. Estrategia a Seguir.
5. Conclusiones.5. Conclusiones.
1. Objetivo. 1. Objetivo.
3. Desafíos y Retos. 3. Desafíos y Retos.
Con
teni
doEstrategias en Medición para Distribuidoras con
Bajos Niveles de Pérdidas
2. Introducción. 2. Introducción.
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Objetivo.1.
�Presentar una metodología que permite a las empresas distribuidoras determinar el punto óptimo de pérdidas de energía, garantizando la rentabilidad de las inversiones.
�Describir la implementación de medidores de energía en transformadores de distribución, macromedición, como una estrategia de control y reducción de pérdidas de energía.
�Presentar la macromedición como parte de un sistema de toma de decisiones para maximizar la relación Beneficio-Costo en proyectos de control y reducción de pérdidas de energía.
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Localización
Introducción2.
Bogotá yCundinamarca
COLOMBIA
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Total habitantes8,111,340
Habitantes Bogotá7,029,928
Descripción geográfica
Introducción2.
Total Clientes2,114,853
Clientes Urbanos[92%] 1,952,149
Clientes Rurales[8%] 162,704
Total CODENSA
Bogotá Metropolitana (incluye Sabana)
Total Clientes1,933,365
Zona Rural (Cundinamarca)
Clientes preferenciales y oficiales
Total Clientes16,850
Clientes Urbanos[98%] 1,891,746
Clientes Rurales[2%] 41,619
Clientes Urbanos[26%] 43,553
Clientes Rurales[74%] 121,085
Clientes Urbanos[100%] 16,850
Clientes Rurales[0%] 0
Grandes Clientes (peajes)
Total Clientes1,902
Clientes Urbanos[100%] 1,902
Clientes Rurales[0%] 0
Total Clientes164,638
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2. Introducción
Total Clientes2,030,822
Clientes Urbanos[92%] 1,873,740
Clientes Rurales[8%] 157,082
Clientes CODENSA
Alta Tensión 115kV – 57.5kV.
Demanda751 GWh.
Media Tensión 34.5kV – 13.2kV – 11.4kV
Km de Red1.146 km.
Transformación69 Unidades3.124MVA
Demanda3.892 GWh.
Km de Red17.531 km.
Transformación206 unidades3.570 MVA
Demanda6.498 GWh.
Km de Red21.834 km.
Transformación59.108 unidades
6.984 MVA
Baja Tensión 208 V
Alta Tensión.[6.74%]
Baja Tensión .[58.3%]
Media Tensión.[34.9%]
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Composición del Mercado
SEGMENTO COMERCIAL
[9.4%]
SEGMENTO RESIDENCIAL
[88.6%]
SEGMENTO INDUSTRIAL
[1.7%]
SEGMENTO OFICIAL
[0.3%]
ALUMBRADO PÚBLICO
[0.004%]
Introducción2.
7,8%
41,3%
33,8%
10,4% 3,8% 3,0%
e1 e2 e3 e4 e5 e6
Tipo de Cliente Clientes % DistResidencial 1.873.587 100,0%
Estrato 1 146.850 7,8%Estrato 2 773.034 41,3%Estrato 3 632.498 33,8%Estrato 4 194.253 10,4%Estrato 5 70.620 3,8%Estrato 6 56.332 3,0%
Tipo de Cliente Clientes % Dist
Residencial 1.873.587 88,59%Comercial 199.395 9,43%Industrial 35.541 1,68%Oficial 6.239 0,30%
Alumbrado Público 91 0,00%Total Clientes 2.114.853 100,00%
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Proyecto de Macromedición. Balances de energía en centros de distribución con el fin de identificar zonas con altas pérdidas de energía.Mantenimiento de los programas operativos de reducción de pérdidas.
Evolución Índice de Pérdidas
22,57%
Oct-97 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
US$ Mill Dollars
Indice de pérdidas
27.8
19,48%
48.8
13,50%
37.3
10,45%
20.2
11,83%10.1
10,34% 6.06
10,24%
7.76
9,68%
9.23
9,44%
Las pérdidas no técnicas llegaban a 1.518 GWh los cuales representaban US$ 78.42 Millones en pérdidas económicas año.
Los principales problemas detectados fueron:
No existencia de redes, barrios carenciados, zonas de afectación, legalizaciones en curso ó inexistentes 168.504 Clientes en Servicio Directo.
Cerca de 400.000 clientes por normalizar la conexión a la red.
Objetivo Empresa
Disminución y control de las pérdidas con un objetivo menor al 12% al cabo de cuatro (4) años.
Conformación Proyecto Pérdidas dentro de la organización.Definición Plan de Inversiones.
Definición Planes Operativos de reducción de pérdidas acorde con situación del mercado
Mantenimiento de los programas operativos de reducción de pérdidas
Programa de calidad de la medición
Finalización del Proyecto Calidad de la Medición
Mantenimiento de los programas operativos de reducción de pérdidas
Implementación de nuevas Tecnologías
Proyecto focalización: Implementación de BusinessIntelligence para la focalización y orientación eficiente de las actuaciones de Control Pérdidas.
Mantenimiento de los programas operativos de reducción de pérdidas
US $ 168.4 MillonesInversión Total
Introducción2.
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Pérdidas de Energía
Altamente Dispersas
Desafíos - Retos.3.Localización
TecnologíaRentabilidad
Incapacidad para Medir Beneficios
Directos del Proyecto de
Control Pérdidas
Niveles minimos de pérdidas de energía para
proyectos rentables
Cuantificación del retorno de la
inversión post-proyecto.
Maximización de la Relación
Beneficio-Costo en Proyectos de Control Pérdidas
Tecnología muy Costosa para la implementación
Masiva
Niveles de Degradación de los Proyectos de Control Pérdidas
Dificultad para la Focalización de las
Pérdidas de Energía
Hasta donde es rentable reducir las pérdidas de
energía.
Mantener proyectos de control pérdidas
rentables y con beneficios relevantes.
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Estrategia a Seguir.4.
Focalización y Cuantificación de las Pérdidas de Energía.1.
Evaluación de las Pérdidas Mínimas Rentables.
•Parámetros: Costos Medidas Técnicas, ROI, Pérdidas no técnicas.
2.
Determinación del Punto Óptimo de Pérdidas de la Distribuidora.3.
Implementación y posterior supervisión de las medidas técnicas sobre el sistema de distribución de energía.
4.
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Líneas de Media Tensión
Macro medidor
Líneas de Baja Tensión
Macromedición.4.
� Macromedición consiste en supervisar la energía entregada por los transformadores del sistema de distribución.
� Comparando la energía entregada por el transformador con la energía registrada por los medidores de los clientes en sus inmuebles, las pérdidas de energía no técnicas pueden ser cuantificadas y localizadas eficazmente.
� Macromedición configura un sistema de control que percibe las pérdidas no técnicas permitiendo cuantificarlas y supervisarlas permanentemente.
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Como Funciona Macromedición.4.
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Macromedición.4.
Localización de la Pérdidas de energía
Localización de la Pérdidas de energía
MACROMEDICIÓNMACROMEDICIÓN
Eficacia de las Medidas Técnicas
Eficacia de las Medidas Técnicas
Inspecciones a Clientes
Inspecciones a Clientes
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de las redes BT
Aseguramiento de las redes BT
Zonas con Crecimiento de las
Pérdidas No técnicas
Zonas con Crecimiento de las
Pérdidas No técnicas
MAPA TÉMATICO DE PÉRDIDAS DE
ENERGIA.
C T ´s
M ed id o r
� La medición de las pérdidas no técnicas de energía permite la determinación de la inversión óptima y seguimiento de los proyectos de reducción y control de pérdidas.
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Pérdidas Mínimas Rentables.4.Medidas Técnicas
Medidas Técnicas
Inspecciones a Clientes
Inspecciones a Clientes
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de las redes BT
Aseguramiento de las redes BT
U$ 60U$ 60
U$ 300U$ 300
U$ 500U$ 500
TIR = 15%
A KwH/mes
IN
OUT
Pre
cio
Med
ida
Técn
ica
Energía Pérdida
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Invirtiendo Eficazmente.4.� La valorización de los costos de las medidas técnicas permiten la determinación de los niveles de pérdidas mínimos rentables.
�Dado un escenario rentable requerido por la distribuidora (ROI=X%), se puede determinar el nivel de pérdidas no técnicas mínimo rentable en los transformadores de la red de distribución.
Medidas TécnicasMedidas Técnicas
Inspecciones a Clientes
Inspecciones a Clientes
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de las redes BT
Aseguramiento de las redes BT
Energía Pérdida (kWhmes)
Inversión ($$/Cliente)
Escenario Rentable
Escenario No Rentable
Mínimo Nivel de Pérdidas Rentable
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Punto Óptimo de Pérdidas.4.� Una vez conocidos el nivel de pérdidas no técnicas mínimo rentable los transformadores macromedidos pueden ser clasificados en transformadores gestionables y no gestionables.
� De acuerdo a las mediciones de las pérdidas no técnicas y a la capacidad de inversión de la distribuidora, los transformadores gestionables son priorizados para la realización de medidas técnicas maximizando la relación beneficio-costo. Se puede determinar el cronograma del plan de pérdidas
Pérdidas Óptimas = PérdidasTécnicas + EnergíanoRen table.
Inspecciones a Clientes
Inspecciones a Clientes
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de las redes BT
Aseguramiento de las redes BT
No GestionablesNo Gestionables
Energía Recuperable.
Energía No Recuperable.
Transformador Medida Técnica Inversi ón Pérdidas
TR1 MT1 $ A B Kwh/mes
TR2 MT1 $B C Kwh/mes
. . . .
. . . .
TRn MT2 $ C D Kwh/mes
B/C +
B/C -
S $ I
PÉ
RD
IDA
S D
E E
NE
RG
ÍA
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Histórico de Fraudes
Información Técnica
Energía Facturada
Inteligencia de Negocios.
Mercado
Objetivo.
Implementación – Puesta en Marcha.4.
Escenario Rentable
Escenario No R entabl e
Energía Pérdi da (kWhmes)
Inve
rsió
n ($
$/C
lient
e)
Mínimo Ni vel de Pérdidas
Rentable
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de la Medida
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Conclusiones.6.
�La metodología establece el nivel de pérdidas de energía óptimo de la distribuidora.
• NivelPérdidasÓptimo = Pérdidas Técnicas + Energía No Rentable.
� La metodología permite establecer los niveles de pérdidas mínimos rentables por transformador para la realización de proyectos de control y reducción de pérdidas de Energía.
�La metodología permite:
� Cuantificar los beneficios de la implementación de medidas técnicas por transformador.
� Cuantificar los tiempos de degradación de las medidas técnicas implementadas.
� Supervisar y emitir las alarmas pertinentes para los crecimientos de las pérdidas no técnicas por transformador.
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Conclusiones.6.
C T ´s
M e d id o r
Macromedidorres
Sistema de Inteligencia de Negocios
Inspecciones a Clientes
Inspecciones a Clientes
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de la Medida
Aseguramiento de las redes
BT
Aseguramiento de las redes
BT
No Gestionables
No Gestionables
Energía Recuperable.
Energía No Recuperable
.
PÉ
RDI
DAS
DE
ENE
RG
ÍA
Tra nsf orma do r Me dida Té cni ca Inve rsi ón Pé rd ida s
TR1 MT1 $ A B Kwh /mes
TR2 MT1 $B C Kwh /mes
. . . .
. . . .
TRn MT2 $ C D Kwh /mes
B/C +
B/C -S $ I
�Implementación de un Centro de Control Inteligente para la gestión de las Pérdidas no Técnicas.