Análisis técnico económico de la conexión de medidores

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2003

Análisis técnico económico de la conexión de medidores Análisis técnico económico de la conexión de medidores

electrónicos en la red para usuarios preferenciales electrónicos en la red para usuarios preferenciales

Jesús Alberto Rodríguez Lizcano Universidad de La Salle, Bogotá

Salomón Fabián Rincón Sierra Universidad de La Salle, Bogotá

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ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LA CONEXIÓN DE MEDIDORES ELECTRÓNICOS EN LA RED PARA USUARIOS PREFERENCIALES

JESUS ALBERTO RODRIGUEZ LIZCANO SALOMON FABIAN RINCON SIERRA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2003

ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LA CONEXIÓN DE MEDIDORES ELECTRÓNICOS EN LA RED PARA USUARIOS PREFERENCIALES

JESUS ALBERTO RODRIGUEZ LIZCANO SALOMON FABIAN RINCON SIERRA

Monografía de Trabajo de Grado

Director: Diego Llanos Cortes Ingeniero Eléctricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2003

Facultad de Ingeniería Eléctrica UNIVERSIDAD DE LA SALLE

Jesús Alberto Rodríguez L. Salomón Fabián Rincón S.

Nota de Aceptación ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________

Presidente del Jurado

Firma del Jurado

Firma del Jurado

Bogotá D.C. (19 Noviembre, 2003)



A Dios, a mi Familia y a todos los que me han apoyado.

Jesús Alberto



A Dios, por su intervención; a mis Padres y Hermanos, por su desinteresada colaboración.

Salomón Fabián



AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus más sinceros agradecimientos a: Diego Llanos; Ingeniero Eléctricista, consejero, y director de nuestro proyecto. Sin él habría sido imposible la realización y culminación de éste estudio. Oscar Florez; Ingeniero Eléctricista, amigo, compañero, gracias a su desinteresada ayuda en la consecución de información vital para el desarrollo del Proyecto. Sergio Guzmán, Ingeniero Eléctrico, por su colaboración en idear este proyecto aplicado a las empresas comercializadoras. Cristina Rincón, Economista, por su colaboración en el análisis económico de nuestro proyecto. Clara Cárdenas, Ingeniero Industrial, por su tutoría y apoyo en la presentación y elaboración de esquemas económicos. A nuestras familias por su gran apoyo incondicional.



CONTENIDO Pág. INTRODUCCIÓN 21 1 GENERALIDADES 24 1.1 NORMAS ELECTROTECNICAS, ENTIDADES Y CODIGOS 26 1.1.1 Unidades Mecánicas Básicas 27 1.1.2. Unidades Eléctricas y Magnéticas 27 1.2 INSTRUMENTOS ELECTRICOS DE MEDICION 28 1.2.1 Unidades SI 28 1.2.2 Resistencia, Capacidad e Inductancia 29 1.3 MECANISMOS BASICOS DE LOS MEDIDORES 29 1.3.1 Calibración de los Medidores 30 1.3.2 Patrones Principales y medidas Absolutas 30 1.4 APARATOS ELECTRICOS DE MEDIDA 30 2 MEDIDORES DE ENERGIA 31 2.1 MEDIDOR ELECTROMAGNETICO 31 2.1.1 Generalidades 31 2.1.2 Constitución 32 2.1.3 Especificaciones 34 2.1.4 Clasificación 38 2.1.5 Comprobación y Verificación 39 2.1.6 Determinación del Error 40



2.2 LA TECNOLOGIA MODERNA 40 2.3 MEDIDORES ELECTRONICOS 41 2.3.1 Medidores Electrónicos Homologados 42 2.3.2 OPCIÓN 1: SIEMENS ZMD 120 43 2.3.2.1 Presentación 43 2.3.2.2 Aplicación 43 2.3.2.3 Características 43 2.3.3 OPCIÓN 2: ABB ALPHA II 43 2.3.3.1 Presentación 43 2.3.3.2 Aplicación 44 2.3.3.3 Características 44 2.3.4 OPCIÓN 3: SIEMENS ZMD 405-410 44 2.3.4.1 Presentación 44 2.3.4.2 Aplicación 44 2.3.4.3 Característica 45 2.3.5 OPCIÓN 4: ABB A3 ALPHA 45 2.3.5.1 Presentación 45 2.3.5.2 Aplicación 46 2.3.5.3 Característica 46 2.3.6 OPCIÓN 5: SIEMENS ZMD 128 46 2.3.6.1 Presentación 46 2.3.6.2 Aplicación 46 2.3.6.3 Característica 46 2.4 METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DEL MEDIDOR

ELECTRÓNICO 47 3. MEDIDOR ELECTRONICO ABB ALPHA II 48



3.1 Chequeo de Servicio 50 3.1.1 Chequeo de Tensión 50 3.1.2 Chequeo de Corrientes 51 3.2 Instrumentación 52 3.3 Software Power Plus 55 3.3.1 Diagramas Fasoriales 55 3.4 Monitoreo de Calidad de Servicio 56 3.4.1 Perfil de Carga 57 3.4.2 Revisión en la Medición de Magnitudes de Facturación 57 3.4.3 Comunicaciones 57 3.4.4 Relaciones entre Potencias 58 3.4.5 Contenido Armónico 59 3.4.5.1 Potencia Armónica 60 3.4.6 Pantalla para Niveles de Umbral de los Monitores de Calidad de Servicio 60 3.5 Especificaciones Funcionales 61 3.6 Monitoreo de Servicio 65 4. ANALISIS TECNICO ECONOMICO 67 4.1 PROCESOS DE PREPARACION Y EVALUACION DE PROYECTOS 68 4.2 SANCIONES POR CONSUMO DE REACTIVOS 68 4.3 LIQUIDACION DE CONSUMO Y ELEMENTOS QUE DEBEN INTEGRAR

LA FACTURA 69 4.3.1 Contenido de las Facturas 70 4.3.2 Requisitos Mínimos de la Factura 70 4.4 ANALISIS ECONOMICO FINANCIERO 73 4.4.1 Evaluación de Proyecto 73 4.4.2 Flujo de Fondos (Caja) 73 4.4.3 Valor Futuro del Dinero 74



4.4.4 Valor presente Neto. VPN 75 4.4.5 Plazo de la recuperación de la Inversión 76 4.4.6 Relación Beneficio-costo (B/C) 77 4.4.7 Tasa del Inversionista 77 4.4.8 Tasa de Rendimiento Contable 77 4.5 ESTUDIO ECONOMICO DE LA APLICACIÓN DEL MEDIDOR ALPHA II 78 4.5.1 Estudio para la Empresa Comercializadora 82 4.5.2 Arrendamiento del Medidor Electrónico ALPHA II por parte de la

Comercializadora 83 4.6 ANALISIS GLOBAL DE CURVAS DE CARGA DE LA EMPRESA 3M 85 4.7 CONCLUSIONES DEL ANALISIS FINANCIERO 90 5. CONCLUSIONES 91 BIBLIOGRAFIA 93 REFERENCIAS INTERNET 94 ANEXOS 95



LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Intensidades Normalizadas según UNE 35 Tabla 2. Especificaciones Generales Medidor de Energía 37 Tabla 3. Medidores Homologados CIDET 42 Tabla 4. Análisis Económico Costo-Beneficio para el Medidor Electrónico ALPHA II ABB 79 Tabla 5. Análisis Económico Costo-Beneficio Medidor Electromagnético 80 Tabla 6. Estudio Empresa Comercializadora 86



LISTA DE FIGURAS

Pág. Figura 1. Medidor de Energía Activa 31 Figura 2. Metodología Selección del Medidor Electrónico 47 Figura 3. Medidor Electrónico ABB Alpha II 48 Figura 4. Display Servicio válido, Secuencia ABC 220 V 4 hilos estrella 50 Figura 5. Display Servicio no válido, Tensiones ó Angulos desconocidos 51 Figura 6. Display Tensión Fase A 52 Figura 7. Display Factor de Potencia de Fase C 53 Figura 8. Display Potencia Activa del Sistema 53 Figura 9. Display Corriente de Fase B 54 Figura 10. Display Potencia Activa del Sistema, Distorsión Armónica total de la Corriente de fase A 54 Figura 11. Representación del Flujo de Caja 74 Figura 12. Flujo de Caja para Leasing 84 Figura 13. Curva Promedio Mensual 85 Figura 14. Consumo Reactiva Empresa 3M 86 Figura 15. Análisis de Consumo de Energía Activa Diaria a Plena Carga 87 Figura 16. Análisis de Consumo de Energía Activa Diaria Mínima Carga 87



Figura 17. Análisis de Consumo de Energía Activa Total 88 Figura 18. Curvas Horas Punta 89



LISTA DE ANEXOS

Pág. ANEXO A. Foto 1: Archivo DIRILEC, Montaje Medidor Electrónico ALPHA II ABB, Hangares SARPA S.A 96 ANEXO C. Foto 2: Archivo DIRILEC, Montaje Medidor Electrónico ALPHA II ABB, Hangares SARPA S.A 97 ANEXO D. Foto 3: Archivo DIRILEC, Montaje Medidor Electrónico ALPHA II ABB, Hangares SARPA S.A 98 ANEXO E. Foto 4: Archivo DIRILEC, Montaje Medidor Electrónico ALPHA II ABB, Hangares SARPA S.A 99 ANEXO F. Tarifas de Energía Reguladas por la Resolución CREG 082 100 ANEXO G. Matriz de Potencias Empresa 3M 101



GLOSARIO

CÓDIGO DE REDES: Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedido por la Comisión, a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras personas que usen el sistema de transmisión. COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. COMERCIALIZADOR: Persona cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica.

CARGA O CAPACIDAD INSTALADA: Es la capacidad nominal del componente limitante de un sistema.

CONSUMO PROPIO: Es el consumo de energía y potencia, requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora o una subestación.

CARGO DE CONEXIÓN: Suma que el usuario paga para cubrir los costos en que se incurre por conectarlo al servicio de electricidad. En resolución separada la comisión aprobará ese cargo.

CONEXIÓN: Es el conjunto de actividades mediante las cuales se realiza la derivación de la red local de energía eléctrica hasta el registro de corte de un inmueble y se instala el medidor. La conexión comprende la acometida y el medidor. La red interna no forma parte de la conexión.

CONSUMO: Cantidad de metros cúbicos de gas, o cantidad de kilovatios y/o kilovatios-hora de energía activa o reactiva, recibidas por el suscriptor o usuario en un período determinado, leídos en los equipos de medición respectivos, o calculados mediante la metodología establecida en la resolución CREG 082.

CONSUMO ANORMAL: Consumo que, al compararse con los promedios históricos de un mismo suscriptor o usuario, o con los promedios de consumo de suscriptores o usuarios con características similares, presenta desviaciones significativas, de acuerdo con los parámetros establecidos por la empresa.



CONSUMO ESTIMADO: Es el consumo establecido con base en consumos promedios de otros períodos de un mismo suscriptor o usuario, o con base en los consumos promedios de suscriptores o usuarios con características similares, o con base en aforos individuales de carga.

CONSUMO FACTURADO: Es el liquidado y cobrado al suscriptor o usuario, de acuerdo con las tarifas autorizadas por la Comisión para los usuarios regulados, o a los precios pactados con el usuario, si éste es no regulado. En el caso del servicio de energía eléctrica, la tarifa debe corresponder al nivel de tensión donde se encuentra conectado directa o indirectamente el medidor del suscriptor o usuario.

CONSUMO MEDIDO: Es el que se determina con base en la diferencia entre la lectura actual y la lectura anterior del medidor, o en la información de consumos que éste registre.

CONSUMO NO AUTORIZADO: Es el consumo realizado a través de una acometida no autorizada por la empresa, o por la alteración de las conexiones o de los equipos de medición o de control, o del funcionamiento de tales equipos.

CONSUMO PROMEDIO: Es el que se determina con base en el consumo histórico del usuario en los últimos seis meses de consumo.

COSTO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO: Es el costo económico de prestación del servicio que resulta de aplicar: a) las fórmulas generales de costos establecidas en el anexo número uno de esta resolución CREG 082, sin afectarlo con subsidios ni contribuciones, y b) el costo de comercialización particular aprobado por la comisión para un determinado prestador del servicio, de acuerdo con el anexo número dos de la resolución CREG082. Sobre el costo de prestación del servicio se determina el valor de la tarifa aplicable al suscriptor o usuario.

CORTE DEL SERVICIO: Pérdida del derecho al suministro del servicio público en caso de ocurrencia de alguna de las causales contempladas en la Ley 142 de 1994, en el Decreto 1842 de 1991, y en el contrato de servicios públicos.

CIRCUITO: Se define circuito a la red o tramo de red eléctrica monofásica, bifásica o trifásica que sale de una subestación, de un transformador de distribución o de otra red y suministra energía eléctrica a un área geográfica específica. Cuando un circuito tenga varias secciones o tramos, para los efectos de este Reglamento servicios, cada sección o tramo se considerará como un circuito1.

1 Reglamento de conexión CODENSA S.A E.S.P



CLASE DE PRECISIÓN: Características metrológicas del grupo de instrumentos y transformadores de medida que satisfacen requisitos metrológicos destinados a mantener los errores y variaciones permitidas, dentro de los límites especificados.

CÓDIGO DE REDES: Conjunto de reglas, normas, estándares y procedimientos técnicos expedidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas a los cuales deben someterse las empresas de servicios públicos del sector eléctrico y otras personas que usen el Sistema de Transmisión Nacional, de acuerdo con lo establecido en la Ley 143 de 1994.

COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: Actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los Usuarios finales.

DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: Es la actividad de transportar energía a través de una red de distribución a voltajes iguales o inferiores a 115 kV. Quien desarrolla esta actividad se denomina distribuidor de energía eléctrica.

DISTRIBUIDOR LOCAL (DL): Persona que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Distribución Local, o que ha constituido una empresa cuyo objeto incluye el desarrollo de dichas actividades; y la operará directamente o por interpuesta persona (Operador).

EQUIPO DE MEDIDA: Conjunto de dispositivos destinados a la medición o registro del consumo.

ESTRUCTURA TARIFARIA: El conjunto de cargos previstos en la Resolución CREG-113 de 1996.

ESTUDIO DE CONEXIÓN PARTICULARMENTE COMPLEJO: Se define como aquél que involucra como proyecto el montaje de una subestación o transformador de distribución o aquél que conlleva un cambio de voltaje para atender al usuario. Podrá ser cobrado al usuario de manera detallada.

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.

FACTURA DE SERVICIOS PÚBLICOS: Es la cuenta de cobro que una persona prestadora de servicios públicos entrega o remite al usuario, por causa del consumo y demás servicios inherentes prestados, en desarrollo de un contrato de



servicios públicos. En el caso de consumos prepagados, es el acto de cobrar, a solicitud del usuario, una cantidad de energía o de gas que él desea pagar anticipadamente.

FÓRMULAS GENERALES PARA DETERMINAR EL COSTO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO: Son las ecuaciones que permiten calcular el Costo de Prestación del Servicio, en función de la estructura de costos económicos, independientemente de los subsidios o contribuciones.

ICONTEC. Instituto Colombiano de Normas Técnicas.

IEC. International Electrotechnical Commission.

IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers.

LECTURA: Registro del consumo que marca el medidor.

MEDIDOR: Es el aparato que mide la demanda máxima y los consumos de energía activa o reactiva o las dos. La medida de energía puede ser realizada en función del tiempo y puede o no incluir dispositivos de transmisión de datos.

MEDIDOR DE CONEXIÓN DIRECTA: Es el dispositivo que mide el consumo y se conecta a la red eléctrica sin transformadores de medida.

MEDIDOR DE CONEXIÓN INDIRECTA: Es el dispositivo de energía que se conecta a la red a través de transformadores de tensión y/o corriente.

MERCADO DE COMERCIALIZACIÓN: es el conjunto de usuarios regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local.

NIVELES DE TENSIÓN: Para el servicio público domiciliario de energía eléctrica, se definen los siguientes niveles de tensión, a uno de los cuales se pueden conectar, directa o indirectamente, los equipos de medida1:

Nivel 1: Tensión nominal inferior a un (1) kilovoltio (kV), suministrado en la modalidad trifásica o monofásica.

Nivel 2: Tensión nominal mayor o igual a un (1) kilovoltio (kV) y menor a treinta (30) kV, suministrado en la modalidad trifásica o monofásica.

Nivel 3: Tensión nominal mayor o igual a treinta (30) kilovoltios (kV) y menor a sesenta y dos (62) kV, suministrados en la modalidad trifásica.

1 Resolución 108 de 1997 capítulo 1, artículo 1



Nivel 4: Tensión nominal mayor o igual a sesenta y dos (62) kilovoltios (kV), suministrados en la modalidad trifásica.

PERÍODO DE FACTURACIÓN: Lapso entre dos lecturas consecutivas del medidor de un inmueble, cuando el medidor instalado no corresponda a uno de prepago.

PLANTA MENOR: Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva inferior a 20 MW. Se excluyen de esta definición los Autogeneradores o Cogeneradores.

PUNTO DE MEDICIÓN: Es el punto de conexión eléctrico del circuito primario del transformador de corriente que está asociado al punto de conexión, o los bornes del medidor, en el caso del nivel de tensión I.

PRESTADOR DEL SERVICIO DE CONEXIÓN: Es la empresa comercializadora.

SUSCRIPTOR: Persona natural o jurídica con la cual se ha celebrado un contrato de condiciones uniformes de servicios públicos.

SUSPENSIÓN DEL SERVICIO: Interrupción temporal del suministro del servicio público respectivo, por alguna de las causales previstas en la Ley o en el contrato.

SERVICIO DE CONEXIÓN: es el conjunto de actividades mediante las cuales se realiza la Conexión. Estas actividades incluyen los siguientes conceptos: Estudio de la Conexión, Suministro del Medidor y de los Materiales de la Acometida, Ejecución de la Obra de Conexión, Instalación y Calibración Inicial del Medidor de Energía cuando se trata de un equipo de medición de tipo electromecánico, y Revisión de la Instalación de la Conexión, incluida la Configuración y/o Programación del Medidor de Energía cuando el aparato de medición es de tipo electrónico.

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS DE LA CONEXIÓN: Corresponden a la Calibración del Equipo de Medida posterior a la calibración inicial, cuando el aparato de medición es de tipo electromecánico, la Reconexión y la Reinstalación del servicio de electricidad cuando sea del caso.

USUARIO: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor.



SIGLAS

CEI (IEC) : Comisión Electrotécnica Internacional AMSI: American National Standards Institute (USA) Instituto Nacional (Norte) Americano de Normas. MAS: National Bureau Of Standards Oficina Nacional de Normas. (USA) NEMA: National Electrical Manufactures Association (USA) Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos. DIN: Deutsche Industrie Normen (RFA) Normas Industriales Alemanas. VDE: Verein Deutscher Elektrotechniker (R.F.A) Asociación de Electrotécnicos Alemanes JIS: Japan Industrial Standards (Japón) Normas Industriales Japonesas. NFPA: National Fire Protectión Association (USA) Asociación Nacional de Protección contra el fuego. NEC: National Electrical Code (de la NFPA) UL: Underwriters Laboratories (NFPA) Laboratorios de Suscriptores (USA). ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. CCCM: Centro de Control de Calidad y Metrología (Colombia) Adscrito a la

Superintendencia de Industria y Comercio. Min. De Desarrollo Económico.



NESC: National Electric Safety Code.

NTC: Norma Técnica Colombiana.



RESUMEN

Las empresas distribuidoras de energía presentan una deficiente medición del consumo de sus grandes usuarios, por lo cual las empresas, hacen estudios de la energía demandada y realizan enormes esfuerzos encaminados a obtener la mejor tecnología para la optimización de sus recursos. Las nuevas regulaciones sectoriales direccionan a las empresas distribuidoras a ejercer un control de la medición de la calidad del consumo de energía. Por estas razones el interés de este proyecto es seguir la línea de investigación en el desarrollo tecnológico industrial de las empresas de energía, realizando un estudio técnico económico para implementar los medidores electrónicos a los usuarios y llevar un mejor control del consumo de energía. De esta forma se establece una excelente relación costo - beneficio tanto para la empresa como para el usuario, lo cual la hará más competitiva, dándole la posibilidad de mantenerse en el mercado estableciendo una comunicación directa entre el usuario y la empresa distribuidora, con el fin de optimizar la medida de energía y otras características del consumo. El análisis financiero del proyecto para elección e instalación de un medidor electrónico se realiza para orientar la toma de decisión en torno a la pertinencia de ejecutarlo o no. Puesto que uno de los objetivos de toda empresa es elevar los niveles de ingresos a través de la reducción de los costos (fijos o variables). Se pretende demostrar al empresario la disminución en los costos de sus facturas de energía eléctrica, mediante las bondades del medidor seleccionado en el presente estudio, esto será posible, siempre y cuando el usuario acepte las recomendaciones que se darán con el fin de lograr, para su empresa, mejores niveles de planeación y optimización de recursos. El análisis económico tiene como objetivo comparar los ingresos y los gastos para determinar la viabilidad o si hay que renunciar definitivamente al proyecto. Para determinar la viabilidad del proyecto, fue necesario establecer barreras para juzgar la bondad de dichos proyecto. El proyecto de Inversión se evaluó en torno a su rápida recuperabilidad y en cuanto a su beneficio en relación con los costos de consumo energético. Para tal fin se consideró un año, como tiempo límite para recuperar la inversión.



INTRODUCCIÓN En este tiempo se entra a un panorama en donde la mayoría de las empresas de distribución de energía tiene como objetivo principal ofrecer un buen servicio, tomando como estrategia principal la utilización de los medidores electrónicos con el fin de optimizar y actualizar sus elementos de medida. Las empresas distribuidoras de energía presentan una deficiente medición del consumo de energía de sus grandes usuarios, por lo cual las empresas, hacen estudios de la energía demandada y realizan enormes esfuerzos encaminados a obtener la mejor tecnología para la optimización de sus recursos. Las nuevas regulaciones sectoriales direccionan a las empresas distribuidoras a ejercer un control de la medición de la calidad del consumo de energía. Durante los últimos años las empresas de servicios públicos han venido incrementando su familiaridad con la electrónica. Se espera que la tasa de adopción de la electrónica aumente rápidamente en la medida que los programas de descentralización en algunos países y desregulación en otros animen a los clientes a exigir más. Todos los consumidores se pueden beneficiar indirectamente de los medidores electrónicos de energía en cuatro formas significativas:

a. El servicio al cliente se mejora con el uso de sistemas de lectura remota de medidores con una eficiente administración de datos. Además de tener menores dudas sobre las facturas de los servidos públicos, los consumidores se benefician de un sistema más eficiente de distribución de energía. Los apagones se pueden detectar, identificar y corregir más rápidamente para los clientes cuyos medidores están comunicados a través de una red.

b. Se reducen las molestias y la polución ambientales al lograr reducir el

tamaño de los equipos de generación eléctrica. Se minimiza el uso durante picos a pesar del crecimiento poblacional por medio de métodos de facturación con tarifas múltiples y se mantiene la limpieza en la distribución al monitorear la polución de la calidad energética que algunos clientes aportan al sistema.



c. Los consumidores se pueden beneficiar de facturación más baja con el uso de medidores controlados con tarjetas inteligentes que reducen los costos operacionales del servicio, lectura de medidores y procesamiento de datos.

d. Se logra un aumento en la precisión de la medición a pesar de las cargas no

lineales. Los medidores electromecánicos no son capaces de medir con precisión la energía frente a populares esquemas normativos de fase a carga fija en los sistemas de distribución. La medición electrónica es más robusta y precisa bajo tales condiciones.

Por estas razones el interés de este proyecto es seguir la línea de investigación en el desarrollo tecnológico industrial de las empresas de energía, realizando un estudio técnico económico para implementar los medidores electrónicos a los usuarios y llevar un mejor control del consumo de energía. De esta forma se establece una excelente relación costo - beneficio tanto para la empresa como para el usuario, lo cual la hará más competitiva, dándole la posibilidad de mantenerse en el mercado estableciendo una comunicación directa entre el usuario y la empresa distribuidora, con el fin de optimizar la medida de energía y otras características del consumo. El análisis financiero del proyecto para elección e instalación de un medidor electrónico se realiza para orientar la toma de decisión en torno a la pertinencia de ejecutarlo o no. Puesto que uno de los objetivos de toda empresa es elevar los niveles de ingresos a través de la reducción de los costos (fijos o variables). Se pretende demostrar al empresario la disminución en los costos de sus facturas de energía eléctrica, mediante las bondades del medidor seleccionado en el presente estudio, esto será posible, siempre y cuando el usuario acepte las recomendaciones que se darán con el fin de lograr para su empresa mejores niveles de planeación y optimización de recursos. Para tal fin, se ha tomado un muestreo de facturas de diferentes usuarios preferenciales de la empresa CODENSA S.A. durante un periodo de tres meses. En ellas se ven reflejados los costos que debe pagar por la prestación del servicio de acuerdo a su consumo mensual.



Se ha estudiado como influye en la actividad económica de la empresa la instalación del medidor y su evolución gradual en el tiempo, para esto se ha hecho una valoración mediante la metodología de flujo de fondos, valor presente neto, tasa interna de retorno, buscando con ello la conveniencia de su instalación y el impacto sobre los ingresos de la empresa. De acuerdo con los objetivos planteados en el anteproyecto se optó por analizar la viabilidad de la conexión de medidores electrónicos en la red, tomando como particular a los usuarios preferenciales de una compañía comercializadora de nuestro país, los cuales tiene esta denominación de acuerdo a su capacidad instalada, una vez basados en una expectativa moderada, la principal preocupación de las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica y del Estado, es ofrecer calidad en el suministro continuidad y confiabilidad en el servicio. Las empresas distribuidoras presentan desactualización técnica en la obtención de medidas de carga de los usuarios, debido a la forma en que se manejan actualmente estas mediciones. Esto se debe a que no se mantiene una medición constante de la carga demandada por los usuarios industriales, por está razón la empresa no puede establecer el rango del usuario y así poderle brindar tarifas mas económicas, que le permitan mantener un control de demanda establecida, al igual que un control de reactivos. El objeto de este proyecto es desarrollar un estudio técnico-económico para la aplicación de medidores electrónicos en las redes de distribución, que les permita a las empresas distribuidoras tomar decisiones técnicas, operativas y económicas orientadas a mejorar las condiciones de la prestación del servicio tanto para la empresa distribuidora como para sus usuarios. La metodología en este proyecto se realizo en una forma coherente, lógica y secuencial teniendo en cuenta:

• Como primera medida la recolección de la información mediante la búsqueda de catálogos y documentos referentes a los medidores electrónicos, comparación de tecnologías con otros países, donde se aplican estas nuevas tecnologías, encuestas personales en la empresa CODENSA S.A para conocer las tecnologías aplicadas por esta comercializadora.



• Análisis de la información tanto en la parte técnica como económica para las características y aplicaciones de los medidores electrónicos.

• Selección de uno de los medidores estudiados de acuerdo a su presentación,

aplicación y característica técnica, al igual que su potencial de uso en la red, para lograr la mayor cobertura de esta; y a su vez ver las expectativas del mercado comercial.

• Una vez definida la información de fuentes se procedió luego a la etapa de

la evaluación financiera del proyecto, aplicación del medidor electrónico en la red, donde se observaran las condiciones que le presta la empresa comercializadora por el montaje del medidor electrónico, en su relación costo-beneficio.

• Por último se hizo un análisis de la parte económica frente a variables como

tasa de retorno y reducciones en los valores de los costos indicativos, para corroborar la solidez de los resultados obtenidos con las tarifas como usuario preferencial.


Jesús Alberto Rodríguez L. - 24 - Salomón Fabián Rincón S.

1. GENERALIDADES NECESIDAD Y FINALIDAD. La medida de las magnitudes eléctricas tiene como finalidad primordial él conocerlas y valorarlas a fin de controlar correctamente los procesos de producción, transporte, distribución y utilización de la energía eléctrica. También para medir magnitudes no eléctricas por métodos eléctricos cuando esto sea más práctico, como por ejemplo: medición de temperaturas, de la velocidad del viento, del nivel de un líquido, etc. Se hace necesario conocer el valor de las magnitudes eléctricas para relacionarlas entre sí. CONCEPTO DE MEDIDA O MEDICION. Medir es comparar entre sí dos porciones de una magnitud, una de las cuales se ha tomado como patrón o “unidad”. Todas las magnitudes son medibles. La magnitud debe ser percibida directa o indirectamente por el hombre o por la máquina. La percepción por esta última se lleva a cabo principalmente en los dispositivos de control automático como en las máquinas laminadoras de plástico y otros materiales que deben dar un producto de espesor perfectamente definido y uniforme, o en dispositivos transductores que convierten una magnitud no eléctrica en otra eléctrica y esta a su vez en una no eléctrica pero perceptible por el hombre; ejemplo, una balanza electrónica que convierte peso en tensión y en un número dígito que aparece luego en la pantalla. La mayor parte de las magnitudes eléctricas deben transformarse en una de las anteriores para ser percibidas por los sentidos en forma directa. Por medio de procesos electrónicos pueden también transformarse en pulsos de corriente o de voltaje que, al ser contados, aparecen en pantallas digitales con el valor numérico respectivo. Las magnitudes para ser medidas, deben someterse previamente a unidades, que son fracciones de ellas tomadas como tales. Dichas magnitudes se comparan luego con la unidad, mediante el instrumento de medida.



Este da el número de unidades que contiene la magnitud medida, en cual número a su vez, da el valor de aquella magnitud. Ejemplo de aplicación de unidad: Magnitud: Longitud Unidad: Metro Proceso: Se verifica por medición, cuántas unidades metro están contenidas en la longitud que se quiere valorar obteniéndose así dicha longitud expresada por el correspondiente número de metros. El elemento constitutivo o continente de la unidad de un múltiplo o de un submúltiplo de ella es el PATRÓN de la magnitud correspondiente. Estos patrones se encuentran generalmente en oficinas o Instituciones oficiales de cada país, y están de acuerdo con las normas propuestas por conferencias internacionales, especialmente entre países que van adelante en el desarrollo de la ciencia y de la tecnología. Es así como se tiene el Sistema Internacional de pesas y medidas y cómo se ha constituido, entre otras, la Comisión Electrotécnica Internacional, en lo referente a las magnitudes eléctricas y magnéticas y sus aplicaciones.



1.1 NORMAS ELECTROTÉCNICAS, ENTIDADES Y CÓDIGOS CEI (IEC) : Comisión Electrotécnica Internacional ANSI: American National Standards Institute (USA) Instituto Nacional (Norte) Americano de Normas. MAS: National Bureau Of Standards Oficina Nacional de Normas. (USA) NEMA: National Electrical Manufactures Association (USA) Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos. DIN: Deutsche Industrie Normen (RFA)

Normas Industriales Alemanas. VDE: Verein Deutscher Elektrotechniker (R.F.A) Asociación de Electrotécnicos Alemanes JIS: Japan Industrial Standards (Japón) Normas Industriales Japonesas. NFPA: National Fire Protectión Association (USA) Asociación Nacional de Protección contra el fuego. NEC: National Electrical Code (de la NFPA) UL: Underwriters Laboratories (NFPA) Laboratorios de Suscriptores (USA). ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. CCCM: Centro de Control de Calidad y Metrología (Colombia) Adscrito a la

Superintendencia de Industria y Comercio. Min. De Desarrollo Económico.



1.1.1 Unidades Mecánicas Básicas MAGNITUD SÍMBOLO UNIDAD Longitud L Metro m Masa M Kilogramo kg Tiempo t Segundo s Velocidad v Metro/ seg m/s

Aceleración a Metro/seg 2 m/s2

Fuerza f Newton N Energía w Julio(Joule) J Potencia P, N Vatio W 1.1.2 Unidades Eléctricas y Magnéticas MAGNITUD UNIDAD

• Carga Eléctrica. Básica (Q-q) Electrón e-

• Carga Eléctrica (Q-Q) Coulomb c • Intensidad de corriente (1,1) Amperio A

• Diferencia de potencial

Caída de tensión, de Voltaje, voltaje, tensión, Fuerza electromotriz. (V, v, E, e, U) Voltio v.

• Energía (W) Kilovatio/Hora KWH

• Potencia (P, p, N) Vatio, (KW) W, KW



1.2 INSTRUMENTOS ELÉCTRICOS DE MEDICIÓN La importancia de los instrumentos eléctricos de medición es incalculable, ya que mediante el uso de ellos se miden e indican magnitudes eléctricas, como corriente, carga, potencial y energía, o las características eléctricas de los circuitos, como la resistencia, la capacidad y la inductancia. Además, que permiten localizar las causas de una operación defectuosa en aparatos eléctricos en los cuales, no es posible apreciar su funcionamiento en una forma visual, como en el caso de un aparato mecánico. La información que suministran los instrumentos de medición eléctrica se da normalmente en una unidad eléctrica estándar: ohmios, voltios, amperios, culombios, henrios, faradios, vatios o julios. Unidades eléctricas son las unidades empleadas para medir cuantitativamente toda clase de fenómenos electrostáticos y electromagnéticos, así como las características electromagnéticas de los componentes de un circuito eléctrico. Las unidades eléctricas empleadas en técnica y ciencia se definen en el Sistema internacional de unidades. Sin embargo, se siguen utilizando algunas unidades más antiguas. 1.2.1 Unidades SI. Las unidades de intensidad de corriente en el Sistema Internacional de unidades es el amperio. La unidad de carga eléctrica es el Culombio, que es la cantidad de electricidad que pasa en un segundo por cualquier punto de un circuito por el que fluye una corriente de 1 amperio. El voltio es la unidad SI de diferencia de potencial y se define como la diferencia de potencial que existe entre dos puntos cuando es necesario realizar un trabajo de 1 julio para mover una carga de 1 culombio de un punto a otro. La unidad de potencia eléctrica es el vatio, y representa la generación o consumo de 1 julio de energía eléctrica por segundo. Un kilovatio es igual a 1.000 vatios. En todas las unidades eléctricas prácticas se emplean los prefijos convencionales del sistema métrico para indicar fracciones y múltiplos de las unidades básicas. Por ejemplo, un microamperio es una millonésima de amperio, un milivoltio es una milésima de voltio y 1 megaohmio es un millón de ohmios.



1.2.2 Resistencia, Capacidad e Inductancia. Todos los componentes de un circuito eléctrico exhiben en mayor o menor medida una cierta resistencia, capacidad e inductancia. La unidad de resistencia comúnmente usada es el ohmio, que es la resistencia de un conductor en el que una diferencia de potencial de 1 voltio produce una corriente de 1 amperio. La capacidad de un condensador se mide en faradios: un condensador de un faradio tiene una diferencia de potencial entre sus placas de 1 voltio cuando éstas presentan una carga de 1 culombio. La unidad de inductancia es el henrio. Una bobina tiene una auto inductancia de 1 henrio cuando un cambio de 1 amperio/ segundo en la corriente eléctrica que fluye a través de ella provoca una fuerza electromotriz opuesta de 1 voltio. Un transformador, o dos circuitos cualesquiera magnéticamente acoplados, tienen una inductancia mutua de 1 henrio cuando un cambio de 1 amperio por segundo en la corriente del circuito primario induce una tensión de 1 voltio en el circuito secundario. Dado que todas las formas de la materia presentan una o más características eléctricas es posible tomar mediciones eléctricas de un número ilimitado de fuentes. 1.3 MECANISMOS BÁSICOS DE LOS MEDIDORES Por su propia naturaleza, los valores eléctricos no pueden medirse por observación directa. Por ello se utiliza alguna propiedad de la electricidad para producir una fuerza física susceptible de ser detectada y medida. Por ejemplo, en el galvanómetro, el instrumento de medida inventado hace más tiempo, la fuerza que se produce entre un campo magnético y una bobina inclinada por la que pasa una corriente produce una desviación de la bobina. Dado que la desviación es proporcional a la intensidad de la corriente se utiliza una escala calibrada para medir la corriente eléctrica. La acción electromagnética entre corrientes, la fuerza entre cargas eléctricas y el calentamiento causado por una resistencia conductora son algunos de los métodos utilizados para obtener mediciones eléctricas analógicas.



1.3.1 Calibración de los Medidores. Para garantizar la uniformidad y la precisión de las medidas, los medidores eléctricos se calibran conforme a los patrones de medida aceptados para una determinada unidad eléctrica, como el ohmio, el amperio, el voltio o el vatio. 1.3.2 Patrones Principales y Medidas Absolutas. Los patrones principales del ohmio y el amperio se basan en definiciones de estas unidades aceptadas en el ámbito internacional y basadas en la masa, el tamaño del conductor y el tiempo. Las técnicas de medición que utilizan estas unidades básicas son precisas y reproducibles. Por ejemplo, las medidas absolutas de amperios implican la utilización de una especie de balanza que mide la fuerza que se produce entre un conjunto de bobinas fijas y una bobina móvil. Estas mediciones absolutas de intensidad de corriente y diferencia de potencial tienen su aplicación principal en el laboratorio, mientras que en la mayoría de los casos se utilizan medidas relativas. Todos los medidores que se describen en los párrafos siguientes permiten hacer lecturas relativas. 1.4 APARATOS ELÉCTRICOS DE MEDIDA Al medir se determina el valor numérico de una magnitud. Dicho valor leído en un aparato de medida, se llama valor de medición. Se miden por ejemplo, corrientes, tensiones, resistencias o potencias. Al comprobar se determina si la pieza en cuestión, por ejemplo un elemento de maniobra o un aparato, reúne las características necesarias para su utilización, Así, por ejemplo, se comprueba el aislamiento de los conductores eléctricos. Al calibrar se compara el valor de medición señalado por un aparato de medida, con un patrón de calibración. Como tales patrones se emplean por ejemplo resistencia patrón, inductividad patrón o capacidades patrón. Un aparato de medida se puede calibrar también por comparación con un instrumento de alta exactitud y fiabilidad (por ejemplo, voltímetro patrón, amperímetro patrón).



2. MEDIDORES DE ENERGÍA

2.1 MEDIDOR ELECTROMAGNETICO 2.1.1 Generalidades. El medidor de energía activa, registra la cantidad de ésta energía que la empresa suministradora ha cedido al cliente en un período determinado, cuyas unidades son en kWh., se facturan según esta medida establecida. A partir de cierta potencia instalada, cuando el cliente tiene cargas inductivas, se emplean medidores de energía reactiva, los cuales miden la energía reactiva consumida como también se utilizan para calcular el factor de potencia medio. La energía reactiva se cobra cuando supera el 50% de la energía activa. Figura 1. Medidor de Energía Activa

Fuente: SIEMENS A.G. Manual de medidores de energía. El medidor de inducción es un pequeño motor eléctrico en el que la velocidad de su inducido es proporcional a: la tensión del sistema al que está conectado, la intensidad de la corriente de los receptores instalados, el ángulo de desfase entre la tensión y la intensidad. Está conformado por dos bobinas, una de corriente que se conecta en serie con la línea y una de voltaje que se conecta en paralelo. Estas dos bobinas son devanadas en un marco metálico de diseño especial, con lo cual se obtienen dos circuitos magnéticos. Un disco de aluminio ligero se suspende en el entrehierro del campo de la bobina de corriente, el cual produce corrientes inducidas que circulan en el disco. La reacción de las corrientes inducidas y el campo producido en la bobina de voltaje crea un par (movimiento) en el disco, haciendo girar al mismo.



Este par es proporcional a la intensidad de campo de la bobina de voltaje y a las corrientes inducidas en el mismo, las cuales dependen directamente de la bobina de corriente. El número de vueltas del disco es proporcional a la energía consumida por la carga en un determinado tiempo. La lectura depende de un arreglo mecánico de engranajes conectados al eje del disco en los medidores antiguos, siendo reemplazados por modernos sistemas digitales en la visualización de los datos, pero manteniendo el mismo principio de funcionamiento. 2.1.2 Constitución. Los medidores de energía están constituidos por las siguientes partes.

a) Mecanismo de Medición: Se compone de uno a tres elementos uno motriz, un elemento de freno, de un rotor con cojinetes, un registrador y un armazón en el cual estos componentes están sujetos.

b) Elemento Motriz: Tiene núcleos separados de tensión y corriente con

las bobinas, el polo del núcleo de tensión está formado por un parte del circuito de tensión. Las bobinas, son aisladas por blindajes de materiales termoplásticos con alta resistencia térmica y dieléctrica.

c) Elemento de Freno: Lleva dos cuerpos de imán de una aleación

AlNiCo con alta fuerza magnética, fijados de modo giratorio en un soporte de aleación de aluminio con polos de acero. La construcción de un elemento de freno evita vibraciones del disco, haciendo más prolongada la vida útil del medidor. La estabilidad magnética la asegura la especie del material utilizado, el proceso de estabilización después de la magnetización. La posición del imán está asegurada por resorte fuerte y por fijación en el eje del centro.

d) El Rotor: Puede ser retirado y rearmado sin necesidad de un nuevo

ajuste. El disco está fijado en un eje de duraluminio por inyección de metal. Para el ajuste y las pruebas, el disco lleva una marca negra en el borde y dos marcas negras de forma rectangular en la superficie superior y exterior para tomar ópticamente el número de revoluciones del disco, y 200 marcas estroboscopicas prensadas en el margen superior del disco. El eje lleva también el dispositivo de funcionamiento sin carga con una (lengüeta) opuesta, la cual esta sujeta debajo de la bobina de tensión.



Según los requisitos del rotor puede ser antiretroceso en forma de trinquete.

e) El Cojinete Superior: Es de aguja, el casquillo con la aguja va

asegurado en el armazón de forma ajustable, para que se forme el tope que limita el movimiento axial del disco durante el transporte. La extensión del eje que lleva el agujero del cojinete es de plástico de alta calidad y forma una unidad con el sinfín para impulsar el numerador.

f) El Cojinete Inferior Magnético: Tiene dos magnetos o anillos de

materiales a base de tierras raros situados en platillos de acero, el cojinete es de tipo repulsión. El material magnético es estable, asegura una vida útil prolongada. En el casquillo inferior asegurado en el armazón con el tornillo para ajustar, está fijada a la aguja del cojinete de acero súper pulido. En el casquillo superior montado en el eje del rotor está fijado el cojinete de zafiro.

g) El Integrador de Simple Tarifa: Es de cinco a siete dígitos y tiene dos tipos

de diferentes dimensiones de tambores y sus números. Los tambores menores son de aluminio o de plástico. Estos integradores pueden ser también de 6 dígitos, con tambores mayores tiene el efecto saltante, y es fácil la reposición a cero. Con el efecto saltante, la factura se cambia instantáneamente y no se presentan valores indefinidos con los números parciales, pero según las especificaciones puede ser entregado el tambor sin este efecto. Como un aditamento especial el integrador puede ser entregado con un rectificador mecánico, para aseguramiento de la rotación del numerador en sentido positivo, también a cambio del sentido de rotación del disco.

h) Integrador Doble Tarifa: Tiene dos numeradores de 7 ó 6 dígitos con

tambores de menor tamaño. La conmutación a la tarifa baja o alta se efectúa por medio de una palanca con el indicador de tarifas y con dos topes para bloquear una de las dos tarifas. El electroimán para conmutar la palanca es alimentado por la tensión de la red, la cual es suministrada a los terminales independientes, por un reloj de conmutación u otro equipo tarifario.

El ajuste de carga alta se efectúa por el giro angular del imán de freno por medio de un tornillo que hace el efecto como engranaje de sinfín. La posición ajustada del imán está asegurada por un resorte fuerte. El alcance es aproximadamente del 90%.



El ajuste de carga inductiva se efectúa por el cambio de la posición del jinetillo en el lazo resistivo. El jinetillo está fijado en el lazo por medio de un tornillo, donde la manipulación se facilita por un buje guía de bakelita. El alcance total de ajuste es aproximadamente un 12%. El ajuste de carga baja se efectúa por el giro angular de dos láminas de acero fijadas al mismo eje y desplazadas 180º. La manipulación se realiza en el engranaje micrométrico, el alcance total de ajuste es de aproximadamente un 50%. El Ajuste de carga baja se efectúa girando la palanquita de acero fijada en el contrapolo del mecanismo de tensión. El funcionamiento sin carga se asegura por lengüetas retenidas de acero. El ajuste se efectúa al desplazar o girar la lengüeta en el eje del rotor. Los medidores registrarán energía activa, reactiva o aparente, cuando su funcionamiento dependa respectivamente de:

• La tensión, la intensidad y el coseno de j . • La tensión, la intensidad y el seno de j . • La tensión y la intensidad.

2.1.3 Especificaciones. Entre las especificaciones más importantes están la tensión nominal, la intensidad nominal y las constantes. Tensión nominal: La tensión o tensiones nominales o de referencia de un medidor son los valores eficaces para los que ha sido construido, e indican la tensión o tensiones de la instalación en la que puede ser instalado. En los medidores monofásicos y trifásicos de 3 hilos, se puede expresar la tensión nominal bien con un solo valor, por ejemplo 220 V, o bien un campo de tensiones, por ejemplo 200 + 260 V, en cuyo caso, aunque la tensión nominal sea 220 V medirá correctamente en el margen de los valores mínimo y máximo. En los medidores polifásicos que admiten cargas entre fases y entre fase y neutro, las tensiones nominales estarán siempre en la relación 1/√3, por ejemplo: 127/220V, 220/380 V.



Intensidad nominal: La intensidad nominal o de base de un medidor, es el valor eficaz de aquella para el que ha sido construido. Sin embargo, esto no quiere decir que la bobina de intensidad de un medidor, no pueda soportar el paso de una corriente superior sin calentarse excesivamente o quemarse, y se llama precisamente intensidad límite a aquella que sobrepasada, determina el deterioro de la bobina. Las intensidades nominales normalizadas según UNE8 son las siguientes: Tabla 1. Intensidades Nominales Normalizadas según UNE Contadores conectados

Valores nominales de la intensidad de base (A)

Directamente

5 - 10 - 15 - 20 - 30 - 50

Mediante transformadores de intensidad

1 - 1,5 - 2 - 2,5 - 5

Fuente: SIEMENS A.G. Manual de medidores de energía. En los medidores hay un tercer valor de intensidad, entre la intensidad nominal y la intensidad límite, que se llama intensidad máxima de precisión. Esta es la intensidad con la que el medidor mantiene su curva de errores dentro de los límites que señala su clase de precisión y su valor tiene que ser como mínimo el 200% de su intensidad nominal. Constantes: Entre las constantes mas importantes están la de verificación y de lectura

a) De verificación. La constante de un medidor se expresa por la relación que existe entre la energía registrada por el integrador y el número de revoluciones que da el disco. Es por tanto un dato característico de cada medidor que fija el fabricante de acuerdo con las demás características constructivas.

8 UNE, 82100-5: 1996, Magnitudes y Unidades. Parte 5: Electricidad y Magnetismo.



Para un mismo tipo de medidor, la constante está en razón inversa de su capacidad. Mientras mayores sean su intensidad y tensión nominales, más pequeña será su constante. La constante se suele expresar de dos formas distintas: en vueltas del disco por kWh, que es la más usual, o en Wh por una vuelta del disco.

Ejemplo: Primer caso: 600 vueltas del disco = 1 kWh Segundo caso: 1 vuelta del disco = 3 Wh

b) De lectura. Algunos medidores, sobre todo los de gran capacidad, tienen otra constante llamada de lectura. Cuando la constante de verificación es inferior a 1, el medidor lleva un integrador de mayor constante y en la placa frontal del mismo se indica que la lectura hay que multiplicarla por un factor para hallar el consumo real.

Las especificaciones técnicas de los medidores de energía generalmente son las presentadas a continuación, variando para cada modelo en particular como también para cada fabricante. En este ejemplo se trabaja con un medidor trifásico, el cual abarca más especificaciones que un medidor monofásico, ilustrando de una mejor manera los datos técnicos de estos instrumentos. La correcta interpretación de las especificaciones técnicas permite realizar una correcta selección del medidor que se necesite de acuerdo a cada medición en particular. La moderna tecnología aplica nuevos dispositivos en los componentes internos de los medidores, lo cual aportará una mejor información de las variables eléctricas que se necesita conocer. Cada fabricante es reservado en la forma en que diseña y construye sus medidores, pero mantienen unas especificaciones comunes en la gran mayoría.



Tabla 2. Especificaciones Generales de un Medidor de Energía Especificación

Interpretación

Valores típicos (Ejemplo)

Tipo de Medidor

Modelo específico del medidor

LZQM (fabricante EMH ELGAMA)

Constante

Número de revoluciones del disco por cada kWh consumido

40,000

Tensión [ V ]

Intervalo de tensiones de fase de operación

50 a 310

Precisión

medida de la reproducibilidad de las mediciones

Con carga ± 0,2 %

Tensión nominal [ V ]

Tensión de operación

380 / 220 / 110

Corriente nominal [ A ]

Corriente de operación

1 / 2,5 / 15

Corriente máxima [ A ]

Máxima corriente que soporta el instrumento en sus bobinas

6 / 10 – 20 / 120

Fuente: SIEMENS A.G. Manual de medidores de energía.



2.1.4 Clasificación. La clasificación de los medidores de energía se hace según la energía registrada y según la discriminación horaria. Según la energía registrada:

a) De energía activa (P): son aquellos que miden la energía activa, según la expresión: P = V·I·cos F

b) De energía reactiva (Q): son aquellos que miden la energía reactiva, según la expresión: Q = V·I·sen F ; apareciendo cuando se utilizan máquinas y aparatos que funcionan con campos magnéticos alternos, como pueden ser motores, máquinas de soldar, transformadores con poca carga, iluminación con tubos fluorescentes, etc.; el consumo de energía reactiva es considerable, lo que hace que sea más elevada la corriente eléctrica de las líneas de distribución constituyendo así mismo una carga suplementaria para las centrales generadoras.

Cuando se produce una sobrecarga trae como consecuencia mayores pérdidas por efecto Joule en generadores, transformadores y líneas, que deben ser compensadas aumentando la sección de los conductores y el tamaño de las máquinas. Este defecto puede ser corregido por el cliente, conectando en su instalación condensadores estáticos, cuya función es mejorar el factor de potencia y disminuir la intensidad de la corriente. Pero al cliente no se le puede exigir la instalación de condensadores, salvo que el coseno de ( j ) sea inferior a 0.55, y por ello, se hace necesario medirle la energía que consume, para que participe proporcionalmente en el pago de los costes de su producción, y de esta forma, sugerir mejorar el factor de potencia de su instalación. Según la discriminación horaria: El consumo de energía eléctrica es variable durante las 24 horas del día. Existen horas pico en que la demanda es máxima, obligando a los generadores a trabajar sobrecargados o a disponer de centrales de reserva. Existen también horas valle durante la noche, en que la demanda es mínima y los generadores trabajan con poca carga, bajando, por lo tanto, el rendimiento o bien dejando fuera de servicio a las centrales de reserva. El resto de las horas del día se denominan horas llano, en las que el consumo no fluctúa exageradamente.



Para las empresas eléctricas, el máximo rendimiento en la producción y distribución de la energía eléctrica, sería en el caso ideal de que el consumo fuera constante durante todo el día. Para aproximarse a esto, las tarifas eléctricas están estructuradas para determinados tipos de suministros, teniendo en cuenta el horario en el consumo de energía, de tal forma que representan una reducción en el precio para horas valle y un incremento en las horas pico.

a) De simple tarifa: es un medidor normal, cuyo integrador tiene un sólo totalizador y en él se totaliza todo el consumo de energía sea cual sea la hora.

b) De doble tarifa: monofásico o trifásico, de energía activa, tiene dos

integradores y un electroimán que, accionado mediante un interruptor horario, efectúa el cambio de un integrador a otro según las horas del día. Se puede obtener una bonificación del 55% sobre el precio de la energía consumida durante la noche en horas valle (8 horas) y un recargo de un 3% en la energía consumida de día.

c) De triple tarifa: para discriminar los consumos en horas valle, horas punta

y horas llano. Tiene tres integradores, y se emplean exclusivamente en contadores de energía activa y generalmente en trifásicos.

2.1.5 Comprobación y Verificación. Es el conjunto de ensayos a que se somete a un medidor para determinar si su funcionamiento es correcto en función de sus características. Verificación de la marcha en vacío: En esta operación hay que comprobar que el disco no gire cuando no hay circulación de corriente por las bobinas de corriente, por no tener el cliente ningún equipo en funcionamiento. Para ello hay que desconectar, en la caja de bornes del medidor, el conductor o los conductores de salida de los circuitos de corriente, dejando conectados solo los de entrada de corriente y los dos correspondientes al neutro (entrada y salida) cuando el medidor lo tenga. Verificación por la marcha por derivación a tierra: Hay que comprobar que el medidor queda detenido cuando no hay ningún equipo conectado. Con todos los conductores conectados en la caja de bornes del medidor, se indica al cliente que



desconecte todos los equipos y desconecte todas las cargas. Si hecho esto el disco gira, la instalación tiene una derivación a tierra. Verificación de la marcha con una carga conectada: consiste en comprobar que la marcha del medidor es la que corresponde con la carga que tiene conectada. Si la carga es fija, la verificación se puede hacer con vatímetros. Si la carga es variable, será necesario utilizar el medidor patrón. 2.1.6 Determinación del Error. Una vez registrada la energía del medidor y medida la energía real con un medidor patrón, se obtendrá el error expresado por la fórmula:

%real Energía

real Energía - registrada Energía(%)E 100×=

2.2 LA TECNOLOGÍA MODERNA Compañías que tienen una excelente reputación en el suministro de circuitos integrados tanto para las industrias comerciales y manufactureras como para productos de consumo de alto volumen están muy bien posicionadas para unir la alta confiabilidad con el bajo costo que el sector ha estado esperando. Estas compañías reconocen las limitaciones de costos de los medidores de energía y han identificado una oportunidad para ayudar a que fabricantes de medidores alcancen sus metas de costos, alivien sus preocupaciones por la confiabilidad y logren sus requisitos de producción. El sector de los servicios públicos ha estado fascinado con las historias de lectura automática de medidores y facturación con multitarifa, pero la medición también sigue como prioridad en las mentes progresistas de los generadores y distribuidores de energía. La inversión en manufactura, la precisión y calidad de la medición, y la cantidad de información ofrecida por la medición electrónica es indudablemente superior a la del diseño tradicional de medidor de disco.



2.3 MEDIDORES ELECTRONICOS

Fuente: Manual SIEMENS



Los medidores electrónicos de energía han superado en funcionamiento a los medidores electromecánicos en términos de funcionalidad y utilidad, pero los costos y confiabilidad han sido cuestionados en diferentes partes del mundo. 2.3.1 MEDIDORES ELECTRONICOS HOMOLOGADOS Tabla 3. Medidores Homologados por el CIDET

COD. MARCA COD. MARCA COD. MARCA 1 AEG 26 NUREMBERG 52 SUN WAVE 2 ARON 27 PRUFSPANNUWG 53 MUNGUIA

3 BALTEAU-

GCALSTON 28 RITZ 54 NAC 5 ABB 29 S.A. MILE 55 CROMPTON 6 CDC 30 SANGAMO 56 HYB

7 CGS 31 SIEMENS 57 SCHLUMBER

GER 8 C.G.E. MILANO 32 SODECO 58 WIRGES 9 CEICA 33 STRONWANDLER 59 CHAMBER

10 DERLIKON 34 TAIT 60 EUR

12 FERRANT PAKARD 35 TOKA 61 CIC

13 FRAPIL 36 WALTER 63 SCHLUMBER

GER 14 GALILEO 37 WESTINGHOUSE 65 SKAITEKS

15 GENERAL ELECTRIC 38 WTW 66 FAPAL

16 GOSSEN 39 ARTECHE 67 ALDANA 17 HASEGAWA 40 HORSTMANN 68 ALDANA-1 18 ISKRA 41 TOSHIBA 69 ELGAMA 19 LANDIS 42 KRIZIK 71 TAIT 20 LAVRKNUDEN 45 ORBIS 74 COMPLANT 21 MERLIN GERIN 46 CELSA 97 CAR-1(AEG) 22 MESSWANDLER 47 SACI 99 TTERD 23 MITSUBISHI 49 NANSEN 24 MOSER 50 WANDLER 25 NISSIN 51 RELAIS

Fuente: Medidores Homologados por CIDET (Certificación de productos y gestión de sistemas de calidad)



2.3.2 OPCIÓN 1: SIEMENS ZMD 120 2.3.2.1 Presentación. Medidor electrónico industrial, ZMD120 con la calidad y tradición en medición, sinónimos de la marca. 2.3.2.2 Aplicación. Con una clase de precisión 2% (IEC 61036), con el principio de medición DFS (efecto may), conexión directa hasta 120A., permite hasta (4) cuatro tarifas para Energía Activa. 2.3.2.3 Características

• El sistema de medición es totalmente independiente. • Varios niveles de tensión, posee tolerancia del -20% y +15% en relación a la

tensión nominal. • Corrientes nominales de 5, 10, 20 ó 40 A, máximo 120 A. • Mostrador de cristal líquido con 8 dígitos con 7 mm de altura. • Interface óptica para la comunicación. • Alta resistencia a interferencias magnéticas (Efectos en la red). • Clase de protección IP52.

2.3.3 OPCIÓN 2: ABB ALPHA II 2.3.3.1 Presentación. Los ingenieros de ABB incorporaron en el medidor Alpha una serie de elementos de hardware, firmare y software, denominados PowerPlus. Power Plus implica mayor memoria ROM y RAM en el Microcontrolador y en el procesador de señal del medidor, líneas adicionales de salida en este último integrado, una mayor memoria EEPROM, etc. Sin embargo, el diseño original no ha sido cambiado, lo que permite garantizar para el Alpha II la excelente precisión y desempeño del Alpha. En efecto, se han mantenido los sensores de corriente y el sensado de tensión, así como también la misma tecnología en el módulo electrónico.



2.3.3.2 Aplicación. El Alpha II puede ser solicitado con la opción “calidad de servicio”. En general, se entiende por calidad de servicio a todo lo asociado con: baja tensión, caída de tensión instantánea, distorsión armónica, cortes de tensión, etc. Señales del medidor Electrónico:

• Chequeo de servicio. • Monitoreo de calidad de servicio. • Perfil de carga. • Revisión en la medición de magnitudes de facturación.

2.3.3.3 Características

• Rango de tensión de fase multirango de 50 a 310 V / 86 a 536 V(Fase-Neutro)

• Frecuencia 60 Hz ±5%. • Tensión Nominal 480/440/380/220/110/63.5 V • Corriente Nominal 2/6 A (Conexión Indirecta), 15/120 A (Conexión

Directa), 30/200 A (Conexión Directa). • Consumo amperimétrico a corriente nominal 0.013 VA (2/6 A), 0.051 VA

(15/120 A). • Consumo voltimétrico 1/3.4W/VA (para todos los modelos) • Clase 0.2 s y 0.5 s (IEC 687), 1 (IEC 1036).

2.3.4 OPCIÓN 3: SIEMENS ZMD 405-410 2.3.4.1 Presentación. Nuevo concepto en medidor electrónico industrial, el nuevo combinación de medidores electrónicos Z_D de Siemens Metering, clase de precisión 0.5% o 1% de acuerdo a IEC es el resultado de la centenaria experiencia de Landis & Gyr y Siemens en medición de energía. 2.3.4.2 Aplicación. La línea Z_D, para aplicaciones industriales provee las rígidas exigencias tanto para la clase de exactitud 1% (IEC 61036) o 0.5s (IEC 61687) de las instalaciones industriales de grandes o medianos consumidores.



2.3.4.3 Características De concepto modular, la línea Z_D permite a la concesionaria agregar diversos opcionales de acuerdo a sus necesidades. Posee como funciones básicas:

Ø Medición de fases de forma individual Ø Medición en cuatro cuadrantes. Ø Multi-tensión (57.7 hasta 240V entre fase/neutro). Ø Umbral de corriente a partir de 1.5mA hasta 10 A (máxima) Ø Posibilidad de programación de hasta 16 tarifas (activa y reactiva

individualmente). Ø Programación de grabación de hasta 15 valores históricos de

Energía/Demanda. Ø Protocolo abierto de comunicación. Y como opcionales: Ø Memoria para perfil de carga con 500 kBytes. Ø Hasta 6 salidas y 8 entradas auxiliares. Ø Interfaces de comunicación: RS-232, RS-485 o módem interno.

2.3.5 OPCIÓN 4: ABB A3 ALPHA 2.3.5.1 Presentación. ABB está ayudando a las compañías eléctricas a hacer frente a este reto con el nuevo contador electrónico A3 ALPHA, que incorpora la acreditada tecnología ALPHA de contadores, ya patentada. Desde el lanzamiento comercial de las primeras unidades en 1992 ya se han suministrado más de 2 millones de contadores ALPHA a compañías eléctricas de todo el mundo. Además de incorporar la alta capacidad de medición de la energía que ya tenían los modelos anteriores, el nuevo contador A3 ALPHA ofrece más capacidad de registro de datos, registro de perfiles y medida de la calidad de energía.



2.3.5.2 Aplicación. El contador A3 ALPHA proporciona una plataforma de diseño de contadores que satisface los diferentes requisitos de medición eléctrica definidos por las compañías eléctricas. El contador puede ser configurado como un contador bidireccional9 activo/reactivo, de tarifas múltiples. 2.3.5.3 Características

• Intervalo de tensión nominal 120-480 V • Intervalo de tensión de servicio 96-528 V • Frecuencia nominal 50 a 60 Hz ±5% • Normas ANSI pertinentes C12.1, C12.20, C12.18, C12.19, C12.21 • Precisión con carga = (0.2+0.001 (Clase/I)(1+tang)% • Variaciones de la precisión Coeficiente de tensión = Variación de ±0.01 %

con respecto al valor nominal, Coeficiente de temperatura = ±0.01 % por oC.

2.3.6 OPCIÓN 5: SIEMENS ZMD 128 2.3.6.1 Presentación. La familia de medidores Z_D128A representa el estado del arte en medidores electrónicos. Son fabricados en Brasil con la tecnología (antigua Landis & Gyr), norma ABNT. 2.3.6.2 Aplicación. Para la medición de energía activa, en circuitos trifásicos de baja tensión. Las conexiones son directas a la red de: - 3 fases, 4 hilos en Y. - 2 fases, 3 hilos en Y. En las tensiones nominales de 120 V ó 240 V, 60 Hz, corriente nominal de 15A y corriente máxima de 120 A. 2.3.6.3 Características El medidor posee las siguientes características funcionales:

• Bloque de Terminales simétrico, Línea – Carga. • Registro de energía activa en una o más tarifas. • Control de tarifas externo a través de terminales.

9 Condición de Señal recibe y envia.



• Control de tarifas a través de reloj y calendario interno. • Indicadores que facilitan la identificación de conexiones incorrectas. • cilidad para detectar fraudes:

Registrador de energía negativa, contador de faltas de energía por fase y total.

• Pantalla LCD de alta calidad, legible de –25°C a 70°C. • Clase de Exactitud 2%. • Proyectado para una larga vida: 15 años.

2.4 METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DEL MEDIDOR ELECTRÓNICO

Figura 2: Metodología Selección del Medidor Electrónico Elaboraron: Los Autores

PARAMETROS ó ESPECIFICACIONES

PARA LA CONEXIÓN EN SITIO

ANÁLISIS TECNICO DE LOS MEDIDORES ELECTRÓNICOS

APLICACIÓN Y CARACTERISTICAS

DE FUNCIONAMIENTO

SELECCIÓN DEFINITIVA

SI NO

INICIO



3. MEDIDOR ELECTRONICO ABB ALPHA II

Figura 3: Medidor Electrónico ABB Alpha II Fuente: Manual ABB Alpha II



El Alpha II no es sólo un medidor de energía es también un analizador de servicio. Dispone de las funciones de muchos instrumentos:

• Voltímetro • Amperímetro • Wattímetro • Monitor de calidad de servicio • Medidor de potencia activa • Medidor de potencia reactiva • Medidor de potencia aparente • Secuencímetro • Tester de conexionado (Aplicación de los aparatos internos de medida). • Medidor de ángulos

de fase Alpha II con Power Plus. Los ingenieros de ABB incorporaron en el medidor Alphá una serie de elementos de hardware, firmware y software. Implica mayor memoria ROM y RAM en el microcontrolador y en el procesador de señal del medidor, líneas adicionales de salida en este último integrado, una mayor memoria EEPROM, etc. Sin embargo, el diseño original no ha sido cambiado, lo que permite garantizar para el Alpha II la excelente precisión y desempeño del Alpha. En efecto, se han mantenido los sensores de corriente y el sensado de tensión, como así también la misma tecnología en el módulo electrónico.



3.1 CHEQUEO DE SERVICIO

3.1.1 Chequeo de Tensión. Al conectarse un Alpha II a la red, el medidor verifica si el servicio eléctrico es aceptable o no, ya que lo mide y lo compara con servicios válidos que tiene almacenados en memoria. Es decir, verifica el tipo de servicio (por ejemplo, 4 hilos estrella), las magnitudes de las tensiones (por ejemplo, 220 V +/- 10%) y los ángulos de fase (por ejemplo, 120°+/- 15°). Si la verificación da como resultado un servicio válido, el medidor lo expondrá en el display detallando las características del servicio. Si, por el contrario, no identifica lo medido, expondrá en el display el código de error Ser555000 que significa Servicio 7.

Figura 4: Display Servicio válido, Secuencia ABC 220 V 4 hilos estrella. Fuente: Manual ABB Alpha II

7 Manual ALPHA II ABB



Figura 5: Display Servicio no válido, Tensiones ó ángulos desconocidos Fuente: Manual ABB Alpha II 3.1.2 Chequeo de Corrientes. El Alpha II puede también ser programado para realizar el control de las corrientes de fase. En el display se expondrá una señal de advertencia cuando la corriente, en cualquier fase, sea menor que la especificada en el programa del medidor para esa fase, o cuando sea negativa, o si el factor de potencia cualquier fase es menor que el especificado7. 7 Manual ALPHA II ABB



3.2 INSTRUMENTACIÓN

El Alpha II puede programarse para que en el display del mismo se expongan las siguientes magnitudes de instrumentación7:

• Tensión por fase. • Corriente por fase. • Angulos de fase de tensiones y corrientes, referidos a la fase A (o R). • Angulos de fase de corrientes, referidos a la tensión de fase A. • Angulos de fase de corrientes, referidos a la tensión de la misma fase. • Factor de potencia, por fase. • Potencia activa, reactiva y aparente, por fase. • Distorsión armónica total de la tensión y de la corriente, por fase. • Distorsión de segunda armónica, de la tensión y de la corriente, por fase. • Frecuencia del sistema. • Potencia activa, reactiva y aparente del sistema. • Factor de potencia y ángulo del factor de potencia del sistema.

Figura 6: Display Tensión fase A Fuente: Manual ABB Alpha II




Figura 7: Display Factor de potencia de fase C Fuente: Manual ABB Alpha II

Figura 8: Display Potencia Activa del sistema Fuente: Manual ABB Alpha II



Figura 9: Display Corriente de fase B Fuente: Manual ABB Alpha II

Figura 10: Display Potencia activa del sistema, Distorsión armónica total de la corriente de fase A Fuente: Manual ABB Alpha II



3.3 SOFTWARE POWER PLUS 3.3.1 Diagramas Fasoriales. El software PowerPlus permite obtener una interpretación gráfica excelente de la información obtenida por los Alpha II.

La pantalla de diagramas vectoriales gráfica los vectores de corrientes y tensiones, proveyendo además la información del tipo de servicio, frecuencia, tensión, corriente, ángulo de fase, potencia activa y aparente, para cada una de las fases.

Cuando el servicio es aceptado, en la parte inferior de la pantalla se expone un rótulo verde "Servicio válido". Si, por el contrario, el servicio presenta anomalías, se expone un rótulo rojo en donde se describe el problema7.

Fuente: Manual ABB Alpha II




La comunicación con el medidor puede ser directa, a través de un cabezal óptico, o remota, por medio de un módem telefónico.

Estos gráficos son instantáneas del estado del sistema y pueden ser almacenados en archivos para su posterior estudio. 3.4 MONITOREO DE CALIDAD DE SERVICIO

El Alpha II puede ser solicitado con la opción "calidad de servicio", En general, se entiende por calidad de servicio a todo lo asociado con: baja tensión, alta tensión, caída de tensión instantánea, distorsión armónica, cortes de tensión, etcétera.

El medidor Alpha II permite monitorear la calidad de servicio de la red, así como también las condiciones de carga. Para eso, dispone de 10 monitores asociados a 10 diferentes tipos de eventos. Al monitor asociado al evento mencionado se le denomina baja tensión, tanto el porcentaje como el tiempo son valores programables. Se considera un evento, por ejemplo, a la caída de tensión con respecto a un porcentaje de la tensión nominal, durante un tiempo determinado.

Otros monitores son: alta tensión, chequeo de tensión de servicio, distorsión armónica total de corriente, distorsión armónica total de tensión, factor de potencia, caída de tensión instantánea, etc.

Todos los monitores disponen de un contador que registra la cantidad de veces que ha ocurrido el evento, y de un temporizado que registra el tiempo total acumulado del mismo.

En el caso del monitor de caída de tensión instantánea, el evento consiste en una caída de tensión con respecto a un porcentaje de la tensión nominal, durante un tiempo especificado entre 31 y 60.000 milisegundos.

Si el medidor posee la opción de perfil de carga activa, es posible registrar en memoria circular (hasta 255 registros) la fecha y la hora en que comienzan y terminan diferentes tipos de eventos.



Estos eventos son los mismos asociados a los monitores de calidad de servicio más algunos, adicionales, tales como: cortes de tensión, borrado de demanda y cambios de hora. 3.4.1 Perfil de Carga. El Alpha puede ser solicitado con la opción de perfil de carga. Esta opción puede también agregarse, con posterioridad, a un medidor que no la posea.

3.4.2 Revisión en la Medición de Magnitudes de Facturación. El Alpha II básico, tipo A1R+, puede medir dos conjuntos TOU (multitarifa) de energía y demanda. En general, se toma un conjunto para energía y demanda activa y el otro para energía y demanda reactiva.

Todos los valores TOU (en hasta cuatro tramos horarios) son grabados en memoria permanente EEPROM.

Una característica adicional es el registro de los valores de coincidencia, cuando se produce la máxima demanda reactiva.

3.4.3 Comunicaciones. El Alpha II puede solicitarse con la opción de módem, lo que permite comunicarse con el medidor en forma remota, a los efectos de extraer datos e incluso de reprogramarlo.

El medidor puede llamar a una base para enviar periódicamente datos de facturación o cuando una alarma ha sido activada.

Las alarmas son seleccionables por programación, y entre ellas se puede mencionar: falta de potencial, borrado de demanda, próximo solapamiento de la memoria de perfil de carga, activación de un monitor de calidad de servicio, etc. Obviamente, todos los datos de calidad de servicio pueden leerse en forma remota.



3.4.4 Relaciones entre Potencias. Esta pantalla permite visualizar las potencias aparentes, vectoriales y aritméticas del sistema. También provee los valores numéricos de las potencias mencionadas y los de las correspondientes potencias activas y reactivas7.





3.4.5 Contenido Armónico. La pantalla de contenido armónico muestra un gráfico de barras donde se pueden observar los valores de distorsión armónica de tensiones y corrientes, desde la segunda armónica hasta la número quince. Al mismo tiempo se exponen los valores numéricos de esas armónicas y de la distorsión armónica total de la tensión y de la corriente de cada una de las fases7.





3.4.5.1 Potencia Armónica. La pantalla de potencia armónica ofrece un medio para determinar si la distorsión armónica proviene de la fuente o de la carga. 3.4.6 Pantalla para Niveles de Umbral de los Monitores de Calidad de Servicio. Para facilitar a las empresas distribuidoras la lectura y la configuración de los umbrales de servicio y de los monitores de calidad de servicio, al igual que en el software API .US, el PowerPlus presenta una pantalla con la que fácilmente pueden extraerse7.




3.5 ESPECIFICACIONES FUNCIONALES Al medidor Alpha original:

• Se le incrementó la capacidad de procesamiento al microcontrolador y al procesador digital de señales.

• Se agregó más memoria EEPROM, más RAM y más ROM. • Se incorporó una llave magnética para activar el modo ALT,

en paralelo con el pulsador de ALT.

Chequeo de tensión de servicio

Ocurre en las siguientes ocasiones: • Cuando se programa esta operación en una secuencia de

display. • Como monitor de calidad de servicio.

El chequeo de tensión de servicio genera un código de error cuando:

• Las tensiones de fase no son las que corresponden. • Los ángulos de fase no son los que corresponden.

Chequeo de corriente de servicio

Ocurre en las siguientes ocasiones: • Cuando se programa esta operación en una secuencia de display. • Como monitor de calidad de servicio.



El chequeo de corriente de servicio genera un código de error cuando:

• Habiendo corriente en por lo menos una fase, falta corriente en cualquier

otra. • La corriente en cualquier fase es menor que el límite programado para esa

fase. • La corriente en cualquier fase es mayor que el límite especificado. • La corriente es inversa en cualquier fase. • El factor de potencia en cualquier fase, en adelanto o atraso, es menor que el

límite especificado para esa fase.

Códigos de error Tensión: Si el servicio de tensión es incorrecto se generará en el display SEr 555000

Corriente: Si la validación de corriente falla, se expone en el display un código de error.

Códigos de error de corriente:

0 OK 2 Baja corriente 3 Falta de corriente 4 Factor de potencia inapropiado 5 Potencia inversa 6 Factor de potencia inapropiado y baja corriente 7 Potencia inversa y baja corriente 8 Exceso de corriente c Exceso de corriente e inapropiado factor de potencia d Exceso de corriente y potencia inversa

La posición del código de error, expresa la fase que tiene el problema.

RST SEr 000XXX El cuarto dígito corresponde a la fase R, el 5° a la S y el 6° a la T.



Ejemplo: alta de corriente en fase R Instrumentación:

La exposición en display es la siguiente:

Ø Frecuencia del sistema SYS xx.xx HZ

Ø kW del sistema SYS xxx.xxx

Ø kVAR del sistema SYS xxx.xxx

Ø kVA del sistema SYS xxx.xxx

Ø Factor de potencia del sistema SYS xxx.xxx

Ø Tensión por fase Phx xxx.xU

Ø Corriente por fase Phx xxx.xA

Ø Ángulo de la tensión, relativo a Va, por fase Phx xxx.xoU

Ø Ángulo de la corriente, relativo a Va, por fase Phx xxx.xoA

Ø Ángulo de la corriente, relativo a su tensión, por fase Phx xxx.xo

Ø kW por fase (1) Phx xxx.xxx

Ø kVAR por fase (1) Phx xxx.xxx

Ø kVA por fase (1) Phx xxx.xxx



Ø Factor de potencia por fase Phx xxx.xPF

Ø THD de tensión, por fase Thx xxx.xdU

Ø THD de corriente, por fase Thx xxx.x dA

Ø Distorsión de 2a. armónica de tensión, por fase 2Hx xxx.xU

Ø Distorsión de 2a. armónica de corriente, por fase

(1) Las magnitudes kW, kVA y kVAR son reconocidas por sus identifícadores en el display.

Las magnitudes de instrumentación pueden ser vistas en el display, en el modo normal o el alternativo.

Precisión: 0,5 % para las magnitudes eléctricas: tensión, corriente, kW, kVA y kVAR7.




3.6 MONITOREO DE CALIDAD DE SERVICIO

• Monitor 0: Caída de tensión instantánea. • Monitor 1: Chequeo de tensión de servicio. • Monitor 2: Baja tensión. • Monitor 3: Alta tensión. • Monitor 4: Factor de potencia y potencia inversa. • Monitor 5: Baja corriente. • Monitor 6: Factor de potencia. • Monitor 7: Corriente en segunda armónica. • Monitor 8: Distorsión armónica total de corriente. • Monitor 9: Distorsión armónica total de tensión.




Revisión en la Medición de Magnitudes de Facturación:

El Alpha II tipo A1R+, por ejemplo, posee dos conjuntos de datos TOU. Uno es usado en general para kWh y kW v el otro para kVAR y kVAR.

Cada conjunto TOU provee hasta 4 tarifas horarias que pueden ser definidas en saltos de 5 minutos y que pueden ocurrir varias veces el mismo día.

Cada tarifa o tramo horario almacena:

• + Energía. • Demanda máxima. • Demanda acumulada. • Demanda de coincidencia para máx. kW y para máx. kVAR. • Medición de reactiva en los 4 cuadrantes.

Software APLUS. El APLUS reemplaza al programa EMFPLUS. Entre las innovaciones que posee este programa respecto del anterior, se pueden citar las siguientes:

• Es posible establecer comunicación remota con varios medidores, utilizando sólo una línea telefónica y un dispositivo concentrador denominado "módem sharing".

• Permite acceder a los umbrales definidos para los monitores de calidad de servicio y para el chequeo de la tensión de servicio. Estos límites pueden ser modificados e insertados en el medidor7.





4. ANÁLISIS TECNICO ECONOMICO

El análisis técnico financiero del proyecto para elección e instalación de un medidor electrónico se realiza para orientar la toma de decisión en torno a la pertinencia de ejecutarlo o no. Puesto que uno de los objetivos de toda empresa es elevar los niveles de ingresos a través de la reducción de los costos (fijos o variables). El presente capítulo pretende demostrar al empresario la disminución en el costo de su factura de energía eléctrica, mediante las bondades del medidor seleccionado en el presente estudio, esto será posible, siempre y cuando el usuario preferencial que es catalogado como un consumidor de energía entre 5-55 kW el cual se encuentra en los niveles de tensión uno y dos, acepte las recomendaciones que daremos con el fin de lograr para su empresa mejores niveles de planeación y optimización de recursos. Se ha estudiado como influye en la actividad económica de la empresa la instalación del medidor y su evolución gradual en el tiempo, para esto se ha hecho una valoración mediante la metodología de flujo de fondos, valor presente neto, tasa de rendimiento contable, buscando con ello la conveniencia de su instalación y el impacto sobre los ingresos de la empresa. El análisis económico tiene como objetivo comparar los ingresos y los gastos para determinar la viabilidad o si hay que renunciar definitivamente al proyecto. Sin embargo existen diferentes tipos de evaluación de proyectos según la fuente de financiamiento del capital y los objetivos del proyecto. En este tipo de evaluación se asume que la inversión que requiere este proyecto proviene de fuentes de financiamiento internas o propias, es decir que los recursos que necesita el proyecto pertenecen a la empresa ejecutora o al inversionista, así que lo que se debe examinar es si el proyecto genera rentabilidad.



4.1 EL PROCESO DE PREPARACIÓN Y EVALUACIÓN DE PROYECTOS

El estudio de este proyecto pretende contestar el interrogante de sí es o no conveniente realizar una determinada inversión. Esta recomendación solo será posible si disponemos de todos lo elementos de juicio necesarios para tomar la decisión.

Con este objetivo, el estudio de viabilidad debe intentar simular con el máximo de precisión lo que sucedería con el proyecto si fuese implementado, aunque difícilmente pueda determinarse con exactitud el resultado que se logrará. De esta forma, se estimarán los beneficios y costos que probablemente ocasionaría y, por lo tanto, que pueden evaluarse.

4.2 SANCIONES POR CONSUMO DE REACTIVOS

Energía reactiva. Esta energía se encuentra relacionada con los aparatos eléctricos inductivos y capacitivos, tales como motores, lámparas fluorescentes, etc. La producción de energía reactiva se encuentra determinada por el factor de potencia de la instalación. En la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica, se controlará el factor de potencia de los suscriptores o usuarios no residenciales, y de los residenciales conectados a un nivel de tensión superior a uno1.

El factor de potencia inductiva (COS. φ) de las instalaciones deberá ser igual o superior a punto noventa (0.90). La empresa exigirá a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo viole este límite, que instalen equipos apropiados para controlar y medir la energía reactiva8.

Para efectos de lo establecido en el parágrafo anterior, la exigencia podrá hacerse en el momento de aprobar la conexión al servicio, o como consecuencia de una revisión de la instalación del usuario.

8 Resolución 108 de 1997 capítulo IV artículo 25



En aquellas instalaciones cuyo factor de potencia es inferior, se deben introducir correctores por cuenta del usuario mediante los dispositivos diseñados para tal fin. En caso de que la energía reactiva sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (kWh) consumida por un suscriptor o usuario, el exceso sobre este límite se considerará como consumo de energía activa para efectos de determinar el consumo facturable9.

4.3 LIQUIDACIÓN DEL CONSUMO Y ELEMENTOS QUE DEBEN

INTEGRAR LA FACTURA

Para liquidar los consumos a los suscriptores o usuarios en cada período de facturación, la empresa aplicará las tarifas que hayan estado vigentes el mayor número de días de consumo del período correspondiente al ciclo de facturación al que pertenezca el suscriptor o usuario1

Consumo de energía. El consumo de energía es la cantidad de kWh totales consumidos por las máquinas, equipos y sistemas que son necesarios para la prestación de los diferentes servicios. Este consumo se establece en tres períodos:

Ø Período correspondiente a las horas pico que va desde las 9 h a las 12 h. Ø Período correspondiente a las horas pico que va desde las 18 h a las 21 h. Ø Período normal de las horas fuera de los períodos correspondientes a las horas

pico anteriormente indicadas. Actualmente para el cobro de a energía consumida se dispone de las siguientes alternativas (consumidores regulados y no regulados): Ø Tarifa sencilla. Se tiene una tarifa única para el consumo de energía durante

las 24 horas del día. Ø Tarifa doble. Se presenta dos tarifas para el consumo de energía de acuerdo

9 Resolución 108 de 1997 capítulo VI artículo 35



con el período en que se efectúe el mismo, es decir, existe una tarifa para las horas pico y otra para el período normal.

Ø Demanda máxima o cargo por demanda. Se establecen dos períodos. Uno

comprendido entre las 8 h y las 22 h, llamado periodo de máxima demanda, se efectúa un cobro de acuerdo con la demanda máxima presentada en el mismo. Fuera de este periodo no se aplica cargo por demanda. Este cargo por demanda se aplica conjuntamente con la tarifa para la energía.

Ø Nivel de voltaje. De acuerdo con el nivel de voltaje, al cual se encuentren

suscritos los usuarios, se fijarán las tarifas de energía y cargo por demanda. Cuanto más alto sea el nivel al cual se encuentra el usuario, será menor el valor de la tarifa fijada. Los suscriptores o usuarios se clasifican según los niveles de voltaje de la siguiente forma:

• Suscriptores a media tensión: Son aquellos conectados a un nivel de tensión comprendido entre 10 kV y 110 kV

• Suscriptores a baja tensión: Son aquellos conectados a un nivel de tensión menor a 10 KV

• Otros: En la factura aparecen algunas cantidades que prácticamente se encuentran fuera de control del empresario, a saber: alumbrado público, aseo, etc.

4.3.1 Contenido de las facturas. Las facturas señalarán el valor del consumo y

demás servicios inherentes al servicio prestado sobre los cuales haya existido estipulación en el contrato de servicios públicos, de acuerdo con la ley.

4.3.2 Requisitos mínimos de la factura. Las facturas de cobro de los servicios públicos de energía eléctrica por red física, contendrán, como mínimo, la siguiente información10:

a) Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio.

b) Nombre del suscriptor y dirección del inmueble receptor del servicio.

10 Resolución 108 de 1997 capítulo VI, artículo 42



c) Estrato socioeconómico y clase de uso del servicio.

d) Período por el cual se cobra el servicio, consumo correspondiente a ese período y valor.

e) Lectura anterior del medidor de consumo, si existiere.

f) Lectura actual del medidor de consumo, si existiere.

g) Causa de la falta de lectura, en los casos en que no haya sido posible realizarla.

h) Fechas máximas de pago oportuno, fecha de suspensión y/o corte del servicio y valor total de la factura.

i) Consumo en unidades físicas de los últimos seis (6) períodos, cuando se trate de facturaciones mensuales, y de los últimos tres (3) períodos, cuando se trate de facturaciones bimestrales; en defecto de lo anterior, deberá contener el promedio de consumo, en unidades correspondientes, al servicio de los seis (6) últimos meses.

j) Los cargos expresamente autorizados por la Comisión.

k) Valor de las deudas atrasadas.

l) Cuantía de los intereses moratorios, y señalamiento de la tasa aplicada.

m)Monto de los subsidios, y la base de su liquidación.

n) Cuantía de la contribución de solidaridad, así como el porcentaje aplicado para su liquidación.

o) Sanciones de carácter pecuniario.

p) Cargos por concepto de reconexión o reinstalación.

q) Otros cobros autorizados.





4.4 ANÁLISIS ECONOMICO Y FINANCIERO

4.4.1 Evaluación del Proyecto. Para determinar la viabilidad del proyecto, fue necesario establecer barreras para juzgar la bondad de dicho proyecto. El proyecto de Inversión se evaluó en torno a su rápida recuperabilidad y en cuanto a su beneficio en relación con los costos de consumo energético. En esta sección se presenta un breve resumen de los diferentes métodos utilizados para evaluar proyectos de inversión, donde se aplicaran para mejorar la viabilidad financiera de la empresa. Para la evaluación financiera del proyecto, es necesario tener claros los siguientes conceptos: 4.4.2 Flujo de Fondos (caja). Es un esquema que representa en forma sistemática los egresos e ingresos del proyecto, registrados período por período. Se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

• Periodicidad. Depende de la naturaleza del proyecto (meses, trimestres, años, etc.)

• Horizonte de Evaluación del Proyecto. Número de períodos objeto de la evaluación, incluye la ejecución (inversión) y la operación del proyecto.

• Vida Útil. Es el tiempo durante el cual se generan los beneficios para los cuales fue realizado el proyecto. Hay proyectos en los cuales los beneficios se obtienen desde el momento en que se invierte el primer peso.

• Período Cero. Período en el cual se invierte el primer peso.



Figura 11: Representación del flujo de caja

Donde: Eje horizontal: Períodos Flechas hacia abajo: Egresos Flechas hacia arriba: Ingresos Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, Fondo Educativo Panamericano, Colombia, 1998, 5 Ed. 4.4.3 Valor Futuro del Dinero. Es el valor futuro que alcanza un capital P, colocado a una tasa de interés compuesto anual i, durante un período de n años. Se expresa mediante la siguiente ecuación:

Donde: F = valor futuro P = valor presente i = tasa de interés n = número de período.

( )niPF += 1*



( )52,01*92,452.599 +=F

689,630.491'1=F

Haciendo: Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, Fondo Educativo Panamericano, Colombia, 1998, 5 Ed. 4.4.4 Valor Presente Neto. VPN. Este criterio busca determinar la cantidad de dinero que deberá recibir, pagar o sobrar en la posición cero, para que la alternativa o proyecto cumpla la condición de factibilidad. Consiste en desplazar al período cero todos los ingresos o todos los egresos de cada alternativa o proyecto, usando la Tasa Mínima de Retorno. Si en valor resultante en el flujo de fondos incremental del proyecto en período de evaluación es positivo, se puede decir que existe un beneficio; caso contrario, se observa al tener valores negativos, situación debida posiblemente a unas pérdidas registradas en el período evaluado. El Valor Presente Neto puede calcularse mediante la siguiente ecuación:

Donde: VPN: Valor Presente Neto. FFNI: Flujo de fondos netos incremental del período t Iop: Tasa de interés de oportunidad T: Último año de vida útil del proyecto.

( ) ( )opop

VPNi

FFNIi

FFNIFFNI tt

+++++=

11...

11

0



En forma simplificada la fórmula se puede escribir así:

Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, Fondo Educativo Panamericano, Colombia, 1998, 5 Ed. 4.4.5 Plazo de la recuperación de la inversión (PAYBACK). Este método consiste en la determinación del tiempo necesario para que los flujos de caja netos positivos sean iguales al capital invertido. Lo cual permite al inversionista hallar un tiempo aproximado de recuperación de la inversión. Para determinar el tiempo de recuperación de la inversión, se utilizó la siguiente fórmula:

P = A Donde, P es el plazo de recuperación

R , A es la inversión inicial , R son los flujos de caja netos (+)

Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, Fondo Educativo Panamericano, Colombia, 1998, 5 Ed.

La inversión inicial será el costo del medidor nuevo $2'859.370, y los flujos de caja netos (+) serán el valor del ahorro anual que genera el nuevo medidor con respecto al antiguo, es decir, $599.452,92 anual. Por tanto el plazo para recuperar la inversión realizada es de 4,77 años; es decir, de 5 años aproximadamente. (Ver tabla 4)

( )∑= +

=t

tt

t

opiFFNIVPN

0 1



4.4.6 Relación Beneficio Costo (B/C). Consiste en poner en valor presente los beneficios netos y dividirlo por el valor presente de todos los costos del proyecto. La tasa que se utilice para poner en valor presente, tanto los beneficios como los costos, depende de quien lleve a cabo el proyecto, si el proyecto es particular se utiliza la tasa del inversionista, pero si éste es estatal se puede usar la tasa de interés social (que es la más baja lo cual hace que la aceptación sea más probable), de acuerdo a lo anterior podemos plantear la siguiente ecuación:

La Relación B/C puede por tanto tomar tres valores:

< 1 B/C = 1

> 1 Si este cociente es mayor que uno, significa que para la tasa de descuento i, los beneficios son mayores que los costos, y si es menor que 1, los costos son mayores que los beneficios. La regla señala que debe realizarse el proyecto sólo si la relación de los beneficios a costos es mayor que la unidad. 4.4.7 Tasa del Inversionista. Se define en la tasa promedio a la cual inversionista normalmente hace sus inversiones, por ejemplo, si una persona acostumbra cada vez que tiene liquidez a invertir sus excedentes en depósitos a término fijo que le pagan en promedio una tasa del 25%, entonces la tasa del inversionista es del 25% y si un comerciante acostumbra a comprar mercancías las cuales vende en el transcurso de un mes con una ganancia del 10% efectivo mensual entonces diremos que la tasa del inversionista es del 10% efectivo mensual. Es lógico que la tasa del inversionista varíe de una persona a otra y más aún, para el mismo inversionista varía de tiempo en tiempo. 4.4.8 Tasa de rendimiento contable. Este método sirve para evaluar un proyecto de inversión en activo fijo, o también para un proyecto de inversión en capital de trabajo que requiera una empresa, es decir, como el proyecto en estudio, ya que se quiere determinar si una empresa debe invertir en el medidor electrónico, lo que representaría invertir en un activo fijo para la empresa.

CostoslosdeteeValorIngresoslosdeteeValor

CBlación

senPrsenPrRe

=



Para hallar esta tasa se relacionó el beneficio contable neto anual (es decir, el ahorro anual que genera el nuevo medidor con respecto al anterior por la disminución en la tarifa de consumo) con el costo de la inversión (costo del nuevo medidor), es decir, se divide el beneficio medio anual entre la inversión hecha, arrojando la tasa media anual de rendimiento contable.

TRC = R Donde, TRC es la tasa de rendimiento contable A , A es la inversión inicial , R son los flujos de caja netos (+)

Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, Fondo Educativo Panamericano, Colombia, 1998, 5 Ed. Por tanto, la tasa de rendimiento contable que genera la inversión en el nuevo medidor es de 0.2096 ó el 20.96% en un año. (Ver Tabla 4)

Basado en el anterior análisis se puede concluir que desde el punto de vista económico es viable invertir en el nuevo medidor por la rentabilidad que este genera y el corto tiempo que se requiere para recuperar la inversión. 4.5 ESTUDIO ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL MEDIDOR ELECTRÓNICO (ALPHA II) Para ver la factibilidad del proyecto, tomamos como ejemplo una empresa que tiene una capacidad de consumo de 55 kW/h, y tiene instalado un medidor electromagnético. Ellos desean saber que beneficio técnico y económico les traerá instalar un medidor electrónico “ALPHA II”. Unos de los principales beneficios que les traerá al instalar el medidor electrónico “ALPHA II” son telemedida y multitarifa, ya que se ven beneficiados a la hora de pagar su factura de energía. Los beneficios que les traerá la telemedida es que ellos podrán recibir su factura sin errores ni retrasos, de igual manera el usuario mantendrá una comunicación directa con la empresa comercializadora, a niveles de monitoreo y censos de carga tanto en Energía Activa como en Reactiva, llevando así un histograma de cada una de sus rangos de trabajo mensual.



Tabla 4. Análisis Económico Costo-Beneficio para el medidor Electrónico ALPHA II. MEDIDOR ALPHA II INVERSION INICIAL USD 1000 TRM: $ 2859.37 (Costo del Contador) $ 2´859.370 CONSUMO PROMEDIO CLIENTE PREFERENCIAL

55 kW / HORA

HORA PICO 221.68 $ / kW / Hora Consumo Promedio 6 horas HORA NO PICO 200.706 $ / kW / Hora Consumo Promedio 18 horas COSTO POR CADA HORA PICO

12192.4055 $ / Hora

COSTO POR CADA HORA NO PICO

11038.83 $ / Hora

COSTO X CONSUMO DIARIO

24 Horas $73154 6 HORAS PICO

$271.853 $198.699 18 HORAS NO PICO

COSTO X CONSUMO MENSUAL

$ 8´155.601.19 $97´867.214 COSTO X CONSUMO ANUAL

AHORRO MENSUAL $ 49.954.41 AHORRO ANUAL $ 599.452.92 PLAZO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (PAYBACK)

P = ? P = Plazo de recuperación de la

inversión

A = $2´859.370 R = $49.954.41 / MES P = 4,769965 AÑOS

EL PLAZO APROXIMADO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN SON 5 AÑOS

TASA DE RENDIMIENTO CONTABLE

TRC = ? TRC = 0.2096451 20.965 % A = $2´859.370 R = $599.452.92 / AÑO

Elaboraron: Los Autores.



Tabla 5. Análisis Económico Costo-Beneficio Medidor Electromagnético. MEDIDOR ELECTROMAGNETICO

INVERSION INICIAL USD 0 TRM: $ 2859.37 (Costo del Contador) $ 0

CONSUMO PROMEDIO CLIENTE PREFERENCIAL

55 kW / HORA

HORA PICO 207.21 $ / kW /

Hora Consumo Promedio 6horas

HORA NO PICO 207.21 $ / kW / Hora

Consumo Promedio 18 horas

COSTO POR CADA HORA PICO

11396.605 $ / Hora

COSTO POR CADA HORA NO PICO

11396.605 $ / Hora


24 Horas $68380 6 HORAS PICO

$273.519 $205.139 18 HORAS NO PICO


$ 8´205.555.6 $ 98’466.666,95 COSTO X CONSUMO ANUAL

AHORRO MENSUAL $ 0 AHORRO ANUAL $ 0 Elaboraron: Los Autores. Veremos los grandes beneficios económicos que lograremos instalando un medidor electrónico “ALPAHA II” gracias al sistema de multitarifa que viene incorporado en él y a los diferentes precios en el valor del kW/h que nos ofrece la empresa CODENDSA S.A.1 Con ellos podemos logra la recuperación total de la inversión del medidor en un tiempo aproximado de 5 años. A partir del sexto año la empresa empieza a recibir ganancias ya que este medidor tiene una vida útil de más de 15 años. 1 tarifas de energía reguladas por la CREG (Anexo F)



En la tabla 4. se observa que el medidor tiene un valor de dos millones ochocientos cincuenta y nueve mil trescientos setenta pesos ($2´859.370), y el cliente tiene aproximadamente un consumo de 55 kW/h la empresa distribuidora ofrece diferentes opciones tarifarías las cuales van de:

Horas punta

9:00-12:00 18:00-21:00

Fuera de punta

00:00-09:00 12:00-18:00 21:00-24:00

Elaboraron: Los Autores. La empresa tiene un promedio de 6 horas punta y 18 horas fuera de punta. Donde el costo de hora pico se toma el valor del ($221.68 kWh 10 )y lo multiplica por el consumo promedio (55kW) dando un costo de ($12192.4055), y el costo por cada hora no pico es el producto entre el consumo promedio (55 kW) por el valor del no pico ($207.706 kWh 8 ) y se obtiene el valor de ($11038.83). Se toma el valor del costo por cada hora pico ($12192.4055) y se multiplica por el número de horas pico diarias, que son seis (6) y da un valor de ($ 73154), y para horas no pico tomo el valor de ($11038.83) y se multiplica por las horas no pico diarias que son 18, y da un valor de ($198698.64). Se suman los valores de las horas pico y no pico y se obtiene el valor del costo por consumo diario ($271.853), y con este se calcula el consumo mensual y anual del medidor electrónico, el cual es de ($8`155.601.19) mensual, y el anual de ($97`867.214). Una vez se tienen los costos de consumo del medidor electrónico horas pico y no pico, mensual y anual, se analizan los datos correspondientes al medidor electromagnético, para calcular el ahorro que se obtiene instalando el medidor electrónico.

10 Tarifas de Energía Reguladas por la CREG Resolución 082



Como el medidor electromagnético no tiene la opción de multitarifa, la empresa comercializadora le da un valor igual en horas pico y no pico de ($207.21 kWh 8) donde tomando el consumo promedio del usuario que es de 55kW da un costo promedio por hora de ($11396.605). Con este valor promedio de hora se calcula el consumo diario de ($273.519), mensual de ($8´205.555.6) y anual de ($98´466.666.2). Para calcular el ahorro anual que se obtiene al instalar el medidor electrónico, se toma la diferencia entre el costo anual del medidor electrónico que es de ($97´867.214) y el del medidor electromagnético que es de ($98´466.666.2) dando un ahorro anual de ($599.452.92). Teniendo este valor hacemos el estudio del plazo de recuperación de la inversión y la tasa de rendimiento contable, en los cuales vemos que el tiempo de recuperación de la inversión que es de 5 años aproximadamente y la tasa de rendimiento contable equivale a un 20.96% anual. 4.5.1 Estudio para empresa comercializadora. Costo del medidor: $ 2´859.370 Costo rentabilidad: $ 599.453 anual Rentabilidad:

0.

. =+i

adrentabilidCmedidorC

Interés i = 20.96 % anual Elaboraron: Los Autores.



4.5.2 Arrendamiento del Medidor Electrónico ALPHA II por parte de la Comercializadora

Comercializadora: $2´859.370 Tasa descuento 30 %: $ 857.811 Costo neto $ 2´001.559 Tabla 6. Estudio Empresa Comercializadora

R (VPN) IN. IN R i n

400000 2001559 480.000 0,2 1 393.333,3333 566.400 0,2 2 393.333,3333 679.680 0,2 3 393.333,3333 815.616 0,2 4 393.333,6548 978.740 0,2 5 393.333,6548 1´174.488 0,2 6

SUMA R (VPN)

2´366.667,31 recuperación de la inversión 365.108,3097 Elaboraron: Los Autores.

11

21 )1()1(2)1(1 −−+

−− ++++++−= nn iRiRiRINVPN

IN: Inversión Inicial R: Canon de Arrendamiento i: Inflación n: Años R(VPN): Canon de arrendamiento en el Valor Presente Neto Fuente: BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, Fondo Educativo Panamericano, Colombia, 1998, 5 Ed.



La empresa comercializadora CODENSA S.A quiere saber que beneficios le trae, y en que tiempo recuperara su inversión si ella entrega en arriendo el medidor “ALPHA II” a los usuarios. Para esta parte del estudio tenemos que el ahorro anual es de $599.453 y mensual de $49.954 con estos datos y el valor del medidor hallamos el valor de la rentabilidad que es del 20.96% anual. Como la empresa comercializadora compra por lotes de medidores obtiene un descuento del 30% aproximadamente, por tanto la inversión inicial será de $2’001.559. El valor del arrendamiento del medidor es de $40.000 mensual, lo cual representa un valor de $480.000 al año, con un incremento anual del 20%; si tomamos este valor y lo llevamos a un VPN vemos que la inversión es recuperada a los 6 años, como se muestra en el flujo de caja. Leasing Mensual: $ 40.000 Tiempo de recuperación: 6 años Figura 12: Flujo de caja para Leasing.

Elaboraron: Los Autores, Tabla 6. Estudio Empresa Comercializadora



4.6 ANALISIS GLOBAL DE CURVAS DE CARGA DE LA EMPRESA 3M Tomando como ejemplo la curva de carga de la empresa 3M y observamos que la curva promedio de esta empresa no es lineal, observamos que uno de sus mayores consumos es en las horas punta de 09:00 a las 12:00 lo cual con lleva un mayor costo en el valor de la factura. Si observamos diferentes gráficas de las curvas de carga, vemos que hay algunos días que tienen una mayor producción que otros, si logramos hacer un traslado de trabajo de los días que tienen mayor producción a los días que tienen una menor producción podremos mejorar nuestra curva promedio mensual. Figura 13: Curva Promedio Mensual Empresa 3M

CONSUMO DE ACTIVA

0

10

20

30

40

50

60

1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00

h

kV

Serie1

Fuente: Matriz de Potencias Empresa 3M (Anexo G) Elaboraron: Los Autores



Figura 14: Consumo Reactiva Empresa 3M

CONSUMO DE REACTIVOS

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

h

kV

Serie1

Fuente: Matriz de Potencias Empresa 3M (Anexo G) Elaboraron: Los Autores El consumo de reactivos de la empresa se mantiene en un margen por debajo del 50% del consumo de energía activa, por lo cual no se ve reflejada en la factura mensual.



Figura 15: Análisis de Consumo de Energía Activa diaria a Plena Carga 2003/04/09

CONSUMO DE ACTIVA DIARIA PLENA

0

20

40

60

80

100

120

1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00

h

kW

CONSUMO DE ACTIVA DIARIA PLENA

Fuente: Matriz de Potencias Empresa 3M (Anexo G) Elaboraron: Los Autores. Figura 16: Análisis de Consumo de Energía Activa diaria a mínima Carga 2003/03/25

CONSUMO DE ACTIVA

0

1

2

3

4

5

6

7

8

1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00

h

kW

CONSUMO DE ACTIVA

Fuente: Matriz de Potencias Empresa 3M (Anexo G) Elaboraron: Los Autores, Matriz de Potencias Empresa 3M



En la figura 15 vemos la empresa a plena producción lo cual establece un rango elevado en las horas punta, donde se refleja en la factura incrementando su valor, mientras que en la figura 16 observamos que la empresa está trabajando a su mínima producción. Condicional a las figuras podemos analizarlas desde el punto de vista de carga para optimizar los rangos de producción, donde las curvas intervendrán de acuerdo a su mayor o menor producción. Figura 17: Análisis de Consumo de Energía Activa Total

CURVAS DE DEMANDA TOTAL

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00

h

kV

DIARIA PLENA INICIO

Fuente: Matriz de Potencias Empresa 3M (Anexo G) Elaboraron: Los Autores Como se puede observar, las curvas generalizan la producción de la empresa, mensualmente, donde se describe la totalidad del margen de horas de producción, con curva de plena, media y mínima carga.



Figura 18: Curvas Horas Punta

CURVAS HORA PUNTA

0

20

40

60

80

100

120

140

21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

D i a s

09:00 a.m. 10:00 a.m. 11AM

Fuente: Matriz de Potencias Empresa 3M (Anexo G) Elaboraron: Los Autores En la figura se observa la condición de horas punta en la producción de la empresa, donde se establecen de acuerdo a los rangos diarios.



4.7 CONCLUSIONES ANÁLISIS FINANCIERO Basados en el análisis cualitativo y cuantitativo del comportamiento de la relación B/C financiera de un proyecto de aplicación de medidores electrónicos en la red, con base a usuarios preferenciales dentro de la zona industrial, se pudieron obtener las siguientes conclusiones: ü El presente estudio arrojo resultados positivos a nivel económico, ya que

demuestra que es viable el medidor Alpha II de ABB dentro de los denominados usuarios preferenciales.

ü Se demuestra claramente que un usuario al instalar el medidor Alpha II de

ABB, recupera su inversión en un tiempo estimado de 5 años. ü Si la empresa comercializadora decide instalar por su cuenta el medidor

Alpha II de ABB, y lo entrega al usuario mediante la figura de Leasing, dicha comercializadora recuperará su inversión en 6 años.

ü El medidor Alpha II de ABB, permite a sus usuarios organizar las curvas de

instalación, mediante la opción “Multitarifa”. Así el usuario podrá incrementar su consumo en las horas no pico, donde el kWh; es más económico, que en las horas pico, logrando así una disminución en el costo de su factura, lo que permite la recuperación de la inversión en el menor tiempo posible.



5. CONCLUSIONES

Con el desarrollo del presente trabajo se cumplieron todos los objetivos propuestos, y los resultados encontrados son los que se exponen a continuación. ü Se determinaron los parámetros y variables del consumo de los usuarios

industriales que deban ser objeto de la medición para propósitos de mejoramiento del servicio en el sistema.

ü Se estableció una selección de equipos de medición, con las características más

adecuadas, de acuerdo con el requerimiento de las empresas distribuidoras y a los usuarios industriales.

ü Las diferencias encontradas entre los medidores electrónicos señalados, son por

su nivel técnico de aplicación, dependiendo del uso que se les vaya a de acuerdo a sus características.

ü Dentro de las condiciones de servicio se analizaron las resoluciones CREG

108/1997 y 082/2002, donde se demarca al usuario por su nivel de conexión, que a su vez será definido dentro del criterio de usuario preferencial para la empresa comercializadora CODENSA S.A.

ü La condición de monitoreo en estos equipos determina la efectividad que tiene

ante la red, y el uso prolongado del medidor electrónico en el servicio, ya que cuenta con un sistema de hardware y software muy actualizado.

ü El medidor Electrónico ALPHA II fue seleccionado debido a que cumple con

una serie de características técnicas muy avanzadas en los instrumentos de medición, cuenta con serie de aplicaciones muy útiles para el usuario, que a su vez es muy funcional para la empresa comercializadora.

ü El ALPHA II no es solo un medidor de energía, es también un analizador de

servicio, lo que lo hace mas funcional en la red, para el usuario y la empresa comercializadora de energía, ya que dispone de muchos instrumentos de chequeo y monitoreo, además cuenta con un sistema de comunicaciones muy completo, lo que permite manejar múltiples relaciones de calidad de servicio en el sistema.



ü En el análisis Técnico-Económico de la aplicación del medidor Electrónico ALPHA II se observo que tiene gran influencia para el mercado del usuario preferencial por su relación costo-beneficio.

ü La inversión que hace el usuario a instalar el medidor ALPHA II es netamente

aplicada a sus recursos, ya que en poco tiempo recupera su inversión y da así aplicación de un producto actualizado y nuevo en el mercado de telemedida, el cual resultará aplicable en tiempo futuro.

ü Para la empresa comercializadora la aplicación del medidor electrónico ALPHA

II es de beneficio tanto en sus recursos técnicos como económicos, analizándolo desde el punto de vista inversión-costo, dando por concluida las estimaciones a tiempo de vida útil del equipo como a costo presente de inversión.



BIBLIOGRAFIA

BACA, Guillermo. Ingeniería Económica, 1998, 5 Ed. CARBIA F, Gerardo. Medición de Energía y otros Parámetros Eléctricos basados en Sistemas Electrónicos, Encuentro de potencia IEEE, Montevideo, Uruguay, Octubre 1999. DIAGLE, Paul. Analog Devices Inc, Wilmington, Massachussets 1998. DONALD G, Fink. Manual de Ingeniería Eléctrica, Mc Graw Hill, 1989. KERSTETTER, Peter. ABB Automation Inc, 2000. MUÑOZ S., Andrea y LOPEZ G., Juan Manuel. Análisis Técnico Económico de Confiabilidad en el Sistema de Transmisión Nacional por Métodos Probabilísticos. Bogotá D.C., 2.001. Trabajo de Grado (Ingeniero Electricista). Universidad de La Salle. Facultad de Ingeniería Eléctrica. RUBIO B., Sandra Lisveth. Artículo “Regulación de la calidad del servicio de energía eléctrica” REVISTA MUNDO ELÉCTRICO No. 44. URIBE, Juan Pablo. Artículo “La calidad del servicio eléctrico” REVISTA MUNDO ELÉCTRICO No. 39. REGLAMENTO DE SERVICIOS DE CODENSA S.A ESP. SPAG CHAIN, Reinaldo. Preparación y Evaluación de Proyectos, 1994, 4 Ed. SIEMENS, Metering Ltd. Manual de Medidores Electrónicos, 1999.



REFERENCIAS INTERNET

APLICACIÓN DE MEDIDORES ELECTRONICOS. http..//www.esico.com CLIENTES PREFERENCIALES. http..//www.codensa.com.co Comisión Reguladora de Energía y Gas –CREG-. Resoluciones 108/1997, 082/2002. Ley 143 – 1994, Ley 142, Capítulo IV. MEDIDORES ELECTRONICOS. http..//www.siemensandina.com. MEDIDORES HOMOLOGADOS. http..//www.cidet.gov.co MEDIDORES ALPHA. http..//www.abb.com MEDICIONES ELECTRONICAS. http..//www.comulsa.cl IEEE. POTENCIA, INSTRUMENTACION Y MEDIDAS. http..//www.ieee.com NORMAS, RESOLUCIONES. http..//www.creg.gov.co RESOLUCIÓN CREG 131 de 1998. SYVAR 2000CE, software y Valor Agregado para Comercializadores de Energía, http..//www.inpel.com.co



Anexos



Fuente: Foto 1 Archivo DIRILEC, Montaje Medidor Electrónico ALPHA II ABB, Hangares SARPA S.A










ESTRATO (E)RANGO DE CONSUM0

(kWh-mes)Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh)

MODALIDAD (Todo consumo)

Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh)Subterráneo

($/kWh)

E1 0-200 103,6055 107,9225 93,9536 93,6481 98,7796 100,7853 E1 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706Más de 200 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

E2 0-200 124,3266 129,5070 112,7443 112,3777 118,5355 120,9424 E2 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

Más de 200 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

E3 0-200 176,1294 183,4683 159,7211 159,2018 167,9252 171,3350 E3 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

Más de 200 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

E4 Todo consumo 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706 E4 207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

E5 Todo consumo 248,6532 259,0140 225,4886 224,7554 237,0709 241,8847E5 y E6, Industrial y

Comercial248,6532 259,0140 225,4886 224,7554 237,0709 241,8847

E6 Todo consumo 248,6532 259,0140 225,4886 224,7554 237,0709 241,8847Exenta de

contribución207,2110 215,8450 187,9072 187,2962 197,5591 201,5706

Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh) Aéreo ($/kWh) Subterráneo ($/kWh)

SENCILLA Monomia 207,2110 215,8450 202,9146 211,5486 187,9072 187,2962 183,6108 182,9998 197,5591 201,5706 193,2627 197,2742

Punta 221,6801 231,3277 216,8793 226,5269 200,1100 199,4272 195,3092 194,6264 210,8951 215,3774 206,0943 210,5766

Fuera de Punta 200,7060 208,8493 196,6537 204,7970 182,4990 181,9227 178,4467 177,8704 191,6025 195,3860 187,5502 191,3337

SENCILLA Monomia 248,6532 259,0140 243,4975 253,8583 225,4886 224,7554 220,3330 219,5998 237,0709 241,8847 231,9152 236,7290

Punta 266,0161 277,5932 260,2552 271,8323 240,1320 239,3126 234,3710 233,5517 253,0741 258,4529 247,3132 252,6919

Fuera de Punta 240,8472 250,6192 235,9844 245,7564 218,9988 218,3072 214,1360 213,4445 229,9230 234,4632 225,0602 229,6004

Nocturna 263,0561 274,6332 257,2952 268,8722 237,1720 236,3527 231,4111 230,5917 250,1141 255,4929 244,3531 249,7320

Diurna 242,4121 252,1956 237,5437 247,3272 220,5382 219,8458 215,6698 214,9774 231,4752 236,0207 226,6067 231,1523

MEDIDA NIVEL 2 (11.4 y 13.2 kV)

MEDIDA NIVEL 3 (34.5 kV)

MEDIDA NIVEL 4 (57.5 y 115 kV)

($/kWh) ($/kWh) ($/kWh) Franja Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Indicador GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4

SENCILLA Monomia 174,8902 161,5930 134,3180 Punta 9:00-12:0018:00-21:00

9:00-12:0018:00-21:00

6:00-21:00 01:00-21:00 DESc: 3,0 5,0 7,0 9,5

Punta 185,4617 165,6989 134,9033Fuera

de Punta

00:00-09:0012:00-18:0021:00-24:00

00:00-09:0012:00-18:0021:00-24:00

00:00-06:0021:00-24:00

00:00-01:0021:00-24:00

FESc: 8 11 15 15

Fuera de Punta 170,2821 152,5495 131,5666

SENCILLA Monomia 209,8682 193,9116 161,1816

Punta 222,5540 198,8387 161,8840Generación

Gm,t

Transmisión

Tm,t

Pérdidas

PRn

Distribución

Dtn,m,tOtros costos Om,t

Comercializa-ción

Cm,tCUn,m,t

Fuera de Punta 204,3385 183,0594 157,8799 73,1497 17,5816 14,75% 106,4297 73,7913 5,7604 21,2296 207,2110

Nocturna 219,8304 200,6649 73,1497 17,5816 14,75% 106,4297 82,4253 5,7604 21,2296 215,8450

Diurna 205,7426 191,0789 73,1497 17,5816 14,75% 106,4297 69,4949 5,7604 21,2296 202,9146

Nocturna 200,6649 73,1497 17,5816 14,75% 106,4297 78,1289 5,7604 21,2296 211,5486

Diurna 197,5564 73,1497 17,5816 7,10% 97,6656 50,2346 5,7604 21,2296 174,8902

Madrugada 180,2788 73,1497 17,5816 5,06% 95,5670 39,0360 5,7604 21,2296 161,5930

73,1497 17,5816 3,53% 94,0513 13,2767 5,7604 21,2296 134,3180

TENSIÓN PRIMARIA NIVEL 2 INVERSIÓN COMPARTIDA ACTIVOS NIVEL 1

IND

US

TR

IAL

(*): No incluye en el Cargo por Uso de nivel 1 (Dt1) el componente de inversión (CDI1), conforme la Resolución CREG-082 de 2002

(**): Para la aplicación de la opciones tarifarias, se debe coordinar con CODENSA S.A ESP, las adecuaciones en los sistemas de medida del cliente que sean del caso.

Nivel 1 a 2 Subterráneo

Nivel 3

Nivel 4

Nivel 1 a 3 Aéreo

Nivel 1 a 3 Subterráneo

Nivel 2

HORAS DE APLICACIÓN OPCIONES TARIFARIAS POR NIVEL DE TENSIÓN (Res CREG-079 de 1997)

COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO -CU- ($/kWh), Resolución CREG-031 de 1997

Nivel 1 a 2 Aéreo

VALORES MÁXIMOS ADMISIBLES INDICADORES DESc y FESc(Período entre 1° de Julio y 30 de Septiembre de 2003)

TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ($/kWh)REGULADAS POR LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG)

SEPTIEMBRE DE 2003IN

DU

ST

RIA

L

Y

CO

ME

RC

IAL

OPCIONES HORARIAS (**)

SECTOR NO RESIDENCIAL NIVEL 1 (< 1 kV)

TENSIÓN PRIMARIA NIVEL 2 CON INVERSIÓN ACTIVOS NIVEL 1

TENSIÓN PRIMARIA NIVEL 3 CON INVERSIÓN ACTIVOS NIVEL 1

TENSIÓN PRIMARIA NIVEL 2 SIN INVERSIÓN ACTIVOS NIVEL 1 (*)

TENSIÓN PRIMARIA NIVEL 3 SIN INVERSIÓN ACTIVOS NIVEL 1 (*)

SE

CT

OR

RE

SID

EN

CIA

L

N

IVE

L 1

TRIPLE HORARIA


OF

ICIA

L


SECTOR NO RESIDENCIAL NIVELES 2, 3 Y 4

IND

US

TR

IAL

Y

CO

ME

RC

IAL

IND

US

TR

IAL

DOBLE HORARIA

DOBLE HORARIA

INVERSIÓN COMPARTIDA DE ACTIVOS NIVEL 1

SIN INVERSIÓN DE ACTIVOS NIVEL 1 (*)

OF

ICIA

L


TENSIÓN PRIMARIA NIVEL 3 INVERSIÓN COMPARTIDA ACTIVOS NIVEL 1

CON INVERSIÓN DE ACTIVOS NIVEL 1INVERSIÓN COMPARTIDA DE ACTIVOS

NIVEL 1CON INVERSIÓN DE ACTIVOS NIVEL 1SIN INVERSIÓN DE ACTIVOS NIVEL 1 (*)

ÁR

EA

S C

OM

UN

ES

N

IVE

L 1

G + T 1-PRn

INDUSTRIAS 3MMEDIDOR FECHA ACT 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00 TOTAL_ACTINDU3M00 '030321 ACT 9,9 10,56 9,96 10,32 9,84 10,32 10,5 24,24 25,08 24,78 19,74 37,08 53,1 53,46 53,7 44,34 12,42 12,06 12,54 12,24 10,68 10,26 10,08 9,84 497,04INDU3M00 '030322 ACT 10,02 9,72 9,18 8,64 8,34 8,58 9,24 12,78 10,02 10,08 9,48 9,96 11,76 9,48 10,86 6,9 0 8,34 10,02 10,26 9,6 7,56 8,82 9,3 218,94INDU3M00 '030323 ACT 9,48 9,36 9,48 9,54 9,66 9,66 9,84 12,42 13,68 12,72 12,24 14,4 13,92 14,94 12,66 8,58 9,24 10,86 12,48 9,24 8,58 8,46 8,46 8,52 258,42INDU3M00 '030324 ACT 8,34 7,74 7,44 7,14 6,96 6,9 6,78 6,66 6,42 6,6 7,26 6,6 6,54 7,26 7,08 7,32 6,78 6,24 6,3 6,24 6,3 6,24 6,42 6,18 163,74INDU3M00 '030325 ACT 6,3 6,24 5,76 6,18 6,06 6,12 6,18 6,48 6,18 6,3 6,84 6,3 6,72 7,2 7,32 7,38 6,66 6,3 6,66 6,36 6,24 6,12 6,18 6,12 154,2INDU3M00 '030326 ACT 6 6,06 6,06 6,12 5,88 5,52 6,78 7,92 7,86 9,18 8,52 9,12 8,7 10,08 13,56 35,52 23,28 7,74 6,96 6,96 6,66 7,2 6,84 6,6 225,12INDU3M00 '030327 ACT 6,6 6,54 6,66 6,54 6,6 6,54 6,54 7,86 8,34 8,64 9,06 13,14 14,58 34,86 16,68 7,62 7,08 7,02 6,84 7,2 7,32 6,96 6,84 6,84 222,9INDU3M00 '030328 ACT 6,9 6,96 6,96 6,72 6,6 6,66 6,66 6,84 7,2 7,44 6,96 7,26 7,62 7,38 7,32 7,62 7,38 7,2 7,32 7,44 7,5 7,44 7,86 8,22 173,46INDU3M00 '030329 ACT 9 10,08 10,68 10,86 11,1 10,92 10,74 10,86 11,28 11,28 11,04 11,64 11,7 11,4 11,7 11,94 11,28 11,1 11,04 10,98 10,98 11,04 11,1 11,22 264,96INDU3M00 '030330 ACT 10,68 11,22 10,44 11,1 10,98 11,04 11,1 10,86 10,86 11,46 11,4 11,1 11,22 11,52 11,58 11,46 12,06 11,76 11,16 11,1 11,04 11,16 11,16 11,1 268,56INDU3M00 '030331 ACT 11,04 11,04 11,22 11,04 10,8 10,92 10,92 10,92 11,58 11,52 11,22 11,4 11,76 11,94 11,64 11,28 11,16 11,28 11,16 11,1 11,04 11,16 11,34 11,16 269,64INDU3M00 '030401 ACT 4,86 10,44 10,44 9,96 9,84 9,78 10,98 14,58 13,56 13,62 12,36 21,36 15,36 19,74 14,16 6,3 6,54 7,44 6,9 6,6 6,42 6,18 6,12 5,94 249,48INDU3M00 '030402 ACT 5,4 5,22 5,1 4,86 4,38 4,5 12,24 42,48 14,82 11,46 20,4 22,68 23,04 21,72 28,92 26,64 22,5 19,02 13,02 4,5 4,38 4,5 4,38 4,44 330,6INDU3M00 '030403 ACT 4,44 4,5 4,5 4,5 4,38 4,5 13,14 17,64 9,84 38,04 81,06 110,46 86,04 90,78 103,62 65,52 63,3 50,76 8,16 8,22 8,94 9 7,62 7,68 806,64INDU3M00 '030404 ACT 7,14 6,9 7,56 6,9 7,14 7,26 17,52 37,92 20,94 23,88 59,7 69,3 70,02 70,5 88,92 108,96 106,74 50,28 15 14,22 12,42 10,56 10,2 9,42 839,4INDU3M00 '030405 ACT 9,18 9,78 9,12 8,76 8,28 8,22 21,24 63,42 96,06 103,8 99,48 103,56 89,82 107,76 107,04 104,4 101,28 31,26 7,98 7,68 7,2 7,02 6,12 6 1124,46INDU3M00 '030406 ACT 6,06 5,88 6 5,94 5,88 5,94 6,06 7,14 10,14 10,2 8,88 6,78 6,9 6,84 8,64 8,46 9,54 8,82 8,76 8,76 8,82 9,06 9 9,18 187,68INDU3M00 '030407 ACT 9,54 9,84 10,68 11,34 12,18 12,84 12,84 12,66 12,66 12,66 12,48 13,38 13,68 13,14 12,84 12,72 12,72 12,96 12,3 12,42 12,36 12,12 12,24 12,3 294,9INDU3M00 '030408 ACT 11,88 11,94 12,18 11,76 12,06 11,58 12,78 13,44 16,98 33,48 32,94 33,66 33,18 32,52 33,66 33,78 33,72 16,32 13,08 12,9 12,84 12,78 12,54 12,48 474,48INDU3M00 '030409 ACT 12,36 12,12 11,64 11,58 11,94 11,1 15,24 63,3 67,74 93,3 111,78 112,44 71,88 105,06 110,7 111,12 111,78 107,76 79,32 73,26 76,32 110,76 109,74 111,18 1713,42INDU3M00 '030410 ACT 70,5 86,94 117,06 92,04 84,42 110,22 85,02 111,48 108,96 110,64 104,58 108,18 73,56 104,1 110,52 102,78 68,82 69,3 74,58 80,76 80,52 78,3 78,54 78,48 2190,3INDU3M00 '030411 ACT 75,54 78,12 78,06 77,58 77,46 72,3 73,5 78,06 71,22 70,92 75,6 76,02 75,96 75,36 75,42 75,9 76,14 76,74 75,9 83,88 98,88 90,84 80,82 77,76 1867,98INDU3M00 '030412 ACT 74,94 77,52 76,62 77,28 73,62 62,7 62,34 74,52 78,06 77,28 78,12 78,6 72,42 72,06 72,9 77,04 78,12 77,7 79,44 80,4 78,78 78,9 76,92 77,64 1813,92INDU3M00 '030413 ACT 77,1 77,58 79,32 73,56 22,02 8,76 8,82 26,04 56,4 31,68 47,64 52,74 46,02 46,08 49,62 43,86 43,08 9,78 9,18 9 8,58 8,4 8,76 7,74 851,76INDU3M00 '030414 ACT 8,94 8,64 7,44 8,7 8,22 7,8 8,46 8,34 8,94 10,08 8,82 8,58 9,3 9,36 8,64 8,58 8,82 9,18 9,06 8,64 8,76 9,3 9,66 8,88 211,14INDU3M00 '030415 ACT 10,5 10,44 12 11,58 12,78 11,7 20,34 16,56 15,9 27,96 35,94 36,6 36 79,8 84,96 89,76 87 66,36 7,98 7,68 8,1 7,8 7,68 7,8 713,22INDU3M00 '030416 ACT 7,32 6,9 7,44 7,5 7,38 7,26 27,96 101,16 95,16 92,58 88,08 85,38 78,54 92,64 88,56 96,06 87,54 36,78 7,74 7,8 7,74 7,68 7,8 7,86 1060,86INDU3M00 '030417 ACT 7,56 7,2 7,5 7,38 7,44 7,32 29,04 75,6 98,4 97,02 96,66 96,66 82,56 95,34 100,08 79,32 71,82 46,08 25,14 24,3 23,1 22,62 21,6 21,36 1151,1INDU3M00 '030418 ACT 21,18 21 21,18 20,52 20,58 20,4 25,32 46,2 114,54 116,52 117,3 111,72 75,12 68,94 107,88 136,32 88,38 94,2 43,98 23,1 20,76 20,82 20,88 19,32 1376,16INDU3M00 '030419 ACT 19,92 20,1 19,2 20,04 19,62 19,26 21,66 36,48 39,66 38,22 42,06 58,56 53,34 45,24 54,48 36,3 10,92 9,96 10,38 10,44 9,48 9,66 9,78 8,94 623,7INDU3M00 '030420 ACT 7,74 8,16 7,44 7,92 7,14 6,9 7,56 7,44 7,38 8,1 8,4 8,34 9,12 9,42 7,32 7,98 8,46 8,22 8,64 7,44 8,76 8,34 8,34 9,48 194,04INDU3M00 '030421 ACT 10,56 9,84 11,4 10,92 12,54 10,74 12,3 11,4 12,54 12,84 11,7 12,42 12,54 11,64 13,32 13,2 11,58 12,42 9,42 11,22 9,6 10,86 9,9 10,26 275,16INDU3M00 '030422 ACT 10,62 10,2 10,86 10,56 10,26 10,92 38,76 65,04 88,86 86,94 83,34 84,66 62,16 91,8 123,66 122,58 125,52 124,98 105,54 114,96 126,18 125,94 83,34 54,6 1772,28INDU3M00 '030423 ACT 33,3 24,12 27,36 14,52 15,06 31,44 39,84 34,26 44,22 76,2 55,98 27,42 36,24 72,9 77,28 77,04 77,82 54,12 46,44 62,58 35,4 37,02 36,24 64,92 1101,72

600,84 618,9 653,94 609,9 547,44 556,62 678,24 1083 1221,48 1317,42 1407,06 1477,5 1290,42 1522,26 1647,24 1604,58 1419,48 1100,34 780,42 779,88 770,28 792,06 733,32 728,7618,2072727 18,7545455 19,8163636 18,4818182 16,5890909 16,8672727 20,5527273 32,8181818 37,0145455 39,9218182 42,6381818 44,7727273 39,1036364 46,1290909 49,9163636 48,6236364 43,0145455 33,3436364 23,6490909 23,6327273 23,3418182 24,0018182 22,2218182 22,0836364162,087273 164,347273226,787273 103,96727368,3072727 268,314545457,181818

REA 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00 TOTAL_REAREA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,48 0,42 0,54 0,54 0,48 0,54 0,6 3,6REA 0,54 0,54 0,54 0,6 0,54 0,6 0,54 1,14 1,02 0,9 0,78 1,08 1,26 0,96 0,72 0,54 0,54 0,6 0,72 0,6 0,6 0,6 0,54 0,6 17,1REA 0,6 0,54 0,54 0,54 0,48 0,54 0,54 0,48 0,54 0,48 0,54 0,54 0,48 0,54 0,48 0,54 0,48 0,48 0,42 0,48 0,48 0,42 0,48 0,48 12,12REA 0,48 0,48 0,42 0,48 0,42 0,48 0,48 0,42 0,48 0,42 0,48 0,42 0,48 0,54 0,54 0,54 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48 0,42 0,48 0,42 11,28REA 0,42 0,48 0,42 0,48 0,42 0,42 0,48 0,24 0,18 0,24 0,18 0,3 0,3 0,48 0,54 0,24 0 0 0 0 0 0 0 0 5,82REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0,12 0,42 0,48 0,42 0,42 0,36 0,48 0,72 0,84 0,72 0,6 1,86 1,14 1,02 0,9 0,36 0,36 0,24 0,24 0,18 0,24 0,24 0,24 0,18 12,78REA 0,18 0,18 0,18 0,18 0,12 0,12 0,84 3,48 0,72 0,66 1,68 2,04 2,1 1,68 2,46 2,22 1,92 1,74 0,96 0,18 0,12 0,12 0,12 0,18 24,18REA 0,12 0,12 0,18 0,12 0,12 0,18 0,84 1,44 0,66 2,82 6,9 1,2 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14,76REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0,06REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0,12REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,3 0,42 0,42 0,36 0,42 0,42 0,42 0,42 0,48 3,66REA 0,48 0,48 0,54 0,54 0,6 0,6 0,66 0,54 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,66 0,6 0,6 0,66 0,6 0,54 0,54 0,6 0,54 0,6 0,54 13,92REA 0,6 0,54 0,54 0,54 0,54 0,48 0,54 0,54 1,02 2,4 2,28 2,4 2,46 2,22 2,28 2,4 2,4 0,9 0,54 0,6 0,6 0,54 0,54 0,6 28,5REA 0,54 0,48 0,54 0,48 0,48 0,48 0,66 1,62 0 0 0,06 0,06 0 0 0,06 0,06 0,06 0 0 0 0 0 0,06 0 5,64REA 0 0 0 0 0 0,06 0 0 0,06 0 0,06 0 0,06 0 0,06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,3REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,06 0 0 0,12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,18REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0,06 0,06 0,12 0 0 0 0,12 0,3 0 0 0 0 0 0 0 0 0,66REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,36 0,42 0,6 0,48 0,54 0,48 0,54 3,42REA 0,54 0,48 0,6 0,54 0,54 0,54 0,18 0 0 0 0 0 0 0,06 0,18 0,12 0,18 0,06 0,06 0,06 0,12 0,06 0 0 4,32REA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,92 2,46 0,48 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,86

4,62 4,74 4,98 4,92 4,68 4,86 6,24 10,62 6,18 9,36 14,28 12,48 11,46 8,64 9 8,28 7,56 6,36 5,16 4,68 4,68 4,38 4,5 4,620,14 0,14363636 0,15090909 0,14909091 0,14181818 0,14727273 0,18909091 0,32181818 0,18727273 0,28363636 0,43272727 0,37818182 0,34727273 0,26181818 0,27272727 0,25090909 0,22909091 0,19272727 0,15636364 0,14181818 0,14181818 0,13272727 0,13636364 0,14

Hoja1

CONTADOR NUEVO

INVERSION INICIAL USD 1000 TRM: $ 2859,37(Costo del Contador) $ 2859370 DTF: 7,83% E.A.


55 Kw / HORA

HORA PICO 221,6801 $ / Kw / Hora Consumo Promedio 6 horasHORA NO PICO 200,706 $ / Kw / Hora Consumo Promedio 18 horas

COSTO POR CADA HORA PICO 12192,4055 $ / HoraCOSTO POR CADA HORA NO PICO 11038,83 $ / Hora

18 Horas 73154,4 $ 6 HORAS PICO271853,4 $ 198699 $ 18 HORAS NO PICO


$ 8155601,19 $ 97867214COSTO X CONSUMO ANUAL

AHORRO MENSUAL $ 49954,41

AHORRO ANUAL $ 599452,92

PLAZO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (PAYBACK)

P = ? P = Plazo de recuperación de la inversiónA = $2.859.370R = $ / AÑO P = 4,76996592 AÑOS

EL PLAZO APROXIMADO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN SON 7 MESES

TASA DE RENDIMIENTO CONTABLE

TRC = ? TRC = 0,2096451 20,9645 %A = $2.859.370R = $599452.92 / AÑO


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Hoja1

CONTADOR VIEJO

INVERSION INICIAL USD 0 TRM: $ 2859,37(Costo del Contador) $ 0


55 Kw / HORA

HORA PICO 207,211 $ / Kw / Hora Consumo Promedio 6horasHORA NO PICO 207,211 $ / Kw / Hora Consumo Promedio 18 horas

COSTO POR CADA HORA PICO 11396,605 $ / HoraCOSTO POR CADA HORA NO PICO 11396,605 $ / Hora

18 Horas 68379,6 $ 6 HORAS PICO273519 $ 205139 $ 18 HORAS NO PICO


$ 8205555,6 $ 98466667COSTO X CONSUMO ANUAL

AHORRO MENSUAL $ 0

AHORRO ANUAL $ 0


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Se tiene el gusto de invitar a la sustentación del trabajo de grado titulado

ANALISIS TECNICO ECONOMICO DE LA CONEXIÓN DE MEDIDORES ELECTRONICOS EN LA RED PARA USUARIOS

PREFERENCIALESRealizado por :Jesús Alberto Rodríguez L.Salomón Fabián Rincón S.

Que se llevara a cabo en:LUGAR: Audiovisuales Aula II

DIA: Martes 18 de Noviembre 2003

HORA: 10:00 a 12:00 am

Director de Tesis: Ing. Diego Llanos

Jurados calificadores:Ing. Laurencio SilvaIng. Oscar Florez

Documents

Análisis técnico económico de la conexión de medidores