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CURSO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

RECUENTO DE EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS

PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

PÉRDIDAS TÉCNICAS

TEORÍA GENERAL SOBRE LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO

CONTENIDO

TEORÍA GENERAL SOBRE LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO

PÉRDIDAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Las pérdidas totales de un sistema de distribución (o transmisión) corresponden en términos generales a la energía medida entrante en el sistema de distribución (o transmisión) en sus fronteras comerciales menos la energía de salida registrada en los medidores de los usuarios finales.


Las pérdidas en un sistema corresponden a la salida-entrada

Proceso o sistema

EntradaSalida

Pérdidas

𝑃 é 𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔 í 𝑎=𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔 í 𝑎𝑠𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑠𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎−𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔 í 𝑎 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑎

Perdidas Técnicas

Pérdidas No

Técnicas

Pérdidas TOTALES


PÉRDIDAS TÉCNICAS: Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local a causa del transporte y la transformación de la energía eléctrica.

PÉRDIDAS NO TÉCNICAS: Diferencia entre las Pérdidas Totales y las Pérdidas Técnicas. Generalmente corresponde a energía que se toma de manera ilegal del sistema, y que utilizan algunos usuarios sin que se registre por medidores de energía, debido principalmente a hurtos, manipulación indebida de equipos o de sistemas de facturación para disminuir registros de consumo, o que es mal medida o contabilizada.

PÉRDIDAS EN EL SISTEMA

Adicionalmente las pérdidas puede ser clasificadas como:

Pérdidas Energéticas

Pérdidas Comerciales

Pérdidas TOTALES

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔 í 𝑎=𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔 í 𝑎𝐹𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑎−𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔 í 𝑎𝑅𝑒𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑑𝑎

Las pérdidas energéticas pueden ser Técnicas y No Técnicas

PÉRDIDAS TÉCNICAS

Metodología para la estimación de las pérdidas

técnicasEl primer paso que debe realizarse es la desagregación de los sistemas por niveles de tensión, de manera que se facilite el análisis.Se analizan las pérdidas de cada sistema, valorando las pérdidas de cada elemento involucrado en la red de estudio.

RED DE MEDIA TENSIÓN

RED DE ALTA TENSIÓN

RED DE BAJA TENSIÓN

Modelo del Sistema Eléctrico

MODELO DE LÍNEAS

MODELO DE TRANSFORMA

DORES

MODELO DE CONTADORES

Modelo de Líneas de Transmisión

Se analizan:• Pérdidas por efecto Joule• Pérdidas por efecto corona• Pérdida por radiación• Pérdida por acoplamiento• Pérdida por calentamiento del dieléctrico• Pérdidas por conectores

Modelo de Líneas de Transmisión

𝑍=𝑅+ 𝑖𝜔 𝐿 Impedancia serie por unidad de longitud

𝑌=𝐺+𝑖𝜔𝐶 Impedancia paralelo por unidad de longitud

𝑍 0=√ 𝑍𝑌 =√𝑅+𝑖 𝜔 𝐿 𝐺+𝑖𝜔𝐶

=𝑍 0′ + 𝑖 𝑍0

′ ′

Modelo de Transformadores

Hierro

Cobre

VariableProtocolo Pruebas

Simulaciones

Estimador


Pérdidas en el Hierro o en vacío se producen permanentemente, mientras el transformador está energizado y por lo tanto, son independientes de la carga del transformador, y dependen del voltaje de operación y de la frecuencia.


Pérdidas en el Cobre son proporcionales al cuadrado de la corriente en los devanados y, por lo tanto, son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la carga del transformador.

PÉRDIDAS TRANSFORMADOR

Dónde:Pet: Perdidas de Energía transformadorPfe: Perdidas de energía hierroPfen: Perdidas de energía hierro nominales para el transformadorPcu: Pérdidas de energía cobrePcun: Pérdidas de energía cobre nominales para el transformadorFu: Factor de utilización del transformador

El factor de utilización del transformador es la medida en que el transformador se encuentra cargado.

Donde:KVAmaxt= Potencia en KVA máxima de carga de transformadorKVAn: Potencia en KVA nominal del transformadorKWmaxt= Potencia en KW máxima de carga de transformadorFp: Factor de potencia.

PÉRDIDAS TRANSFORMADOR

Considerando una curva de carga por transformador las pérdidas serán:

Donde: Fcb: Factor de carga para el Bloque de cargaHb: Horas Bloque de cargaLa formulación se puede simplificar si se considera un mismo valor de tensión para todos los bloques de carga, o si se considera que éstas se mantienen constantes

PÉRDIDAS TRANSFOMADORES

CARGABILIDAD TRANSFOMADORES

ASPECTOS QUE IMPACTAN LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS

• Equipos no normalizados• Mala conexión (puntos calientes)• Carga desequilibrada• Sistema desbalanceado• Alto consumo de reactiva• Altos armónicos• Tipo de carga (Potencia y corriente constante)• Mal retorno por tierra

PÉRDIDAS AUMENTO REACTIVA

PÉRDIDAS ARMÓNICAS

Armónico 3n-2 3n 3n-1

Torque

Efecto Torque Freno Torque inverso

Modelo de Contadores

De acuerdo con sus características pueden tener pérdidas diferentes, éstos pueden ser:ELECTROMECÁNICOSELECTRÓNICOS

El nivel de pérdidas máximo puede ser contabilizado de acuerdo con los establecido en normas nacionales o internacionales.

PÉRDIDAS CONTADORES

Tipo de Carga

CARACTERIZACIÓN CARGA:análisis electrodomésticos

Electrodomésticos Básicos de un Hogar

Consumo nominal

W

Tiempo de Uso del Electrodoméstico

Horas

Probabilidad deEncendido del

Equipo

Cantidad de

Electrodomésticos Encendidos

Nevera 250 4 0.1667 1

4 Televisor 150 12 0.5 2 1Reproductor de DVD 150 2 0.0833 1 2Equipo de sonido 100 3 0.125 1 3Aire Acondicionado 5000 12 0.5 1 1Horno Microondas 1800 0.5 0.0208 1 1Olla Arrocera 1200 2 0.0833 1 2Parrilla pequeña alto 1500 2 0.0833 2 2Sanduchera 1200 0.5 0.0208 1 1Licuadora 600 1 0.0417 1 1Cafetera 800 1 0.0417 0 1Lavadora 750 2 0.0833 1 2Plancha 1000 2 0.0833 1 2Grabadora 100 2 0.0833 2 2Ventilador pequeño 100 10 0.4167 2 10Computador 800 6 0.25 1 6Calentador de Agua 1500 2 0.0833 0 2Secador 1500 0.5 0.0208 0 1Bombilla de 60 W 60 12 0.5 3 1Bombilla de 100 W 100 12 0.5 10 1

CARACTERIZACIÓN CARGA:conformación curva

CARACTERIZACIÓN CARGA:Desbalance

IaIb

IcIn

CARACTERIZACIÓN CARGA:tipo de carga

𝑃 𝑃0

=𝑍 𝑃 (V 𝑉 0

)2

+𝐼𝑃 (V 𝑉 0

)+𝑃𝑃

Q 𝑄0

=𝑍𝑞(V 𝑉 0

)2

+𝐼𝑞(V 𝑉 0

)+𝑄𝑞

Z I P

Z=cteI=f(V)I=V/Z

PI=cte P=cte

I=f(V)I=P/V

IZ

Iz Ii Ip

Cálculo del índice de pérdidas totales

Donde: o %Pérdidas: Es el porcentaje de pérdidas técnicas del

circuito típico i o %Energía Entrada: Es la energía de entrada al circuito

típico i medida en Vatios-Horao %Participación: Es el porcentaje de circuitos de nivel de

tensión 1 en el sistema del OR que son representados por el circuito típico i

Análisis de las redes eléctricas

Nivel de Tensión

(kV)

Energizadas

Cantidad Long. (Km)

57.5 11 83.3

115 80 1,017.4

Total 91 1,100.7

Tipo Rural Urbana Cantidad MVA

AT* 4 0 0 0

AT/AT 2 1 16 880

AT/AT/MT 2 2 34 1,890

AT/MT 15 22 86 2,406

AT/ATD/MT 0 3 25 575

ATD** 1 1 0 0

ATD/MT 1 6 14 312

AT/MT/MT 1 0 2 31.725

Total 26 35 177 6,094.725

ZonaCantidad

CtosMVA

Instalado

Longitud (Km)Número Trafos

Número Clientes

Aéreo Subt. Total

Urbana 715 6,640.6 5,812 2,460 8,272 44,374 1,976,832

Rural 166 504.4 9,428 11 9,439 15,794 164,215

Total 881 7,144.9 15,240 2,471 17,711 60,168 2,141,047

Nivel de Tensión

Cantidad Ctos

MVA Instalado

Longitud (Km)Número Trafos

Número ClientesAéreo Subt. Total

11.4 691 6,255.4 6,461 2,395 8,856 46,771 1,981,093

13.2 118 386.8 7,456 8 7,464 13,174 159,545

34.5 72 502.6 1,323 68 1,391 223 409

Total 881 7,144.9 15,240 2,471 17,711 60,168 2,141,047

Circuitos Transformadores de Distribución MT.

GrupoCantidad

CtosCantidad Ctos MVA Instalado

Número Trafos

Número Clientes

1 603 590 5,806.51 35,285 1,822,709

2 16 37 158.18 1,494 36,341

3 75 105 122.73 1,346 109,579

4 187 313 1,057.48 22,043 172,418

Total 881 1045* 7,144.9 60,168 2,141,047

Red MT por grupo de calidad

Red MT Aérea – Subterránea, transformadores y clientesLÍNEAS AT

Red MT por Nivel de tensión

TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Análisis de la Infraestructura. Ejemplo

Sistema Eléctrico

Pérdidas ATNivel IV

Pérdidas MTNivel III, II

Pérdidas BTNivel I

STN

115 kV

11,4 kV 13,2 kV

,208 kV

34,5 kV

N-IV

N-II

N-I

N-III

57,5 kV

230 kV 500 kV


• Flujos de carga en Software de Simulación

• Cálculo de pérdidas de potencia promedio a través de la ecuación ajustada del factor de pérdidas Buller y Woodrow y ratificada por EPRI.

• Cálculo de pérdidas de potencia en demandas mínima, media y máxima por medio de la curva diaria de carga

• Cálculos de energía de pérdidas anual del sistema.

• Modelamiento de todo el sistema de alta tensión, líneas, transformadores AT/AT y barras.

Redes de NT IV

• Índice y energía de pérdidas para líneas y transformación.

21 FCXXFCFPL


• Flujos de carga en Software de todos los circuitos 34.5 kV.

• Modelamiento detallado de todo el sistema: redes, transformadores AT/MT y barras 34.5 kV del sistema de.

• Cálculo de pérdidas de potencia promedio a través de la ecuación ajustada del factor de pérdidas.

• Cálculo de pérdidas de potencia en demanda media y máxima por circuito 34.5 kV para Curva de carga diaria reportada por los OR.


• Índice y energía de pérdidas para redes y transformadores.

• Factor de carga de cada uno de los circuitos.Redes de

NT III


• Flujos de carga en Software de aquellos circuitos típicos 13.2 kV.

Redes de NT II

• Modelamiento del sistema: redes, transformadores AT/MT y barras 13.2 kV del sistema.

• Cálculo de pérdidas de potencia promedio a través de la ecuación ajustada del factor de pérdidas para CODENSA.

• Cálculo de pérdidas de potencia en demanda media y máxima por circuito 13.2 kV.


• Índice y energía de pérdidas para redes y transformadores.

• Factor de carga de cada uno de los circuitos típicos.


• Tipificación de la red de baja tensión con Redes Neuronales o clusters.

Redes de NT I

• Curva de carga característica de los cliente, caracterización de la demanda por tipo de cliente.

• Flujos de carga de aquellos circuitos típicos de baja tensión. La carga es modelada en el nodo donde está conectado cada cliente.

• Cálculo de pérdidas de potencia para las 24 horas de los circuitos de baja tensión.

• Cálculo de pérdidas de transformadores basado en la norma NTC 818 y 819.

• Cálculo de pérdidas de acometidas de toda la red de baja tensión.

• Cálculo de pérdidas de todos los medidores.

• Cálculo de pérdidas de empalmes.

• Se tiene en cuenta las pérdidas por la descalibración de los medidores debido al envejecimiento de los mismos.


• Opcional: Asignación de un número de electrodomésticos por usuarios y con simulaciones de Montecarlo definir la curva de carga de los clientes.

Muestreo Para Estratificación circuitos

Estratificación circuitos

Variables para la estratificación de circuitos:• Área geográfica• Usuarios atendidos• Concentración de los usuarios• Características topográficas• Tipo de usuarios

Estratificación circuitos

Las variables para la caracterización de los circuitos típicos son los siguientes:• Transformador • Apoyos• Conductor • Accesorios• Topología del circuito• Demanda de energía

Estratificación circuitosPara clasificación de los tramos de red secundaria se utilizan variables como: • Cantidad de tramos • Longitud por tramo • Calibre y material de los conductores de fase y neutro utilizado por tramo • Topología • Configuración (bifilar, trifilar, tetrafilar)

Para clasificación de los transformadores: • Cantidad de usuarios • Porcentaje o cantidad de usuarios conectados en forma bifilar, trifilar o tetrafilar. • Porcentaje de carga tipo: P constante, Z constante e I constante • Calibre típico de acometida • Longitud promedio de acometida • Cantidad o porcentaje de medidores electrónicos y electromecánicos. • Tipo de carga del sistema (Residencial o comercial).

Metodología: Determinación de la muestra

Determinación de la muestra de verificación

• n es el número de pruebas.• k es el número de éxitos.• p es la probabilidad de éxito.• q es la probabilidad de fracaso.

Metodología: Determinación de la muestra

Determinación de la muestra de verificación

DISTRIBUCIÓN BINOMIALEnsayos 11725Error 0,1Nivel de confianza 95%Valor Crítico 1.226 Porcentaje de elementos 10,5%

Ejemplos de Clausterización de la CargaVariable Unidad Total

Usuarios Und 169,297Energía kWh-dia 1,208,477Transformadores Und 2044

Usuarios/Transformador

[Und]

Consumo/Transformad

or [kWh-dia/trafo]

Consumo usuario/Transformador [kWh-diaprom/trafo]

Max 618 5,792.43 5,792.43Min 1 - -Promedio 82.83 591.23 25.16Mediana 76.00 537.83 6.58Moda 1 - -Desvest 52.09 384.85 200.98Perc 0.95 171.75 1,254.30 29.07Perc 0.05 7 88.58 2.84Asimetría 1.46 2.60 20.76Curtosis 7.68 23.69 511.32

Ejemplos de Clausterización de la Carga

Usuarios/Transformado

rUnd

Consumo/TransformadorkWh-dia/trafo

Consumo usuario/Transformad

orkWh-diaprom/trafo

Max 618.00 5,792.43 13.94 Min - - - Promedio 82.83 0.96 0.01 Mediana 84.00 531.89 6.58 Moda 70.00 Desvest 49.92 384.85 200.98 Perc 0.95 179.85 1,180.91 11.62 Perc 0.05 25.15 105.20 2.79 Asimetría 1.71 0.88 0.49 Curtosis 9.83 1.20 0.52

VALORES DE LA DISTRIBUCIÓN

Media 7.76Mediana 7.51Moda 6.98Varianza 11.99

Rango Media Usuarios Transformadores

Consumo Total

Conjunto 1 0.25-7 5.92 112,074 1,141 569,413Conjunto 2 7.25-9.75 8.13 38,112 441 305,738Conjunto 3 10-14 11.68 11,597 188 132,852

Rango Usuarios por Transformador

Consumo por Transformador

Conjunto 1 0.25-7 98.22 499.05Conjunto 2 7.25-9.75 86.42 693.28Conjunto 3 10-14 61.69 706.66


Residenciales


Und


Consumo usuario/Transform

adorkWh-diaprom/

trafoMax 125.00 1,957.67 73.07 Min 1.00 14.49 14.00 Promedio 32.82 681.06 9.46 Mediana 29.00 655.67 21.32 Moda 1.00 Desvest 23.23 433.21 11.80 Perc 0.95 74.30 1,551.28 51.00 Perc 0.05 1.00 52.26 14.55 Asimetría 0.91 0.54 1.88 Curtosis 0.86 -0.08 3.70

VALORES DE LA DISTRIBUCIÓN

Media 22.64 Mediana 21.43 Moda 18.66 Varianza 130.25


Comerciales



Und


Consumo usuario/Transformador

kWh-diaprom/trafo

Max 13.00 5,792.43 5,792.43 Min 1.00 78.15 75.32 Promedio 2.02 742.17 54.73 Mediana 1.00 515.90 295.54 Moda 1.00 Desvest 2.36 1,115.87 1,120.91 Perc 0.95 7.55 3,846.90 3,846.90 Perc 0.05 1.00 122.87 77.93 Asimetría 2.98 2.95 3.25 Curtosis 10.05 9.90 11.53

Industriales

Construcción de circuitos típicos con base en análisis topológico de la red

TOPOLOGÍA

Poste

VanoTransformador Ramal

Bifurcación

Terminal

TOPOLOGÍARamales Bifurcacione

sVanos (U) Usuario

sMáximo 5.00 19.00 81.00 190.00 Mínimo - - - 2.00 Promedio 2.06 3.96 23.84 70.37 Perc 0.9 3.00 10.00 43.90 130.90 Perc 0.1 1.00 - 9.00 13.30 Rango 5.00 19.00 81.00 188.00 Mediana 2.00 3.00 21.00 71.00 Moda 2.00 - 21.00 71.00 Curtosis 3.34 0.93 2.16 -0.40 Asimetría 0.51 1.13 1.24 0.37

TOPOLOGÍAUsuarios/

PosteLong vano

(m)Long

acometida (m)Máximo 9.80 36.69 19.32 Mínimo 0.27 2.95 10.06 Promedio 3.14 19.54 14.13 Perc 0.9 5.11 24.55 16.72 Perc 0.1 0.94 14.33 11.75 Rango 9.53 33.74 9.26 Mediana 3.15 19.52 14.16 Moda 3.00 Curtosis 1.60 1.88 0.07 Asimetría 0.64 0.17 0.39

TOPOLOGÍA TÍPICA GC1Ramales Bifurcaciones Vanos Usuarios/Poste Long vano (m) Usuarios Long acom (m)

Promedio 2.06 3.96 23.84 3.14 20.98 70.37 14.13Mediana 2.00 3.00 21.00 3.15 20.92 71.00 14.16

TOPOLOGÍA TÍPICA GC1

TOPOLOGÍA TÍPICA GC1 Longitud más larga (m)Maximo 1,392.90Minimo -Promedio 464.63Perc 0.9 746.20Perc 0.1 185.20Rango 1,392.90Mediana 451.50Moda -Curtosis 0.79Asimetría 0.58

Promedio

Mínima Máxima

Número de vanos promedio

4.97 4.70 18.81

Número de vanos mediana 5.00 3.18 17.00Long promedio (m) 104.30 98.63 394.64Long mediana (m) 104.61 66.60 355.68

TOPOLOGÍA TÍPICARAMALES Y BIFURCACIONES

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 312 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 03 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 04 0 2 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 05 0 1 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 06 0 1 0 1 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 07 3 0 1 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 08 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 09 1 1 1 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

10 3 0 3 1 1 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 0 011 1 0 0 1 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 0 012 2 0 2 1 1 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 0 013 2 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

V 14 0 0 0 1 0 1 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 0A 15 1 0 1 1 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 0N 16 1 0 0 0 1 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 0O 17 3 0 1 0 1 1 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 0S 18 4 0 1 0 0 1 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

19 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 020 2 0 0 0 0 4 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 021 3 0 0 0 1 3 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 022 1 0 1 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 023 2 0 0 0 0 2 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 024 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 025 1 0 0 0 0 2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 026 0 0 0 0 0 1 2 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 027 0 0 0 0 0 0 1 2 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 028 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 029 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 030 0 0 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 031 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 032 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 033 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 034 0 0 0 0 0 0 1 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 035 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 036 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 037 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 0 038 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 0 039 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 0 040 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 041 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 042 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 043 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 044 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 045 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 046 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 0 047 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 048 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 0 049 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 0 050 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 4 8 12 16 20 24 28 32

4 8 12 16 20 24 28 32 36

0 5 3 0 0 0 0 0 0 0 0 5 10 1 3 0 0 0 0 0 0 0

10 15 7 10 0 0 0 0 0 0 0 15 20 6 8 1 0 0 0 0 0 0 20 25 11 4 9 0 0 0 0 0 0 25 30 7 2 17 1 0 0 0 0 0 30 35 0 2 14 3 0 0 0 0 0 35 40 0 0 4 4 1 0 0 0 0 40 45 0 0 1 1 0 0 0 0 0 45 50 1 0 0 2 6 0 0 0 0 50 55 1 0 0 2 0 1 0 0 0 55 60 1 0 0 0 0 0 0 0 0 60 65 1 0 0 0 0 0 0 0 0 65 70 0 0 0 0 0 2 0 0 0

TOPOLOGÍA TÍPICAUsuarios Poste Ramal Bifurcación Total

3 1 1 16 2 1 19 3 2 2

12 4 2 215 5 2 1 318 6 2 1 321 7 2 1 324 8 2 1 327 9 2 1 330 10 2 2 433 11 2 2 436 12 2 2 439 13 2 2 442 14 2 2 445 15 2 3 548 16 2 3 551 17 2 3 5

Usuarios Poste Ramal Bifurcación Total54 18 2 3 557 19 2 3 560 20 2 4 663 21 2 4 666 22 2 4 669 23 2 4 672 24 2 5 775 25 2 5 778 26 2 5 781 27 2 5 784 28 2 5 787 29 2 6 890 30 2 6 893 31 2 6 896 32 2 6 899 33 2 6 8

102 34 2 7 9

Pérdidas reconocidas regulatoriamente

Un coeficiente que busca incluir el efecto de las pérdidas al tomar una medida en un nivel de tensión y utilizarla en otro nivel de tensión

Rango de pérdidas totales aprobado por el regulador con el que se establece el

nivel máximo de pérdidas que pueden ser transferidas al usuario final vía tarifa.

Adicionalmente es un indicador de calidad y eficiencia para las empresas

Factores para referir mediciones al Sistema de

Transmisión NacionalREFERIR PÉRDIDAS

Asignación simétrica

Coeficientes Marginales de Pérdidas

Participación Proporcional

Método MW-km


Transmisión NacionalAsignación simétrica:Dividir las pérdidas totales tanto en la generación como en la distribución por igual.

Coeficientes Marginales de Pérdidasi. Se hace la simulación del flujo de potenciasii. Mediante los Coeficientes Marginales de Pérdidas (MLC del

inglés (Margina Loss Coefficients), se reflejan la variación de las pérdidas frente a la potencia inyectada en cada uno de los nodos.

iii. Se asignan las pérdidas nodales, aplicando factor de normalización.


Transmisión NacionalParticipación Proporciona:i. Se hace la simulación del flujo de potenciasii. Se asignan proporción de 50% para las demandas y 50% para los

generadoresiii. Se asignan las perdidas a los generadores y a las cargas como una

relación entre lo realmente inyectado (tomado) y las pérdidas asociadas al flujo de carga.

Método MW-km:iv. Solución de un flujo de potencia para asignar las pérdidas totalesv. Se asignan proporción de 50% para las demandas y 50% para los

generadoresvi. Se pondera por la longitud de las ramas

BENCHMARKING PÉRDIDAS DEA

%PÉRDIDAS (Z)

CAPACIDAD TRANSFORMACIÓN MVA/USUARIOS (Y)

DISTANCIA DE REDES KM/USUARIOS (X)

FONTERA EFICIENTE

EMPRESA EFICIENTE

INEFICIENCIA

FRONTERA DE PRODUCCIÓN

ALCAZABLE

𝑍= 𝑓 (𝑌 , 𝑋)

(MVA/NU)+(KM/NU)

EJEMPLO

Herramientas para la reducción de PT

1. Corrigiendo factores de potencia menores al 95%.

2. Reemplazando los transformadores ineficientes

5. Reduciendo carga en circuitos primarios y secundarios

4. Redes Antifraude

fp

3. Manejando carga en transformadores de distribución

PÉRDIDAS NO TÉCNICAS – PNT –

CARACTERISTICAS

• No representan pérdidas por energía no aprovechada.

• Pérdidas No técnicas por Robo o Hurto.• Pérdidas No técnicas por Fraude.• Pérdidas No Técnicas por Administración.• Tiene una mayor relevancia al momento de

proceder a tomar medidas con miras a su reducción

Determinantes de las PNT

Orden social y

seguridad

Ética y moral

Gestión de la empresa

ANALISIS DEL ENTORNO

CLIENTETécnico

Administrados

Financieros

Comerciales

Cultura

Ley y

RegulaciónSituació

n

Socio-económica

Objetivo

Balances ComercialesBalances Técnicos

• Sistema de Distribución Local• Transformadores de Potencia• Barrajes en la Subestaciones• Celdas o Alimentadores primarios• Transformadores de Distribución

IDENTIFICACION Y UBICACIÓN PÉRDIDAS

CAUSAS TÉCNICAS: Vulnerabilidad transformador. Vulnerabilidad red. Vulnerabilidad acometida. Falla técnica medidor.

CAUSAS COMERCIALES: Constantes medidor o facturación. Proceso lectura del medidor. Proceso de facturación. Cobros por consumos promedios

ClienteIlegal Acciones

ClienteNormal

CAUSAS

CAUSAS DIRECTAS

ANÁLISIS DE CAUSAS

CAUSAS SOCIALES:

Culturaleso Uso de la energía eléctrica.o Uso recursos energéticos.o Concepto de legalidad.

Políticaso Presión de la comunidad.o Grupos armados.

CAUSAS ADMINISTRATIVAS:

Fallas en procesos empresa.

CAUSAS COMERCIALES:

Basura en SIC.

CAUSAS ECONÓMICAS: Tarifa de energía. Cartera vencida.

CAUSAS MOTORAS

ANÁLISIS DE CAUSAS

Diagnóstico de PNT por sector

En este proceso de evaluación y valoración es necesario enfocarse en las etapas claves a la hora de atender un usuario final.

Identificar

Suministrar

Medir

Facturar

Cobrar

Herramientas para la reducción de PNT

1. Desde el punto de vista de Medición

3. Estrategias de Recaudo

4. Programas de Uso Racional de Energía

2. Reconocimiento de clientes

ACCIONES DIRECTAS

ACCIONES TÉCNICAS

Normalización y Legalización de Instalaciones.

Control de Instalaciones.o Disminución vulnerabilidad elementos de

la Red.o Corrección Fallas en los medidores.

ACCIONES COMERCIALES

Gestión de la Informacióno Depuración Sistema Información

Comercialo Control de Constantes de Medidor.o Asociación de Instalaciones.o Aforo de Alumbrado.

Ajuste al proceso de toma de Lectura.

Definición de Políticas comerciales.

o Reducción Cobros de Consumo promedio.

o Control economía informal , festividades y eventos especiales.

IDENTIFICACION ACCIONES CONVENIENTES

El “Smart Grid” en la reducción de PNT

Para una correcta implementación de este concepto en los planes de reducción de pérdidas es necesario considerar las 3R.

REGLAS

REDESRECURSOS

RECURSOS CONSUMO

Smart Grid: Las 3R

Tecnológicos

Regulatorios

AmbientalesEconómicos

Sociales

RED

WORLD ENERGY COUNSIL

Prospects of Smart Grid Technologies for a Sustainable and secure power supply

Smart Grid: Las 3R

• Installation of AC overhead lines;

• Uprating of existing assets;• Installation of underground

cables;• Installation of controllable

devices (FACTS);• Installation of HVDC lines.

Smart Grid: Las 3R

Menor disponibilidad de recursos y mayor

demanda

Mayores restricciones para

las redes

TECNOLOGÍA

Smart Grid

Smart Grid: Las 3R

SAIC

Smart Grid: Las 3R

Smart Grid: Los Recursos

Smart Grid: Almacenamiento de energía

SAIC

MECÁNICO•Flywheel•Thermal energy storage•Compressed air energy storage•Pumped Hydroelectric Energy Storage (PHES)

ELECTROQUÍMICO

•Baterias de Plomo•Baterias Li-ON•Baterias NaS•Flow Batteries•Hidrogeno•Fuel Cell

ELÉCTRICO•Supercapacitores•Superconducting Magnetic Energy Storage

Smart Grid: Los Recursos

ESA

Prospects of Smart Grid Technologies for a Sustainable and secure power supply

Smart Grid: Las Redes

SAIC


IEEE P&E MAGAZINE

• Advanced Control• Advanced Protection• Synchronized Phasor

Measurements• Automatic Calibration of

Instrument Transformers• Precise State Measurements and

Estimates• Complete and Incomplete

Observability• State Estimates of Interconnected

Systems• Intelligent Visualization Techniques


SAIC



PIG

PGI


Smart Grid: Las Reglas

• Nueva Regulación en la Medición• Mayor participación de la demanda en el

mercado• Servicio Universal• Integración de energías renovables• Armonización regulatoria energética-

ambiental• Integración e interconexiones internacionales

PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS - PRP

Definición

Conjunto de programas y proyectos que se ejecutan en todas las empresas eléctricas de distribución de un país, con el objetivo principal de reducir las pérdidas de energía eléctrica en los sistemas de distribución (sean estas técnicas o no técnicas).

CONCEPTOS BÁSICOS

%Pérdidas

PRECIOCosto de las Pérdidas

Costo de Reducir el Porcentaje de pérdidas

Costo TotalPunto Óptimo de Pérdidas

CONCEPTOS BÁSICOS

%Pérdidas

PRECIO

Punto Óptimo de Pérdidas

Nivel óptimoNivel actual

Inversión Plan

Reducción de pérdidas

Ahorro Total

Consideraciones para un adecuado PRP

1) Diagnóstico del estado actual del sistema: Determinar qué tan bien o mal se encuentra el sistema en cuanto a pérdidas

2) Conocimiento y predicción de la carga: uno de los procesos fundamentales para evitar la subestimación o sobre estimación de las compontes.

3) Inventario de componentes del sistema: base de datos dinámica y actualizada que contenga la información técnica básica.


4) Revisión de normas: normas de construcción de la empresa o internacionales.

5) Mejoramiento del factor de potencia: de las formas más fáciles y económicas para reducir las pérdidas, es mediante el empleo de condensadores, cuando las redes presentan flujos descompensados en reactivos.

6) Mejoramiento del balance de las fases: mediante un estudio de redistribución de cargas.


7) Manejo de la carga: mediante políticas de manejo de carga se puede reducir la demanda máxima, se logrará un beneficio.

8) Incentivos tarifarios (principalmente para la industria): se puede mejorar la curva de carga cobrando una tarifa inferior.

9) Manejo de carga de transformadores: se puede originar un programa de reemplazo y rotación de transformadores en la empresa.


11) Monitoreo del sistema: Mediante la adquisición de datos y el control en tiempo real se puede por ejemplo, distribuir óptimamente la carga entre los alimentadores, encontrar sobrecargas, entre otros.

Premisas para la realización del plan

Premisas para la realización del Plan

Compromiso Gerencial Conceptualización Diagnóstico

Acopio y Análisis de Información

Desagregación de Pérdidas

Análisis de los procesos

Contenido del Plan

Objetivos del Plan Presupuesto Recursos

Recursos Humanos

Recursos Financieros

Actividades

Sistema de Información

DefiniciónSistema deInnovación

Sistema deGestión Social

Determinación dePérdidas Totales

Elaboraciónde la Senda

PérdidasTécnicas

PérdidasNo Técnicas

Nivel Eficientede Pérdidas

PérdidasNo TécnicasEficientes

PérdidasTécnicasEficientes

Seguimiento y Realimentación

Determinación Periódicadel Nivel de Pérdidas

Indicadoresde Gestión

Gestión deldiagnóstico

Gestión Técnica

Gestión delConocimiento

GestiónGerencial

Cronograma mensualdetallado de las actividades

Gestión sobrela medida

Gestión sobre la red y acometidas

Gestión sobreTransformadores

Contenido del Plan

1. Los objetivos del PlanObjetivos del Plan

Definir

Metas

Objetivos

Ser cuantificables

Hacia el resultado

Hacia el costo de inversión

Hacia el plazo

2. Presupuesto

Recopilar información (o crear la no existente)

Construir un flujo de caja proyectado.

Realizar estudios previos técnicos, sociales, organizacional

– administrativo y financieros

3. Recursos

Recursos humanos

Recursos financieros

4.1 Sistema de información

1 •Herramienta que permite que la empresa apropie sus desarrollos y crezca a partir de sus experiencias

2 •SISTEMA DE INNOVACIÓN: la empresa debe contar con un sistema de vigilancia tecnológica que le permita encontrar las soluciones más ajustables a sus necesidades.

3 •SISTEMA DE GESTIÓN SOCIAL

• SISTEMA DE GESTIÓN SOCIAL

Desde el sistemaadministrativo

4.1.2 Sistema de gestión social

Cualquier plan de reducción de pérdidas, si no es acompañado de un plan de gestión social, fracasará.

Acceso a otros servicio

s

Empleo

Seguimiento de

la cartera

Vigilancia

tecnológica

Salud, educación

y recreació

n

legalización de predios

Políticas de

cobranza

Seguimiento corte

y reconexió

n

Manejo de

clientes reincident

es

Divulgación

manejo energía

eléctrica

Comunicación con

los clientes

Calculo de Pérdidas Técnicas y no Técnicas

Determinar Pérdidas Eficientes

Elaboración de Senda de Pérdidas Totales

Seguimiento y Control

Seguimiento y Control

Determinación Periódica del Nivel de Pérdidas

Indicadores de Gestión

Gestión del diagnóstico

Gestión Técnica

Gestión sobre

Transformadores

Gestión sobre la red

y acometidas

Gestión sobre la Medida

Gestión del conocimie

nto

Gestión Gerenci

al

Cronograma

mensual detallado

de actividade

s

5.1 Determinación Periódica del Nivel de Pérdidas

• Mediante un estudio de sensibilidad, establecer el período de tiempo en que esta cuenta debe hacerse.

• Tomar un número representativo de mercados de comercialización (a nivel de red nacional, o circuitos a nivel de un operador).

• Observar la variación del porcentaje de pérdidas en el tiempo y realizar análisis estadísticos.

• Realizar propuesta del período de medición siguiente

5.2 Indicadores de Gestión

• Niveles de pérdidas totales del agente• Niveles de pérdidas por nivel de tensión versus

las pérdidas de referencia.• Pérdidas No Técnicas versus pérdidas del Plan

de Reducción de Pérdidas.• Para todo el sistema se tendrían indicadores de

Pérdidas Técnicas y No Técnicas totales y por nivel de tensión, así como una gráfica de desviaciones de cada empresa en relación con sus metas y con el total del sistema.

5.3 Gestión del diagnóstico

• Anteriores planes de reducción de pérdidas.• Inversiones históricas para reducción de

pérdidas.• Mediciones históricas de índices de Pérdidas

Técnicas y No Técnicas.• Informes históricos sobre el tema.• Informes recientes sobre los niveles de

Pérdidas Técnicas y No Técnicas.

5.4 Gestión técnica

Gestión sobre la medida

• Calibración de medidores.• Medidores de balance.• Medidores de transformadores de cambio de nivel de

tensión.• Sistemas de prepago.• Sistemas de gestión de medidores• Algoritmos de análisis y crítica de lectores de medidores.• Algoritmos de búsqueda de usuarios fraudulentos.• Algoritmos de cálculo de pérdidas sectorizadas


Gestión sobre la red secundaria y las acometidas de usuarios

• Utilización de cable anti-fraude.• Utilización de acometidas individuales desde el

poste, con instalación de contadores centralizada en el poste.

• Enterramiento de red secundaria


Gestión sobre transformadores

• Priorización de transformadores con mayores pérdidas

• Revisión técnica de redes asociadas con transformadores con altas pérdidas

5.5 Gestión del conocimiento • Verificar que el plan propuesto abarque todos los sistemas

que constituyen la gestión del conocimiento de la empresa:• Sistema informático comercial y técnico de la empresa.• Búsqueda de innovaciones que garanticen utilizar la

tecnología más apropiada a la empresa.• Planes de gestión social concomitantes con el plan de

reducción de pérdidas.• Sistemas comerciales que estén siendo fuente básica del plan

y que los resultados del plan se reviertan en la parte comercial a la mayor brevedad.

• corregir estrategias y programas en caso de que los resultados vayan dando señales de modificación.

5.6 Gestión gerencial

• Sensibilización desde la alta gerencia hasta el personal de campo

• Planeación: el Plan Propuesto debe tener

Respuesta a las necesidades detectadas

Sea lograble en un período establecidoEsté financiado

Sea socialmente aceptado

Sea interiormente aceptado en la empresa

5.6 Gestión gerencial • Presupuesto: Verificar que se hayan dedicado los recursos

necesarios y que estén concretamente reservados en el presupuesto anual de la empresa. Verificar además que se haya hecho un análisis beneficio/costo realista y sustentado.

Indicadores económicos, comerciales y

contables (definición de

cuentas independiente

s en el PUC)

Porcentaje de Inversión total en

el plan de reducción de

pérdidas y que ha sido ejecutado a

la fecha, versus el porcentaje que

establece el plan.

Esquemas de

verificación de

inversiones

Programas de ajuste al

plan con base en los indicadores obtenidos

5.7 Cronograma mensual detallado

• La empresa debe elaborar un cronograma detallado de todas las actividades que cubrirá el plan, en donde toma especial relevancia el seguimiento minucioso no sólo de las actividades, sino de los recursos y del presupuesto.

• En las reuniones de realimentación un punto deberá ser la revisión del cronograma.

MACROMEDICIÓN

Ventajas en control de pérdidas• Identificar pérdidas no técnicas.• Balance de consumos con la facturación• Estimación de consumos en caso de falla del

medidor del usuario.• Identificar desviaciones en los consumos y

causantes.• Permite facturación integral en barrios

subnormales y en instalaciones no legalizadas.

MACROMEDICIÓN

Ventajas técnicas• Caracterización de usuarios instalados.• Caracterización de la curva de carga horaria.• Medición de la cargabilidad de los

transformadores.• Gesti

MACROMEDICIÓN

Comercialización

• Ruta de Lectura• Toma de Lectura• Observaciones de terreno• Clientes Nuevos

Distribución

• Remodelación de Circuitos• Distribución de Circuitos• Conexión de • Interrupciones del servicio• Mantenimiento de

transformadores• Alumbrado Público• Censos de clientes

ADMINISTRACIÓNOPERACIÓN

BALANCE DEMACROMEDICIÓN

Equipo de Análisis

• Manteamiento del sistema de información

• Cuadrilla de Mantenimiento

Selección de las instalacionesDireccionar Acciones

MEDIDA DE LA FRONTERAS

• Actualización tecnología en

medición.

• Precisión medida energía comprada.

• Calidad en reportes ASIC

• Balances por subestación

• Balances por circuito alimentador

• Control a consumos propios.

PROGRAMAS COMPLEMENTARIOS

CONTROL A SERVICIOS ESPECIALES

Control Alumbrado Público Inventario Actualizado. Desconexión luminarias encendidas. Medida en parques y canchas

Control a semáforos. Inventario actualizado. Instalación de medida.

Control Servicios por Cable. Inventario actualizado. Diferenciación equipos y propietario.


APOYO A LA GESTION OPERATIVA

• Incentivos al trabajo en equipo • Programas de Comunicación interno y

externo• Apoyo a eventos especiales.• Programa Ideas de Innovación.

• Formación personal que interactúa con el Piense

• Enfoque en el Cliente Interno.• Documentación conocimiento• Migración a un CAMBIO por procesos.


• Contacto con comunidad• Facilitador de acciones• Puente Empresa– Cliente• Apoyo recaudo cartera• Organizador comunidad• Formador • Contrato Condiciones Uniformes• Cuenta energía• Uso legal de la energía• Uso racional de la energía• Cuidado de lo público

GESTIÓN SOCIAL

Flujograma de la Valoración del PRP

Costos de los PRP

Son establecidos una vez se tengan definidas las características particulares del Programa.Se pueden incluir:• Reubicación de transformadores• Instalaciones de bancos de condensadores• Reemplazo o ampliación de una subestación• Instalaciones de medidores• Cambio de acometidas• Macromedición• Otros

Beneficio de los PRP

Para las pérdidas técnicas:La reducción de Pérdidas Técnicas se determina por la diferencia entre aquellas Pérdidas que se tienen con y sin proyecto.Una vez calculados los ahorros de Pérdidas Técnicas en términos de unidades físicas (kWh) se debe proceder a valorarlos en unidades económicas.

Beneficio de los PRP

Para las pérdidas no técnicas:Al quedar legalmente conectados, los usuarios experimentan un aumento en su tarifa, hasta el nivel de las tarifas normales, por lo que se presenta disminución en el consumo.Se cuantifica en los ingresos facturados a tarifa plena. Los proyectos enfocados a grupos de estratos superiores, probablemente, tendrán una mayor rentabilidad y que aquello enfocados a la reducción de pérdidas en estratos bajos.

Variables en la evaluación de PRP

• Tasa interna de retorno del proyecto (TIR):Tasa de interés a la cual se igualan los costos de proyectos y los beneficios del proyecto, sumando a los costos del proyecto, los costos de Administración, Operación y Mantenimiento (para determinar dichos beneficios en términos netos), es decir la tasa a la cual el Valor Presente Neto del proyecto se iguala a cero.TIR corregida: considera las tasas de consecución de recursos para financiar el proyecto y la de colocación de utilidades en otros negocios que pueda afrontar la empresa.

VPN

k

TIR>k TIR<k


• Valor presente Neto del Proyecto (VPN)

• Relación Beneficio – Costo (B/C)

Es el valor actualizado de los beneficios y los costos de oportunidad de capital involucrado en el proyecto.

Es el cociente del valor actualizado de los beneficios, sobre el valor actualizado de los costos de inversión, considerando el costo de Administración, Operación y Mantenimiento .


Tasa de oportunidad del proyecto (TOP)

Es la relación entre los beneficios del proyecto en el primer año de operación y los costos totales de inversión del proyecto. Con este indicador se mide qué tan oportuno es iniciar el proyecto ya o, si por el contrario, es más rentable postergarlo.

Evaluación Financiera de PRP

En general la cuantificación de beneficios se establece mediante la comparación de la situación sin y con proyecto. (En el caso de un proyecto nuevo los costos y beneficios de la situación sin proyectos serán cero).

Cuantificación del valor presente de la inversión: VPNCI

n

otn

nn

t

i

VS

i

IVPNCI

)1(1


Cuantificación del valor presente de los costos y gastos: VPNCG

TOTAL

n

otnt

i

CGVPNCG

1

VPNCGVPNCIVPNC


Cuantificación de los beneficios, año a año, y determinación de su valor presente neto, VPNB

n

ott

t

i

BVPNB

1


Calculo del valor presente neto del proyecto:

Relación Beneficio costo:

Tasa interna de retorno: Se obtiene cuando VPN=0

VPNCVPNBVPN

VPNC

VPNBCB /

Ganancias de la implementación

Los beneficios pueden estar repartidos

Beneficio País Beneficio Empresa

α dependerá de la manera en que es reconocido por el ente regulador los PRP:1. Tasa de rentabilidad a las

inversiones del Plan2. Δ Pérdidas Reconocidas

%Pérdidas

Punto Óptimo de Pérdidas

Beneficios Totales

RECUENTO DE EXPERIENCIAS INTERNACIONALES

Pérdidas en Latinoamérica

Fuente : DOE. Año 2011

Aproximadamente la mitad de los países de América Latina y del Caribe tienen pérdidas de electricidad por encima del promedio de 15.6%.

Trinidad

and To

bago

Peru

Paragu

ay

Guatemala Chile

Costa Rica

Bolivia

Colombia

Urugu

ay

El Sa

lvador

Panam

a

Argentina

Mexico

CubaBraz

il

Ecuad

or

Jamaic

a

Nicarag

ua

Venezu

ela, R

B

Honduras

Dominican Rep

ublicHaiti

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

Porcentaje Pérdidas Año 2011

Comportamiento histórico

América Latina y el Caribe está aun muy por encima del promedio de países en desarrollo.

19801981

19821983

19841985

19861987

19881989

19901991

19921993

19941995

19961997

19981999

20002001

20022003

20042005

20062007

20082009

20102011

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Pérdidas promedio por grupo

Europe & Central Asia Latin America & Caribbean North America

Experiencias internacionalesAndhra Pradesh- India

Para 1999 la empresa presentaba un nivel de pérdidas totales de 38%, en el 2003 pasaron a ser del 26% y en. 2008 llegaron al 18.5%.

En el año fiscal 1998/1999 solo 42% de la electricidad era factura.


Las estrategias tomadas contemplaron:

1

1998: Reforma al Sector Eléctrico (legal, regulatorio e institucional)

2

Desagregación de Actividades

3

Análisis de la Compañía

4

Reconocimiento del hurto a través de Auditorias energéticas

5

Gobierno apoya con plan integral para el control de robo y mejora de la rendición de cuentas



6

Gobierno modifica Ley de Electricidad y penaliza el hurto, declarándolo un delito e imponiendo duras sanciones

7

Plan nacional de Lucha contra la Corrupción:

8

Implementación del Sistema de Gestión de la Información, permitiendo la gestión completa de los clientes

9

Sistemas de Gestión Comercial

10

Centro de atención al cliente computarizado



11

Exigencias en la calidad de la prestación del servicio. Sirvió, además, para la fidelización de los clientes

12

Monitoreo y control en las componentes técnicas como contadores y redes

13

Divulgación de los planes de gobierno, leyes y decretos y de la compañía.

14

Creación de lazo Gobierno-Empresa-Usuario

Experiencias internacionalesNorth Delhi Power Limited-

India

NDPL ha logrado resultados impresionantes en la reducción de las pérdidas totales, al pasar de 53% en julio de 2002 a un 18,5% a finales de 2008 y 15% en abril de 2009.

Experiencias internacionalesNorth Delhi Power Limited-

IndiaEstrategias

Sustitución de Contadores

Redes de Media Tensión para

sectores propensos al Hurto (conexión directa)

Implementación Infraestructura de Medición

Avanzada

Trabajo Social: organizaciones no gubernamentales

para crear conciencia

«Auditoría Social»:

participación ciudadana en el control de robo

Auditorías energéticas

Experiencias internacionalesDELSUR en El Salvador

A través de un enfoque de Gestión Orientado al Cliente, la empresa salvadoreña ha logrado la reducción de las pérdidas totales.

La expansión o mejora de centros de atención al cliente en todo San Salvador para aumentar el contacto con los clientes y ser más sensibles a sus preocupaciones

Incorporación Sistemas de Gestión de la Información y ejecución de campañas de concientización para el desarrollo de funciones comerciales (medición , facturación, cobranza , servicio al cliente a

través de los centros de llamadas y de los centros de atención)Implementación de un centro de atención telefónica las 24 horas todos los días

Construcción de una nueva base de datos de clientes incorporando registros de consumo, facturación y pagos históricos, y otros parámetros comerciales relevantes

Esto permitió el desarrollo más eficiente y transparente de las funciones comerciales , lo que llevó a una mejora sostenida de las tasas de facturación y cobranza

Experiencias internacionalesEnersis: benchmarking

Benchmarking para la eficiencia operativa en la distribución de la electricidad.

Tomado de Informe Banco Mundial. Reducing Technical and Non Technical Losses in the Power Sector ‐

Experiencias internacionalesEnersis en Chile: Chilectra

Chilectra cumplió satisfactoriamente el Plan de Pérdidas elaborado y puesto en práctica para dicho fin, alcanzando el mejor resultado de los últimos 9 años, disminuyendo las pérdidas en 0,05 puntos porcentuales respecto de 2012, registrando a diciembre un indicador TAM de 5,31%.Producto de lo anterior, Chilectra se posiciona como la empresa con menor nivel de pérdidas dentro del Grupo en Sudamérica

PREGUNTAS

GRACIAS

presentacióncessa(1)

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