HOJA DE FORMALIZACIÓN - campusdcor.cfe.mx

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PESED PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN

SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (PESED)

CLAVE: PE-D1300-003

REVISIÓN: 01 FECHA DE ELABORACIÓN

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ÍNDICE

PRÓLOGO ................................................................................................................................... 1

MARCO JURÍDICO ...................................................................................................................... 4

OBJETIVO ................................................................................................................................... 6

ALCANCE .................................................................................................................................... 7

POLÍTICAS .................................................................................................................................. 8

NORMAS ...................................................................................................................................... 9

DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO .................................................................................... 11

DIAGRAMA DE FLUJO ............................................................................................................. 14

MECANISMOS DE CONTROL ................................................................................................... 15

FORMATOS ............................................................................................................................... 16

CONTROL DE CAMBIOS .......................................................................................................... 31

GLOSARIO ................................................................................................................................ 32

LISTA DE DISTRIBUCIÓN DE MANUALES. ............................................................................. 34

ANEXOS .................................................................................................................................... 35




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1.- PRÓLOGO De la experiencia obtenida en la implementación de los programas especiales de reducción y control de pérdidas de energía a nivel nacional, se desprende la imperiosa necesidad de tener un seguimiento sistemático y una evaluación periódica del mismo. Para el caso particular del Sistema Eléctrico de Distribución (SED), cuyo esquema básico se muestra en la Figura 1, se ha comprobado que solamente a través del cálculo de las pérdidas de energía en cada componente de los subsistemas, se pueden efectuar acciones que permitan mejorar los resultados.

Figura 1.- Representación esquemática de los principales componentes y subsistemas de un

Sistema Eléctrico de Distribución (SED). Este procedimiento contempla el modelo adoptado por CFE para la reducción y control de pérdidas de energía en el SED que se muestra en la Figura 2., además incorpora métodos de cálculo para las pérdidas de energía en cada componente y utiliza un enfoque moderno para el cálculo de pérdidas de energía en el conjunto red secundaria – acometida – medidor, en base en el muestreo estadístico de la medición del perfil de carga obtenido en el secundario de los transformadores de distribución, que mejora la estimación de las pérdidas de energía en este componente.

USUARIOSAT

M

OTRASZONAS

USUARIOSMT

OTRASDIVISIONES

IMP.EXP.

P.E.

M M M M

OTRASZONAS

OTRASDIVISIONES

IMP.EXP.

P.E.




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Figura 2.- Proceso de reducción y control de pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico de

Distribución (SED). Las pérdidas técnicas se clasifican en; pérdidas de líneas de alta tensión en distribución, transformadores de potencia, circuitos de distribución de media tensión, transformadores de distribución, redes de baja tensión, acometidas y medidores, a su vez las pérdidas no técnicas corresponden aquellas que se originan en el proceso comercial y de medición. Tal como se muestra en la Figura 3, una vez que se clasifican las pérdidas en técnicas y no técnicas, es posible conocer si los mayores problemas se presentan en la operación o en la administración del sistema. Esta clasificación es de utilidad para establecer los mecanismos de control y evaluación necesarios, así como para mejorar la planificación, diseño y operación del SED lo que permite identificar las áreas de oportunidad para la inversión en programas específicos de reducción de pérdidas.

Paso 5Implementación de Estrategias

¿ Cómo se controla y evalúa el

resultado ?

¿ Cuálesson las

alternativas?

Herramientasde Planeación

Paso 1Base de

datosSED

Costo dePérdidas

Costo de Tecnología

Equipos

Metodología

Paso 3EvaluaciónTécnica -

Económica

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3

Alternativa n

Paso 4Desarrollo

deEstrategias

¿ Cuáles son los costos del

SED ?

¿ Cuáles son las pérdidas del SED ?

¿ Cómo está la base de datos

del SED ?

Paso 2Determinación

de pérdidas por

componente




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Figura 3.- Estructura básica del Sistema de Base de Datos – SIPER.

Depto. Planeación Depto. Medición

Pérdidas TécnicasPérdidas

NoTécnicas

PérdidasLíneas

AT

PérdidasS.E.’sAT/MT

PérdidasLíneas

MT

PérdidasTrafo´sMT/BT

PérdidasLíneas

BT

PérdidasAcometidas

PérdidasMedidores

PérdidasNo

Técnicas

ADMINISTRADOR DE INFORMACION(ESTRUCTURA DE ALIMENTACIÓN Y RECUPERACIÓN)

ArchivoLíneas

AT

ArchivoTrafo´sAT/MT

ArchivoLíneas

MT

ArchivoTrafo’sMT/BT

ArchivoLíneas

BT

ArchivoAcometidas

ArchivoMedidores

ArchivoMedición




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2.- MARCO JURÍDICO

LEYES • Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

DOF. 27-12-1983, ultima reforma DOF: 22-12-1993. • Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

DOF. 01-07-1992, ultima reforma DOF, 30-04-2009. REGLAMENTOS

• Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. DOF: 31-05-1993, ultima reforma DOF 25-05-2001. NORMAS

• Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (utilización). DOF. 13-03-2005.

• Norma Oficial Mexicana NOM-002-SEDE-2007, Requisitos de Seguridad y Eficiencia Energética para Transformadores de Distribución. DOF: 17-06-2009.

• Norma Oficial Mexicana. NMX-J-116-ANCE-2005, Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación. DOF. 12-05-2005.

• Norma Oficial Mexicana NMX-J-285-1-ANCE-2005, Transformadores de distribución tipo pedestal, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea. Especificaciones. DOF: 15-03-2006

• Norma Oficial Mexicana NMX-J-287-1998-ANCE, Transformadores de distribución tipo sumergible, monofásicos y trifásicos para distribución subterránea. Especificaciones. DOF: 03-05-1999

• Norma Oficial Mexicana NMX-J-284-ANCE-2006, Transformadores de Potencia. Especificaciones. DOF: 26-04-2006




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PROCEDIMIENTOS, ESPECIFICACIONES Y OTROS

• Procedimiento para la Elaboración del Balance de Energía MED-7001, Grupo de Trabajo para el Análisis de Pérdidas de Energía Eléctrica (GTANPER). Comisión Federal de Electricidad. Noviembre 1998.

• Especificación CFE-G0000-48. Medidores multifunción para sistemas eléctricos. Noviembre de 1999.

• Procedimiento para la Elaboración del Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución. Subdirección de Distribución. Septiembre de 2005.

• Procedimiento de Estudios de Planeación a Corto Plazo. Diciembre de 2000.

• Cálculo de Pérdidas de Energía Atribuibles a los Subprocesos de Medición y Comercial. Gerencia Comercial, circular No. 323.01-416. Mayo de 1994.

• Programa para Estimar Pérdidas Técnicas en el Sistema de Distribución. Subdirección de Distribución. Agosto de 1995.

• Guía para Planeación de los Sistemas Eléctricos de Distribución PLA0600. Subdirección de Distribución. Agosto de 2001.

• Guía de Calidad de Energía CFE-L0000-70 Enero de2010.

• Especificación K-0000-05. Transformadores trifásicos tipo sumergible de 300 kVA y 500 kVA para distribución subterránea. Diciembre de 2007.

• Especificación K-0000-07. Transformadores Trifásico tipo pedestal hasta 300 kVA y 500 kVA para distribución subterránea. Diciembre de 2007.

• Especificación K-0000-08. Transformadores trifásicos tipo pedestal hasta 225 kVA para distribución subterránea. Noviembre de 2007.

• Especificación K-0000-19. Transformadores monofásicos tipo sumergible hasta 100 kVA para distribución subterránea. Diciembre de 2007.

• Especificación K-0000-22. Transformadores trifásicos tipo sumergible hasta 225 kVA para distribución subterránea. Noviembre de 2000.




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3.- OBJETIVO Establecer una metodología para el cálculo y evaluación de las pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico de Distribución (SED), aplicando modelos matemáticos diseñados de acuerdo a las características de cada componente, con el propósito de identificar en el corto plazo las pérdidas que más aportan al índice, definir estrategias y áreas de oportunidad que contribuyan a mejorar la eficiencia del SED.




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4.- ALCANCE Este procedimiento es de aplicación en el ámbito de todas las Divisiones de Distribución que conforman la Subdirección de Distribución, aplica exclusivamente a los componentes del sistema eléctrico de distribución a que refiere este procedimiento.




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5.- POLÍTICAS 5.1 Asegurar que el valor determinado de pérdidas de energía para cada componente del

Sistema Eléctrico de Distribución, presenten características de objetividad, veracidad y oportunidad, cumpliendo con la legislación y normatividad vigente.

5.2 Integrar en una sola base de datos la información de los análisis del comportamiento de las pérdidas, a fin de facilitar la toma de decisiones para su reducción.

5.3 Las áreas comerciales y de distribución establecerán las interfaces necesarias que garanticen el flujo oportuno de información entre el Sistema de Pérdidas (SIPER) y los sistemas informáticos relacionados con el proceso, tales como; FeederAll, SynerGEE, PSS/E, SICOM, DMED, SIMOCE, SIBE, entre otros.

5.4 En los casos que no sea posible contar con la medición de toda la muestra, las pérdidas de baja tensión pueden calcularse de forma teórica de acuerdo a lo establecido en este procedimiento.

5.5 Con el propósito de disponer de manera oportuna las mediciones en los bancos de distribución, para el cálculo de las pérdidas de baja tensión, es conveniente establecer un programa permanente de instalación de equipos de medición en base al tamaño de las muestras calculadas por estrato.




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6.- NORMAS 6.1 El cálculo y determinación de las pérdidas de energía eléctrica en el Sistema de Alta

Tensión (SEDAT), se debe realizar a nivel de Zona en base a las mediciones obtenidas en los puntos entrega-recepción y la medición registrada en los bancos o alimentadores de las subestaciones de distribución (de alta a media tensión), de acuerdo con la metodología de cálculo establecida en este procedimiento.

6.2 Para efectos del punto 6.1, se deberá contar con la medición de perfil de carga en el lado

de media tensión de cada uno de los transformadores de potencia de las subestación de distribución (de alta a media tensión) que conforman el SED.

6.3 El cálculo y determinación de pérdidas de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico de

Distribución en Media Tensión (SEDMT), se debe realizar a nivel de Zona de Distribución, con base en las lecturas de los medidores instalados en los alimentadores de los circuitos de media tensión, de acuerdo con la metodología de cálculo establecida en este procedimiento.

6.4 Para efectos del punto 6.3, se deberá contar con la medición de perfil de carga en cada

uno de los alimentadores de media tensión de las subestación de distribución considerando que esta debe ser de tres elementos (3 TP’s y 3 TC’s).

6.5 La medición de las subestaciones de distribución se obtendrá preferentemente a partir de

la base de datos del SIMOCE, y es responsabilidad del departamento de Ingeniería de Servicios al Cliente la toma de las lecturas mensuales a los medidores de las subestaciones de distribución en tanto no se cuente con dicho sistema operando en esas instalaciones. Considerando que las lecturas se deben consultar el día primero de cada mes y obtener el reporte desde el día primero a las 0:05 horas hasta el día último del mes a las 24:00 horas.

6.6 Es responsabilidad del departamento de Ingeniería de Servicios al Cliente la toma de las

lecturas mensuales en las fronteras entre áreas, así como en clientes de alta tensión. 6.7 La instalación, programación y verificación de los equipos de medición, es responsabilidad

del personal del área de Ingeniería de Servicios al Cliente, de acuerdo al procedimiento MED 7004.

6.8 La instalación y verificación de las redes de comunicación, equipos concentradores de

subestaciones del SIMOCE, es responsabilidad del personal de Control y comunicaciones de Zona.

6.9 Es responsabilidad del departamento de Informática Divisional mantener permanente la

disponibilidad e integridad de la base de datos del servidor divisional del SIMOCE. 6.10 El cálculo y determinación de pérdidas de energía eléctrica en el Sistema Eléctrico de

Distribución de Baja Tensión (SEDBT), se debe realizar a nivel de Zona de Distribución, con base en el muestreo estadístico de las mediciones del perfil de carga en el lado de




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baja tensión de los transformadores de distribución MT/BT y de la energía medida en cada uno de los servicios de baja tensión que conforman su área de influencia, una vez aplicado el programa de ruta limpia.

6.11 Las pérdidas no técnicas se determinarán a partir de la diferencia entre las pérdidas totales

registradas en el balance de energía año móvil y las pérdidas técnicas. 6.12 El responsable de elaborar el balance de energía eléctrica a nivel divisional es la jefatura

de departamento de ingeniería de servicios al cliente. 6.13 Los responsables de efectuar los estudios para obtener los valores de pérdidas técnicas y

no técnicas son los jefes de departamento de Planeación y de Ingeniería de Servicios al Cliente, respectivamente, mismo que será revisado y validado por el superintendente de Zona mediante su liberación en el Sistema SIPER.

6.14 Los responsables de efectuar en forma conjunta la consolidación de los datos básicos de

zona, que se utilizan para el cálculo y determinación de las pérdidas de energía eléctrica a nivel divisional, son las Subgerencias de Distribución, Comercial e Ingeniería de Servicios al Cliente.

6.15 Para el cálculo de las pérdidas técnicas y el registro de las pérdidas no técnicas se utilizará

el Sistema de Pérdidas (SIPER) del Sistema Integral Administración Distribución (SIAD). 6.16 Es responsabilidad de los departamentos de Distribución de Zona mantener actualizada en

el sistema SIAD, la base de datos del catálogo de líneas de alta tensión, transformadores de potencia y circuitos de distribución.

6.17 Es responsabilidad de los departamentos de Distribución de Zona, actualizar

mensualmente el inventario de transformadores de distribución del SIAD, así como la asignación de su dirección eléctrica correspondiente.

6.18 Es responsabilidad de los departamentos de Distribución de Zona y el administrador

Divisional del SIAD, actualizar mensualmente la información de los clientes de media tensión y sus demandas respectivas en el módulo de clientes del SIAD, así como la asignación de su dirección eléctrica correspondiente. El jefe del departamento Comercial de Zona proporcionará los archivos de explotación del SICOM requeridos para esta actividad.

6.19 Es responsabilidad de los departamentos de Planeación de zona Actualizar mensualmente

la información que debe cargarse en el Módulo de Mercado Eléctrico del SIAD de las mediciones de transformadores de potencia y circuitos de distribución.




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7.- DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO No. RESPONSABLE ACTIVIDAD

01 Ingeniería de

Servicios al Cliente

Realizar mediciones de potencia y energía en: a) Fronteras eléctricas de los niveles de alta tensión con las áreas

de generación y transmisión. b) Fronteras eléctricas en los niveles de alta y media tensión entre

Zonas de Distribución de la propia División y entre Divisiones. c) Clientes en tarifas HS y HT. d) Clientes en tarifas OM y HM. e) Permisionarios de energía conectados en alta, media y baja

tensión. f) Muestras típicas del conjunto transformador-red secundaria.

02 Ingeniería de Servicios al Cliente

Analizar y capturar en el Sistema de Balance de Energía (SIBE) y Facturación de Tarifas Horarias (FACTHOR) las mediciones a nivel Zona que se obtuvieron en la actividad 01, excepto las mediciones de las tarifas OM que se envían directamente a SICOM.


Generar archivos de perfiles de carga de los elementos que no están monitoreados a través del SIMOCE (líneas de alta tensión, transformadores de potencia y circuitos de media tensión), así como las correspondientes a las muestras típicas de redes de distribución.

04 Planeación de Zona

Obtener a través del SIMOCE y de los archivos de perfiles de carga, las mediciones de potencia y energía de los siguientes elementos: a) Líneas de alta tensión. b) Transformadores de potencia de subestaciones AT/MT. c) Circuitos de distribución de media tensión.


Consolidar, analizar y capturar en el Mercado Eléctrico DMED del SIAD las mediciones a nivel Zona de; transformadores de potencia de subestaciones AT/MT y circuitos de distribución de media tensión que se obtuvieron en la actividad 04


Calcular las pérdidas de potencia en demanda máxima coincidente de Zona para cada una de las líneas de alta tensión de distribución, utilizando el programa PSS/E.


Calcular mediante el simulador de sistemas eléctricos de distribución las pérdidas de potencia en demanda máxima por circuito en los niveles de tensión de 1 kV a 34,5 kV.




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No. RESPONSABLE ACTIVIDAD


Estimación de pérdidas de energía en baja tensión a partir de las mediciones realizadas en la red secundaria o por cálculo de las pérdidas de potencia mediante el simulador de sistema eléctrico de distribución.


Utilizando los resultados de pérdidas de potencia obtenidos en las actividades 06, 07 y 08 además de los que se generan de forma automática en el SIPER, capturar y calcular las pérdidas técnicas de energía en cada uno de los siguientes componentes:

a) Conjunto Línea de Alta Tensión – Subestación AT/MT, de acuerdo con metodología descrita en el Anexo 1.

b) Transformadores de las subestaciones AT/MT de acuerdo con metodología descrita en el Anexo 2.

c) Líneas de alta tensión de acuerdo con metodología del Anexo 3. d) Circuitos de media tensión de acuerdo con metodología descrita

en el Anexo 4. e) Subestaciones MT/MT de acuerdo con la metodología del

Anexo 5. f) Transformadores de distribución con base a la metodología

descrita en el Anexo 6. g) Redes de baja tensión de acuerdo con metodología descrita en

el Anexo 8.


Capturar y calcular las pérdidas técnicas de baja tensión de los estratos no medidos, en cada uno de los siguientes componentes del SED utilizando el SIPER. a) Acometidas Anexo 9. b) Medidores, de acuerdo con las metodologías descritas en el

Anexo 10.


Capturar en SIPER cantidad de medidores instalados en los servicios de media tensión y calcular en el mismo sistema las pérdidas técnicas de estos elementos.


Determinar el volumen de pérdidas no técnicas para media y baja tensión.


Calcula y captura en SIPER la contribución por causa de pérdidas no técnicas, de acuerdo con la metodología descrita en el Anexo 13.


Generar los reportes de pérdidas técnicas y no técnicas, enviar a la Superintendencia de Zona para su aprobación de acuerdo a los formatos indicados en los mecanismos de control de este procedimiento.




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No. RESPONSABLE ACTIVIDAD

15 Superintendencia de

Zona

Revisa y aprueba el estudio de pérdidas de Zona, y envía a la Subgerencia de Distribución y a la Subgerencia Comercial

16

Ingeniería de Servicios al Cliente

Divisional

Revisa y valida los datos de pérdidas no técnicas por subsistema de cada una de las Zonas de Distribución y en caso de existir errores genera las observaciones correspondientes a la Superintendencia de Zona para su corrección.

17 Planeación Divisional

Revisa y valida el estudio de pérdidas técnicas de cada una de las Zonas de Distribución y en caso de existir errores generar las observaciones correspondientes a la Superintendencia de Zona para su corrección.

18 Planeación Divisional

Genera el estudio de pérdidas técnicas y no técnicas de la División, utilizando el sistema de pérdidas SIPER y lo envía a la Gerencia Divisional para su aprobación.

19 Gerencia Divisional

Revisa, aprueba y envía el estudio de pérdidas a la Subdirección de Distribución, marcando copia a las Coordinaciones de Distribución y Comercial.

20

Gerencias de Planeación y de


Revisan y validan el resultado de las pérdidas técnicas y no técnicas por subsistema de cada una de las Divisiones de Distribución y en caso de existir anomalías, envían éstas para su corrección a la Gerencia Divisional que corresponda.

21

Gerencias de Planeación y de


Aprueba, integra y elabora el resumen de pérdidas del Sistema Eléctrico de Distribución a nivel Nacional y reportan a las diferentes áreas de CFE y entidades del gobierno federal.




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8.- DIAGRAMA DE FLUJO

Gerencia DivisionalSuperintendencia de Zona

Depto. Ingeniería de Servicios al Cliente

DivisionalDepto. Planeación Zona Depto. Planeación

Divisional

Gerencia Ingeniería de Servicios al

Cliente

Gerencia Planeación

Depto. Ingeniería de Servicios al Cliente Zona

Inicio

Mediciones Potencia y Energía en fronteras

eléctricas, Permisionarios y clientes de AT y MT 01

Analizar y capturar (SIBE y FACTHOR) las

mediciones de la actividad 01

Consolidar, analizar y capturar (DMED) mediciones de Trf AT/MT y Ctos. MT

05

Calcular pérdidas de potencia por circuito MT

Calcular pérdidas de potencia por

LATD

Calcular y capturar en SIPER las pérdidas de

energía en LATD, Ctos., TRP, LD,

TRD, RD.

Capturar y calcular en SIPER las pérdidas

técnicas de los medidores instalados en

servicios de MT

Revisar estudio de

pérdidas no técnicas de la

Zona

Validar estudio

Validar estudio

Revisar estudio de pérdidas

técnicas de la Zona

si

Revisar estudio de pérdidas

técnicas de la División

Validar estudio

Validar estudio

Revisar estudio de

pérdidas no técnicas de la

División

5

Fin

Aprobar, integrar estudio de pérdidas del Sistema Eléctrico de Distribución a

nivel Nacional

06

07

Estimar pérdidas en muestras de redes de baja

tensión08

09

11

Determinar y capturar el volumen

de pérdidas no técnicas para MT y

BT. 12

Aprobar estudio de

pérdidas de la Zona

Reporte de pérdidas

de la Zona

2

Reporte de observaciones

de Oficinas Divisionales

no

16

Capturar volúmenes de

energía en SIPER de la contribución por causa a las

pérdidas no técnicas.

17

no

si

3 3

3

1

2

1

4

Aprobar y enviar reporte de

pérdidas de la División

19

4

Reporte de pérdidas de la División

5

5

20

6

no

6

no

20

si si

6

Reporte de observaciones

de Oficinas Nacionales

2

7

7

2

21

15

13

15 y 16

Obtener del SIMOCE y de los archivos de perfil

de carga, las mediciones de LATD, Trf. AT/MT y

Ctos. MT

Capturar y calcular en SIPER las pérdidas

técnicas en acometidas y medidores

de las muestras de baja tensión no medidas. 10

02

04

7

Genera Reporte de pérdidas técnicas y

no técnicas

14 Reporte de pérdidas de

Zona

Genera resumen del estudio de

pérdidas técnicas y no técnicas de la División con

SIPER18

Reporte de pérdidas

técnicas y no técnicas de la División

Mediciones de perfil de carga de líneas AT,

Transf. AT/MT, circuitos MT y redes de BT no

monitoreados en SIMOCE, generar perfiles de carga 03




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9.- MECANISMOS DE CONTROL

ACTIVIDAD DE CONTROL

INSTRUMENTO DE CONTROL RESPONSABLE DE LA ACTIVIDAD

Balance de Energía información de MW y MWH, en fronteras eléctricas, permisionarios, usuarios de alta y media tensión Análisis de resultados de pérdidas técnicas por componente del SED Análisis de pérdidas no técnicas de zona Análisis de pérdidas técnicas de zona

Análisis de pérdidas técnicas y no técnicas a nivel divisional

Sistemas SIBE y FACTHOR Reportes de análisis PERLAC, PERTSED, PERCID, PERBTM, PERBTC, PERTROD Reporte de pérdidas no técnicas FORMATO 2 Reporte de pérdidas técnicas PERTEC Reporte de pérdidas técnicas y no técnicas PERAB y PEREL

Medición de Zona o de Ingeniería de Servicios al Cliente Departamento de Planeación Departamento de Medición divisional o de Ingeniería de Servicios al Cliente Departamento de Planeación divisional Gerencia de Planeación y Gerencia de Ingeniería de Servicios al Cliente




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10.- FORMATOS




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FORMATO 1

ESTADÍSTICA DE TRANSFORMADORES DE MT/BT Capacidad

[kVA] Voltaje

[kV] Fases Cantidad Pérdidas Hierro Ph

Pérdidas Cobre Pcu




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FORMATO 2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

ANÁLISIS DE CAUSAS

C O N C E P T O AÑO ANTERIOR AÑO ACTUAL MWh % MWh %

Asentamientos Irregulares (1) (2) EPAI (3) (4)

Intervención Equipo Medición EPIEM

Derivaciones Ocultas EPDO

Servicios Directos sin Contrato

EPSDSC

Usos Ilícitos EPUI

Mala Calidad Medidores EPMCM

Errores de Medición EPEM

Fallas de Medición EPFM

Errores de Incorporación SICOM

EPEISF

Estimaciones EPE

Errores de Facturación EPEF

Medidores Obsoletos EPMO

Reportes AC. no Atendidos EPRACNA

T O T A L EPnt 100 EPnt 100

GUIA DE LLENADO DEL FORMATO 2 1).- Se anota la cantidad de KWh de pérdida de cada concepto de la primera columna, del año

anterior. 2).- Se anota el porcentaje que representa la cantidad de KWh de pérdidas de cada concepto

con respecto a la suma total de KWh de todos los conceptos, del año anterior. 3).- Se anota la cantidad de KWh de pérdidas de cada concepto de la primera columna, del año

actual. 4).- Se anota el porcentaje que representa la cantidad de KWh de pérdidas de cada concepto

con respecto a la suma total de KWh de todos los conceptos, del año actual.




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FORMATO 3 PÉRDIDAS DE POTENCIA POR TIPO DE MEDIDOR

DE ESTADO SÓLIDO Marca de Medidor T i p o Watts / Medidor

(1) (2) (3)

GUIA DE LLENADO DEL FORMATO 3

1. Marca del medidor de estado sólido 2. Tipo de medidor de estado sólido 3. Pérdida de potencia por medidor, en unidades de Watts / Medidor




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FORMATO 4

REGISTRO DE LECTURAS DE MEDICIÓN EN BANCOS DE DISTRIBUCIÓN

ÁREA ETAPA I ETAPA II PÉRDIDAS TOTALES [ kWh ]

DEMANDA[ kW ]

ENERGÍATOTAL[ MWh ]

CONSUMOTOTAL

USUARIOS[ MWh ]

PÉRDIDAS [ kWh ]

DEMANDA[ kW ]

ENERGÍATOTAL[ MWh ]

CONSUMOTOTAL

USUARIOS[ MWh ]

PÉRDIDAS [ kWh ]

TÉCNICAS NO TÉCNICAS




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FORMATO 5

REGISTRO DE MEDICIONES EN LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN

SUBESTACIÓN NÚMERO DE LÍNEA

VOLTAJE[ kV ]

LONGITUD[ kV ]

DEMANDAMÁXIMA

[ kW ]

ENERGÍAENTREGADA

[ MWh ]

ENERGÍARECIBIDA

[ MWh ]

FACTOR DE

POTENCIA[ % ]

PÉRDIDAS TOTALES

[ kW ] MWh




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PERT

SED

REPO

RTE

DE P

ÉRDI

DAS

EN T

RANS

FORM

ADOR

ES D

E SU

BEST

ACIO

NES

DE D

ISTR

IBUC

IÓN

SUBE

STAC

IÓN

BANC

O

ENER

GÍA P

ERDID

ARE

LACI

ÓN

DETR

ANSF

.[k

V/kV]

DEMA

NDA

[kW

]

CONS

UMO

ANUA

L[k

Wh]

CAPA

CIDA

DIN

STAL

ADA

[ kVA

]

FACT

ORDE

POTE

NCIA

FACT

ORDE

CARG

A

FACT

ORDE

UTILI

ZACI

ÓN

PASO

DE

ENFR

IAMI

ENTO

PÉRD

IDAS

DEFIE

RRO

[ W]

PÉRD

IDAS

DECO

BRE

[ W]

POTE

NCIA

PE

RDID

A[ k

W ]

[ kWh

][ %

]




Hoja 23 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

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LAC

REP

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RD

IDA

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A T

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m]

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%




Hoja 24 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

PERT

ROD

REPO

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]

PÉRD

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Wh]




Hoja 25 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

PE

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]




Hoja 26 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

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[ km

]




Hoja 27 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

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[ kVA

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OR

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[km

]




Hoja 28 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

PER

TEC

REP

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(AT-

MT)

TOTA

L

kWh

%kW

h%

kWh

%kW

h%

kWh

%kW

h%

kWh

%




Hoja 29 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

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L

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GÍA

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EBE

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)

LÍNEAS

MEDIDORES

PÉRDIDASTÉCNICAS

PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

TOTAL DEPÉRDIDAS

TRANSF.AT/MT

CIRCUITOS

MEDIDORES

PÉRDIDASTÉCNICAS


TOTAL DEPÉRDIDAS

TRANSF.CFE

REDESSEC.COMPLETAS

PÉRDIDASTÉCNICAS


TOTAL DEPÉRDIDAS




Hoja 30 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

PER

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LÍNEAS

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PÉRDIDASTÉCNICAS


TOTAL DEPÉRDIDAS

TRANSF.AT/MT

CIRCUITOS

MEDIDORES

PÉRDIDASTÉCNICAS


TOTAL DEPÉRDIDAS

TRANSF.CFE

REDESSEC.COMPLETAS

PÉRDIDASTÉCNICAS


TOTAL DEPÉRDIDAS




Hoja 31 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

11.- CONTROL DE CAMBIOS PROCEDIMIENTO: “PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS DE

ENERGÍA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN (PESED)”

CLAVE : _PE-D1300-003_______________________________________.

Revisión No.

Fecha Motivo o Causa: Hoja No. Descripción

0 01-07-05 Nueva creación Total 1 15-12-10 Revisión Total 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

ELABORÓ AUTORIZÓ

Ing. ELIUD CERQUEDA PÉREZ _Ing. HERMILO CEJA LUCAS




Hoja 32 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

12.- GLOSARIO AT Alta Tensión.

AT/MT Transformación de Alta Tensión a Media Tensión

BT Baja tensión.

Demanda Es la carga promedio en las terminales de una instalación o sistema en un intervalo especificado, expresada en watts.

Energía Es la capacidad de un sistema para desarrollar un trabajo en un determinado tiempo, expresada en kWh

Factor de carga Es la razón de la demanda promedio y la demanda pico. La demanda promedio es la energía total usada durante un período de tiempo dividida por el número de horas del período de tiempo

Factor de pérdidas Es la relación de las pérdidas de potencia promedio a las pérdidas de potencia en carga pico, durante un periodo determinado de tiempo.

Factor de utilización Es la relación de la demanda máxima de un sistema a la capacidad nominal del sistema.

HM Tarifa comercial horaria para servicio general en media tensión con demanda de 100 kW o más.

HS Tarifa comercial horaria para servicio general en alta tensión, nivel subtransmisión.

HSL Tarifa comercial horaria para servicio general en alta tensión nivel subtransmisión para larga utilización.

HT Tarifa comercial horaria para servicio general en alta tensión nivel transmisión

kVA Kilovolts-ampers, unidad de medida de potencia aparente.

MT/BT Transformación de Media Tensión a Baja Tensión

MT/MT Transformación de Media Tensión a Media Tensión

MW Mega Watts, unidad de medida de potencia eléctrica.

MWh Mega Watts hora, unidad de medida de consumo de energía eléctrica.

OM Tarifa comercial horaria para servicio general en media tensión con demanda menor a 100 kW.




Hoja 33 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

PESED Procedimiento para la determinación de pérdidas de energía en el sistema eléctrico de distribución

Potencia Es el trabajo que se presenta al circular corriente debido a una diferencia de voltaje para alimentar una carga. Se mide en watt (W) o kilowatt (kW).

PSS/E Programa para la realización de estudios de flujos para sistemas de alta tensión.

SED Sistema Eléctrico de Distribución.

SEDAT Sistema Eléctrico de Distribución de Alta Tensión.

SEDBT Sistema Eléctrico de Distribución de Baja Tensión.

SEDMT Sistema Eléctrico de Distribución de Media Tensión.

SIBE Sistema Balance de Energía.

SIEC Sistema de Información Estadística Comercial.

SIMOCE Sistema de Monitoreo de Calidad de Energía.

SLAC-MT Sistema de Levantamiento de Atributos de Campo de Media Tensión.

SynerGEE Programa para la realización de estudios de flujos para sistemas de Media Tensión.

DMDE Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución. SINOT Sistema de Notificaciones de Ajuste




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

13.- LISTA DE DISTRIBUCIÓN DE MANUALES.

No. Área entregada Fecha Recibió

1 División Baja California

2 División Noroeste

3 División Norte

4 División Golfo Norte

5 División Golfo Centro

6 División Bajío

7 División Jalisco

8 División Centro Occidente

9 División Centro Sur

10 División Centro Oriente

11 División Oriente

12 División Sureste

13 División Peninsular

14 División Valle de México Norte

15 División Valle de México Centro

16 División Valle de México Sur

17 Gerencia de Planeación

18 Gerencia de Ingeniería de Servicios al Cliente

19 Gerencia de Normalización




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

14. ANEXOS




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Anexo 1

Metodología para calcular pérdidas técnicas en el conjunto Línea de Alta Tensión – Subestación AT/MT

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades:

1.1. Calcular las pérdidas de energía totales del conjunto “Líneas de alta tensión–

subestaciones AT/MT”, mediante la siguiente fórmula:

Donde:

SETLATenergíaP−

= Energía total perdida en líneas de alta tensión y subestaciones de distribución.

FATE = Energía total recibida anualmente en las fronteras eléctricas de alta tensión.

riopermisionaE = Energía total recibida anualmente de los permisionarios conectados en alta tensión.

BcoMTE = Energía entregada anualmente al sistema de media tensión en el secundario de los transformadores de potencia de las subestaciones de distribución AT/MT.

CLHSE = Energía anual facturada en los clientes con tarifas HS y HSL.

OAE = Energía anual entregada en alta tensión a otras áreas.

OACLHSBcoMTrioPermisionaFATenergía EEEEEPSETLAT

−−−+=−




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

Anexo 2

Metodología para calcular pérdidas técnicas en transformadores de subestaciones de AT/MT

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: 2.1. Calcular el factor de utilización para cada uno de los transformador de potencia de las

subestaciones de distribución, con base en el valor de la demanda máxima de cierre de mercado eléctrico que se obtiene del sistema DMED del SIAD, aplicando la siguiente ecuación:

( )( )BcoMTBcoMT

BcoMTBcoMT

PFpNomCapacidadFU =

Donde: PBcoMT = Demanda máxima anual de cierre de mercado eléctrico del transformador en kW. Capacidad NomBcoMT = Capacidad nominal de operación del transformador en kVA. FpBcoMT = Factor de potencia promedio anual del transformador de potencia.

2.2. Calcular en factor de carga anual de cada uno de los transformadores de potencia

mediante:

)P)(8760(E

BcoMTMT Bco

BcoMT =FC

Donde: FCBcoMT= Factor de carga del transformador de potencia. EBcoMT = Energía entregada anualmente al sistema de media tensión en el secundario del transformador de potencia de las subestaciones de distribución AT/MT, en kWh.

2.3. Calcular el factor de pérdidas anual a partir de:

BcoMTBcoMTperd FCFCF 285.015.0 +=

2.4. Calcular las pérdidas en los transformadores.

2

BcoMTcuhPotencia FUPPPBcoMT

⋅+=




Hoja 38 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

( )[ ]perdBcoMTcuEnergía FFUPPhPBcoMT

⋅+⋅= ⋅28760

Donde:

Ph = Pérdidas en el hierro del transformador, expresadas en kW, de acuerdo a la Tabla 1. Pcu = Pérdidas en el cobre del transformador, expresadas en kW, de acuerdo a la Tabla 1.

2.5. Obtener las pérdidas de energía totales en transformadores de subestaciones de AT/MT:

∑ ==

n

i EnergíatotalEnergíaiBcoMTBcoMT

PP 1 )(

Donde:

BcoMTtotalEnergíaP

= Pérdidas de energía anuales, expresadas en kWh, de los transformadores de potencia de la Zona de Distribución.

)( iBcoMTEnergíaP

= Pérdidas de energía anuales, expresadas en kWh, del transformador i.

2.6. Calcular el porcentaje de pérdidas por transformador de potencia, de acuerdo a:

BcoMT

Energía

Energía E

PP BcoMT

BcoMT=%

2.7. Obtener el reporte con el resumen y gráfica de Pareto, de las pérdidas en transformadores

de potencia de la Zona, con el fin de identificar aquellos con mayores pérdidas de energía.




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

OA E1* E2* OA E1* E2*

3F 2,5 33/13,8 3,84 10,86

3F 3 34,5/13,2 4,08 16,02

3F 3,125 33/13,8 3,67 16,98

3F 5 33/13,8 6,43 20,93

3F 6,25 33/13,8 6,41 32,71

3F 10 34,5/13,8 14,76 55,74

3F 5/6,25 TODAS 8,0 10,0 40,0 42,0

3F 7,5/9,375 TODAS 8,0 10,0 40,0 42,0

3F 10/12,5 TODAS 12,0 14,0 60,0 62,0

3F 12/16/20 TODAS 15,0 17,5 20,0 80,0 82,0 84,0

3F 18/24/30 TODAS 18,0 20,0 22,0 115,0 117,5 120,0

3F 24/32/40 TODAS 25,0 27,5 30,0 140,0 142,0 144,0

E1*.- Primer paso de enfriamientoE2*.- Segundo paso de enfriamiento

Nota.- Estos valores aplican para todas las marcas de transformadores existentes

TRANSFORMADORES DE POTENCIA CON VOLTAJE PRIMARIO ≥ 69 kV

Pérdidas en vacío (kW)

Valores máximos permisibles de pérdidas en Transfomadores de potencia

TABLA 1

Capacidad en (MVA)TIPO RTP

Pérdidas en el Cobre (kW)




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

Anexo 3

Metodología para calcular pérdidas técnicas en líneas de Alta Tensión.

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: 3.1. Calcular las pérdidas de energía anuales del total de las líneas de Alta Tensión de la Zona

mediante:

BcoMTSETLATLineasAT totalenergíaenergíatotalenergía PPP −=−

3.2. Calcular las pérdidas de energía para cada una de las líneas de alta tensión sin tap, que

cuenten con medición bidireccional del perfil de carga en ambos extremos. Calcular el flujo neto de energía registrada anualmente en ambos medidores. ENETA i = (EEntregadaTotal en el medidor i) – (ERecibidaTotal en el medidor i) Las pérdidas de energía de la línea se calculan mediante la siguiente ecuación:

21 NETANETAenergía EEPaLineaMedid

+= 3.3. Calcular el bloque de energía perdida en las líneas de alta tensión que no cuentan con

medición en ambos extremos o que aun teniéndola cuentan con derivaciones intermedias.

aLineaMedidLineasAT energíatotalenergía PPP −= mediciónsin Líneas

3.4. Líneas que no están medidas en ambos extremos o aún cuando estén medidas tengan un

tap en la trayectoria entre el nodo de envió y de recepción. Para calcular las pérdidas de energía se procede de la siguiente forma:

a) Calibrar el modelo de la red de alta tensión en el sistema PSS/E, al valor de la

demanda máxima coincidente anual de la Zona de Distribución. b) Obtener las pérdidas de potencia de cada una de las líneas de alta tensión incluidas

en este caso para ese escenario de cargas con el sistema PSS/E. c) Calcular las pérdidas de energía de cada una de las líneas sin medición en ambos

extremos, aplicando la siguiente ecuación:

( ) P

Pm

1i Línea Potencia

i Línea Potenciamedición sin Líneas Línea Energía

∑=

⋅=

i

i PP




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

3.3. Obtener el flujo de potencia a demanda máxima para cada una de las líneas de alta

tensión de la Zona con el programa PSS/E. 3.4. Calcular el porcentaje de pérdidas por línea de alta tensión, de acuerdo a:

i

i

DPP

LíneaAT Línea

Línea Potencia% =

Donde:

% PLíneas AT = Porcentaje de pérdidas de potencia propias de la línea i.

PPotencia Línea i = Pérdidas de potencia en la línea i, en demanda máxima coincidente

de Zona.

D Línea i = Flujo de potencia en la línea i, en demanda máxima coincidente de Zona.

3.5. Obtener el reporte con el resumen y gráfica de Pareto, para identificar aquellas líneas con

mayores pérdidas de energía.




Hoja 42 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

Anexo 4

Metodología para calcular pérdidas técnicas en circuitos de media tensión.

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades:

4.1. Calibrar las cargas del modelo de cada uno de los circuitos de distribución, utilizando el

programa SynerGEE, para las condiciones de demanda máxima anual del circuito. 4.2. Obtener las pérdidas de potencia para cada uno de los circuitos de distribución con el

programa SynerGEE, de acuerdo al Procedimiento de Estudios de Corto Plazo. 4.3. Obtener el factor de carga promedio anual de cada uno de los circuitos de distribución a

partir de la información del sistema DMED del SIAD. 4.4. Calcular el factor anual de pérdidas del circuito mediante la siguiente ecuación:

285.015.0 RRPérd FCFCF += Donde

FCR = Factor de carga anual promedio del circuito FPérd = Factor de pérdidas

4.5. Calcular las pérdidas de energía de cada uno de los circuitos de distribución aplicando la

siguiente ecuación:

Circuito PotenciaCircuito Energía 8760 PFP Pérd ⋅⋅=

4.6. Calcular las pérdidas totales de energía en los circuitos de distribución de la Zona aplicando la siguiente ecuación:

∑=

=n

iiPP

1 Circuito EnergíaCircuitoTotal Energía

4.7. Calcular el porcentaje de pérdidas de energía propias de cada uno de los circuitos de

distribución.

i

ii E

PP

Circuito

Circuito Energía Circuito Energía% =

Donde E Circuito i = Energía anual medida en el circuito i

4.8. Obtener una tabla resumen y gráfica de Pareto, para identificar aquellos circuitos con

mayores pérdidas de energía.




Hoja 43 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

Anexo 5

Metodología para calcular pérdidas técnicas en subestaciones reductoras MT/MT

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: 5.1. Obtener los valores de pérdidas del hierro o en vacío (Ph) y pérdidas del cobre (Pcu), de

cada uno de los transformadores de las subestaciones reductoras. 5.2. Obtener las mediciones de potencia y energía anual de los interruptores de banco de

media tensión de subestaciones de MT/MT (PBancosMT/MT y EBancosMT/MT) 5.3. Calcular el factor de utilización para cada transformador, utilizando el valor de la demanda

medida de los interruptores de banco y la siguiente fórmula:

( )( )FpNomCapacidadP

FUMTsMTBanco

MTsMTBanco

/

/=

Donde Capacidad Nom = Capacidad nominal de operación del transformador

5.4. Calcular el factor de carga de cada transformador mediante:

TBancosMT/M

TBancosMT/M

8760E

PFC∗

=

5.5. Calcular el factor de pérdidas anual.

285.015.0 FCFCFperd += 5.6. Calcular las pérdidas en los transformadores de la subestaciones reductoras

2FUPPP cuhpotencia aSEreductor+=

( )[ ] 8760*2perdcuEnergía FFUPPhP

iaSEreductor+=

5.7. Obtener las pérdidas de energía totales en transformadores de subestaciones reductora de

MT/MT

∑=

=n

ienergíaenergía iasSEreductorasTotalesSEreductor

PP1

5.8. Obtener una tabla resumen y gráfica de Pareto, para identificar aquellos circuitos con mayores pérdidas de energía.




Hoja 44 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

Anexo 6

Metodología para calcular pérdidas técnicas en transformadores de CFE.

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: 6.1. A partir del inventario de transformadores de distribución del SIAD y de la asignación de su

dirección eléctrica determinar la capacidad instalada, en kVA, en cada uno de los circuitos de distribución, y determinar el número de transformadores instalados por circuito de acuerdo a su capacidad y número de fases.

6.2. Utilizar los valores de pérdidas de hierro o en vacío (Ph) y pérdidas del cobre (Pcu) que se

muestran a continuación:

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS:

CAPACIDAD kVA

CLASE DE AISLAMIENTO (kV) 15 25 34,5

Núcleo Cobre Núcleo Cobre Núcleo Cobre 5 30 77 38 74 63 55

10 47 131 57 131 83 116 15 62 182 75 184 115 160 25 86 282 100 294 145 274

37,5 114 399 130 422 185 405 50 138 495 160 524 210 526 75 186 648 215 696 270 718

Los datos se presentan en Watts (W) a 75o C

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS:

CAPACIDAD kVA

CLASE DE AISLAMIENTO (kV) 15 25 34,5

Núcleo Cobre Núcleo Cobre Núcleo Cobre 15 88 226 110 220 135 210 30 137 397 165 400 210 387 45 180 575 215 587 265 583 75 255 887 305 915 365 932

112,5 350 1247 405 1308 450 1379 150 450 1526 500 1630 525 1759 225 750 2094 820 2260 900 2410 300 910 2734 1000 2951 1100 3160 500 1330 4231 1475 4598 1540 5046

Los datos se presentan en Watts (W) a 75o C 6.3. Obtener la demanda máxima de cierre anual de cada uno de los circuitos de distribución a

partir de la información del sistema DMED del SIAD.




Hoja 45 DE 66

CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

6.4. A partir de la información de clientes del sistema SIAD y la asignación de su dirección eléctrica correspondiente, determinar la demanda de clientes conectados a cada uno de los circuitos de distribución.

6.5. Calcular el factor de utilización de los transformadores, mediante la fórmula:

( ))9.0)((

*kVAenInstaladaCapacidad

FMTdeUsuariosDMTenDFU iacoincidencMaxMax −=

6.6. Obtener el factor de carga promedio anual para cada uno de los circuitos de distribución, a

partir de la información del sistema DMED del SIAD. 6.7. Calcular el factor de pérdidas promedio anual:

285.015.0 FCFCFperd +=

6.8. Calcular las pérdidas de potencia y energía para cada una de las clasificaciones

mencionadas en el punto 6.1, utilizando las siguientes formulas:

( )( )CantidadFUPPP cuhiónClasificacporPotencia2+=

( )CantidadFFUPPP perdcuhiónClasificacporEnergía )8760))((( 2+= 6.9. Calcular las pérdidas totales de potencia y energía para cada una de las clasificaciones

mencionadas en el punto 6.1, utilizando las siguientes formulas:

∑=

=n

iPotenciaPotencia iiónclasificacporTotalesCFEoresTransfrmad

PP1

∑=

=n

iEnergíaEnergía iiónclasificacporTotalesCFEoresTransfrmad

PP1

6.10. Obtener las pérdidas de potencia y energía promedio por kVA, mediante:

kVAeninstaladatotalCapacidadP

P TotalesCFEresansformadoPotenciaTrpromedioPotencia =

kVAeninstaladatotalCapacidadP

P TotalesCFEesnsformadorEnergíaTrapromedioEnergía =

6.11. Obtener una tabla resumen y gráfica de Pareto, para identificar aquellos transformadores

con mayores pérdidas de energía.

𝐹𝐶𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝐸𝑛 𝑐𝑎𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑛𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑎𝑟 𝑐𝑜𝑛 𝑒𝑠𝑡𝑒 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑟 0,7




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Anexo 7

Metodología para calcular pérdidas técnicas en transformadores particulares.

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: 7.1. A partir del reporte del cobro obtenido para cada una de las Zonas de Distribución por la

recuperación del 2% de pérdidas en subestaciones particulares, cuya medición es efectuada en baja tensión, obtener la magnitud de la energía en kWh, considerando para su cálculo el precio medio nacional.

($/kWh) Energia de Nacional Medio Precio($)Tensión Baja Med. 2%por Cobrado Importe

=esparticularEnergíaP




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Anexo 8

Metodología para calcular pérdidas técnicas en el conjunto red secundaria – acometida – medidor.

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: 8.1. Clasificar las áreas de transformación de MT/BT de acuerdo con la capacidad y número de

fases del transformador de distribución. 8.2. Determinar el tamaño de la muestra requerida para estimar el total de las pérdidas

promedio diarias, expresadas en kWh, en las áreas de transformación de MT/BT de la Zona, con el grado de confiabilidad deseado, utilizando la metodología de muestreo aleatorio estratificado y el método de asignación de Neyman, considerando la clasificación de los estratos obtenida en el punto 8.1.

∑

∑

=

=

+

= L

iii

L

iii

NDN

Nn

1

22

2

1

σ

σ; 2

2

4NBD =

Donde L = número de estratos.

n = número de áreas de transformación MT/BT que componen la muestra. N = número total de áreas de transformación MT/BT de la Zona. Ni = número total de áreas de transformación MT/BT del estrato i. B = error de estimación deseado, expresado en kWh. σi = desviación estándar del estrato i.

8.3. A partir de la base de datos de transformadores de la Zona, seleccionar una muestra aleatoria de transformadores para cada uno de los estratos, utilizando el método de asignación de Neyman.

=

∑=

L

iii

iii

N

Nnn

1σ

σ

Donde ni = número de áreas de transformación MT/BT seleccionada para la muestra del estrato i.

8.4. En función a la cantidad de equipos de medición disponibles, programar su instalación

considerando la rotación de los mismos hasta cumplir con la cuota establecida para el tamaño de la muestra de cada uno de los estratos.




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Nota.- En caso de contar con equipos de medición se recomienda efectuar la medición por un periodo de 12 meses en las muestras más representativas de cada estrato

8.5. Durante el período de muestreo se llevarán a cabo las siguientes actividades:

8.5.1. Censo de los medidores de cada uno de los servicios que se encuentran alimentados del transformador (debe tenerse especial cuidado de tener un control sobre los nuevos clientes o aquellos que se den de baja y que vayan a estar conectados a los bancos seleccionados).

8.5.2. Levantamiento físico de la red de baja tensión utilizando el sistema SLAC-MT.

8.5.3. Previo a la instalación del equipo de medición en el transformador bajo estudio

efectuar un programa de ciclo limpio para eliminar la presencia de pérdidas no técnicas en la red de baja tensión asociada.

8.5.4. Posterior a la instalación del equipo de medición, obtener las lecturas iníciales y

finales del consumo de los servicios conectados, durante el período de muestreo “T”, equivalente a un ciclo de facturación de los usuarios de baja tensión.

8.5.5. En caso de no contar con equipos de medición calcular las pérdidas de potencia

teóricas de la red de baja tensión utilizando el sistema SynerGEE y calcular las pérdidas de potencia teóricas en acometidas y medidores de acuerdo con los Anexos 9 y 10.

8.6. Obtener el valor de las pérdidas promedio anual del conjunto “red de baja tensión –

acometida – medidor”, de cada una de las áreas de transformación, por diferencia entre la energía medida en el secundario del transformador y la medida en cada uno de sus servicios, durante el periodo de muestreo, divididas por el número de días de dicho período.

−

=∑∑==

i

K

kki

m

jji

i nT

EFSEETy

ii

**365 11

Donde:

in = im

iy = Pérdidas de energía promedio anuales del estrato i expresadas en kWh. EETji = Energía entregada por el transformador j, de la muestra del estrato i,

durante el período de muestreo. EFSki = Energía medida en el servicio k, de la muestra del estrato i, durante

el período de muestreo. T = Período de muestreo en días.

Ki = Número de servicios conectados en la muestra del estrato i.

in = número de áreas de transformación MT/BT seleccionada para la muestra del estrato i medidas.




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Cuando no se cuenta con mediciones, el cálculo de las pérdidas promedio anuales en cada uno de los estratos, se obtiene, a partir de los resultados del punto 8.5.5, como:

( )

i

mc

jMedAcomjiBTjPérd

i n

PPPFy

i

JJ

++⋅

=∑=1

8760

Donde:

in = imc in = número de áreas de transformación MT/BT seleccionada para la muestra

del estrato i calculadas. iy = pérdidas de energía promedio anuales del estrato i por red, expresadas en kWh. jPérdF = Factor anual de perdidas de la red j.

PBT ji = Pérdidas de potencia en kW, calculadas en la red j del estrato i.

JAcomP = Pérdidas de energía en kWh, calculadas en las acometidas de la red j del estrato i.

JMedP = Pérdidas de energía en kWh calculadas en medidores de la red j del estrato i.

Cuando se cuenta con mediciones y datos de pérdidas calculados, las pérdidas promedio anuales en cada uno de los estratos, se obtiene, a partir de:

( )

i

mc

jMedAcomjiBTjPérd

K

kki

m

jji

i n

PPPFT

EFSEET

y

i

JJ

ii

++⋅+

−

=

∑∑∑

=

==

1

11 8760*365

Donde: in = ii mcm +

8.7. Calcular las pérdidas totales del conjunto “red secundaria – acometida – medidor”, mediante la ecuación:

∑=

⋅=L

iiiBTtotalEnergía yNP

1)(

iy = pérdidas de energía promedio anuales del estrato i por red, expresadas en kWh.

Ni = número total de áreas de transformación MT/BT del estrato i.




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Anexo 9

Metodología para calcular pérdidas técnicas en acometidas.

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: Recopilación de Datos Se recopilarán mensualmente los informes o reportes, que contienen los datos necesarios para el cálculo de las pérdidas en acometidas, correspondientes al Departamento de Ingeniería de Servicios al Cliente: • Reporte de Ventas, Productos y Usuarios del Departamento Comercial a nivel Sucursal. • Tabla de Factores de Carga del Departamento Comercial. • Informe de Resultados del Programa Nacional de Pruebas (SINOT). • Sistema de Estadísticas y Reportes del Departamento de Ingeniería de Servicios al Cliente. • Reporte del Voltaje Promedio por Nivel de Tensión por Zona. • Reporte de Asentamientos Irregulares del Departamento Comercial. • Factor de Potencia Promedio. • Fases Promedio por Usuario del Departamento Comercial. • Calibre Promedio por Usuario. • Longitud Promedio por Acometida. • Resistencia del Conductor en Ohms / km • Cantidad de Medidores Instalados de 1, 2 y 3 fases en Alta, Media y Baja Tensión. • Hilos Promedio por Usuario del Departamento Comercial Pérdidas en Acometidas Se procederá a calcular las pérdidas en acometidas en baja tensión en servicios de 1 a 3 hilos, en tarifas Residenciales y Comerciales separados para cada tarifa.

Datos necesarios

• Usuarios (Us) • Hilos Promedio por Usuario • Ventas en kWh • Calibre Promedio • Voltaje Promedio • Longitud Promedio • Factor de Carga (FC) • Ohms/km • Fases Promedio Por Usuario • Factor de Potencia Promedio

Demanda Promedio Mensual ( ) HorasmesDiasFCMensualesTotaleskWhD

24*/*=

Corriente Promedio Mensual [ ]fpomVoltUsporomFasesUsDI

*Pr*.Pr*=

Pérdidas de Potencia ( ) ( ) usuarioHilosAcomomLongkmOhmsIP /*..Pr.*/*2=




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En Hilos/Usuario se deben considerar los hilos de corriente más el neutro en tarifas 1 y 2 y en tarifa 3 se considerará 3 hilos. Con la potencia perdida por acometida multiplicada por el total de acometidas tenemos el total de pérdidas de potencia.

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝑃 ∗ 𝑁𝑜.𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑜𝑚𝑒𝑡𝑖𝑑𝑎𝑠

Pérdidas de Energía [ ] kWhFCFCPEnergía totales

10008760*15.085.0* 2 +

=

Las pérdidas obtenidas en este apartado son de Baja Tensión y pertenecen al subproceso de Medición.




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Anexo 10

Metodología para calcular pérdidas técnicas en medidores

Para calcular las pérdidas en este componente del SED, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: Las pérdidas en los equipos de medición se presentan en las bobinas de potencial de los medidores, en los transformadores de potencial (TP´s) y en los teléfonos celulares que se tienen instalados en los servicios. Para este cálculo es necesario obtener del reporte de estadísticas, la cantidad de usuarios a considerar. Para determinar las pérdidas en BT, se tomarán los usuarios de los módulos 1F, 2F y 3F como un medidor de 1,2 y 3 bobinas respectivamente. Para determinar las pérdidas en MT, se deben tomar en cuenta lo siguiente:

Tipo de Medidor Criterio Electromecánicos autocontenidos y electromecánicos con TC´s en BT

2 medidores de 3 bobinas

Electrónicos autocontenidos y electrónicos con TC’s en BT De acuerdo a la Tabla 2.

Nota.- Considerar los servicios que cuenten con TP´s y celulares. Para determinar las pérdidas en AT, por cada usuario conectado en este nivel de tensión, considerar lo siguiente:

Equipo Pérdidas [Watts]

Transformador de potencial 11

Celular 1.1

Bobina de medidor 1.1

100087601.1 ∗∗

=BobinasdeCantidadcosánielectromecmedidoresenPérdidas




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10008760*11*´´ sdeTPcantidadsenTPPérdidas =

10008760*2*. TablaPérdidasmedidoresNocosElectróniMedidoresPérdidas =

10008760*1.1*.CelularesNoCelularesléfonosPérdidasTe =

Estas pérdidas están en kWh y se deberán ubicar en AT, MT y BT según sea el caso y corresponden al subproceso de medición.

TABLA 2

PÉRDIDAS DE POTENCIA POR TIPO DE MEDIDOR DE ESTADO SÓLIDO

Marca de Medidor T i p o Watts / Medidor

Schlumberger Vectron 2 Schlumberger Quantum 5 Schlumberger Fulcrum SQ-400 5 Schlumberger Fulcrum SQ-320 5 Schlumberger Q-1000 7 ABB Alpha 3 ABB ION8400 10 ABB. ION8500 10 Siemens S4 8 Siemens Quad 4+ 12 Kitron OPH-03 15 Itron Sentinel 1.6 General Electric kV 4 General Electric kV2C 4 SEL 734 15 ABB ION8600 4 Landis&Gyr RS4 4 Elster REX2 1.5 Elster REX 3 Elster A3 Colector 4 Elster A3 4 IUSA CP-05-1S 4 Ametek Jemstar 15 Scientific Columbus(Rochester)

Jemstar 15




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Anexo 11

Metodología para calcular Pérdidas no Técnicas por Área de Distribución

Para calcular las Pérdidas no Técnicas a nivel de Área de Distribución, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: La información de las pérdidas técnicas por Zona en AT, MT y BT en MWh, desglosadas por área, serán entregadas por el departamento de Planeación al departamento Ingeniería de Servicio al Cliente. La diferencia entre las pérdidas técnicas y las pérdidas totales serán las pérdidas no técnicas de la Zona.

PZ = PT + PNT PNT = PZ – PT PZ = Pérdidas de Energía por Zona. Se obtiene del informe del Balance de Energía. PT = Pérdidas Técnicas de Energía. Se obtiene del Departamento de Planeación. PNT = Pérdidas No Técnicas de Energía Una vez obtenidas las pérdidas no técnicas por Zona, es necesario obtener como mínimo las pérdidas por Área de Distribución, de acuerdo a los siguientes casos: Caso No.1 Cálculo de Pérdidas cuando el Área de distribución está alimentada eléctricamente por subestaciones muy bien delimitadas geográficamente. Información necesaria: - Energía recibida por las subestaciones del área en Media Tensión, en año móvil - Energía facturada por la o las Sucursales que componen el Área, en año móvil

PEA = PETA + PENTA: PENTA = PEA – PETA

PETA = Pérdidas Técnicas de Energía por Área PENTA = Pérdidas No Técnica de Energía por Área PEA = Pérdida de Energía Total del Área sin considerar AT Nota.- La energía en AT no es necesaria a nivel Área ya que el porcentaje de pérdidas se requiere conocer a nivel MT y BT.

EPA = EDA - EVA 100*%A

AEA ED

EPP =

PEA = Pérdidas de Energía por Área en % EPA = Energía Perdida por Área EDA = Suma de las energías en MT de los bancos instalados en las subestaciones del área EVA = Energía facturada del área en estudio




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Caso No. 2 El Área de distribución está alimentada de varias subestaciones y cuentan con varias Sucursales Comerciales, las cuales comparten energía de diferentes subestaciones y las pérdidas no técnicas en el área son lo bastante significativas como para requerir el desglose por Sucursal. En este escenario, las pérdidas calculadas en el caso anterior se asignan por cada Sucursal de acuerdo a lo siguiente: Información necesaria:

-Programa de Pruebas (SINOT) -Usuarios por Sucursal -Energía facturada por las Sucursales acumulada a 12 meses -Diagrama Unifilar del Área -Pérdidas Técnicas por Área de Distribución de: Transformadores de Potencia, Alimentadores, Transformadores de Distribución, Secundarios, Acometidas y Medidores

Pérdidas Técnicas.

PETS = (PETAMT) (% VentasMT de la Sucursal)+ (PETABT) (% VentasBT de la Sucursal)

PETA = PETSI + PETS2 + . . . + PETSN

PETS = Pérdidas técnicas de Energía por Sucursal Comercial PETAMT = Pérdidas técnicas de Energía por Área en media tensión PETABT = Pérdidas técnicas de Energía por Área en baja tensión Pérdidas No Técnicas. Se procede a estimar las mismas considerando los resultados del Programa de Pruebas de Servicios, procediendo de la siguiente manera:

kWhkWhdEPEP NTANTSn *=

EPNTSn = Energía perdida no Técnica por Sucursal Comercial EPNTA = Energía perdida no Técnica por Área. kWhd= Energía detectada en el Programa de Pruebas de la Sucursal kWh= Energía detectada total en el Programa de Pruebas del Área. La información del Programa de Pruebas por Sucursal se obtiene del Sistema de Notificaciones de Ajuste (SINOT).

Debe cumplirse que: ∑=n

NTSnNTA EPEP1

n = Números de Sucursales Comerciales EPNTSn = Energía perdida no técnica por Sucursal.




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Anexo 12

Metodología para calcular Pérdidas No Técnicas en los subsistemas de Alta, Media y Baja tensión

Para calcular las Pérdidas No Técnicas en los subsistemas de Alta, Media y Baja tensión, se debe seguir la siguiente secuencia de actividades: - Estudio Teórico Aportación Pérdidas No Técnicas La información necesaria para el cálculo de las pérdidas no técnicas en AT, MT y BT son los datos del Programa Nacional de Pruebas reportados por las Divisiones a través del SINOT. Aportación BT En este apartado se consideran las pérdidas en las tarifas 1, 2, 3, 5, 6, 7 y 9, así como los Asentamientos Irregulares, servicios colgados en áreas electrificadas y medidores obsoletos. Para ello se toma la información que proporciona el SINOT en cuanto Usuarios Inspeccionados, Anomalías Detectadas y Energía Calculada por Anomalía. Todo esto a nivel de Zona de Distribución. Opción No. 1: Zona con programa “Ciclo limpio” .- Datos: No. de usuarios inspeccionados en el programa ciclo limpio. .- No. anomalías detectadas / tipo. .- Cantidad de kWh recuperados en el programa ciclo limpio / tipo de anomalía

Tarifapor programa elen adosinspeccion UsuariosNo.anomalía de por tipo srecuperadokWh Tarifapor UsuariosNo. Anomalía Tipopor Tarifapor EP ∗

=

∑=n

1Anomalía de Tipopor n Tarifa EP n TarifaEPnt

EPnt Tarifa n = Pérdidas no técnicas por tarifa (n = 1, 2, 3, 5, 6 y 7)




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Opción No. 2: Zona sin programa “Ciclo limpio” Se deberá de calcular la Media y la Desviación Estándar de la energía calculada por anomalía, del total de clientes inspeccionados de las tarifas mencionadas con anterioridad de acuerdo a lo siguiente: _ Y = Media Yi = Energía detectada por inspección por tarifa n = Total de servicios inspeccionados por tarifa S = Desviación Estándar Para calcular la energía perdida por tarifa se deberá ejecutar lo siguiente:

)3)(( SnYnUTtnnTarifaEPnt ±= EPnt Tarifa n = Pérdidas no técnicas por tarifa (n = 1, 2, 3, 5, 6 y 7) UTtn = Usuarios Totales por tarifa (n = 1, 2, 3, 5, 6 y 7) Yn ± 3Sn = Media por tarifa ± tres veces la Desviación Estándar por tarifa (n = 1, 2, 3, 5, 6,7 y 9). Asentamientos Irregulares Para el cálculo de la energía perdida por Asentamientos Irregulares, se procede de acuerdo a la información de cada Zona. Se deberán estimar las pérdidas anuales por este concepto, dependiendo de los consumos bimestrales promedio de la Zona y al nivel socio-económico de los mismos. Además, estos deben ser identificados a nivel Área. La energía perdida por este concepto se calcula de acuerdo a:

)12)()(( sIrregularetosAsentamienmensualpromedioConsumoserviciosdeCantidadEPAI = Las pérdidas totales en BT se calculan como sigue:

EPAITarifaPntTotalesBTEPntn

n += ∑1

n = 1, 2, 3, 5, 6 ,7 y 9

n

YiY

n

i∑== 1

_

2

1

_

1−

−

=∑=

n

YYiS

n

i




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Aportación MT En este apartado se consideran las tarifas 9M, OM y HM. Se utiliza la misma metodología descrita para BT

)3)(( SnYnUTtnTarifaEPnt n ±= EPnt Tarifan = Pérdidas no técnicas por tarifa UTtn = Usuarios Totales por tarifa Yn ± 3Sn = Media ± tres veces la desviación estándar por tarifa n = 9M, OM y HM

∑=n

nTarifaEPntTotalesMTEPnt1

EPtot = EPnt MT + EPnt BT

Aportación MT % = (EPnt M.T./EPtot ) (100) Aportación BT % = (EPnt B.T./ EPtot ) ( 100) - Estimación Aportación Pérdidas no Técnicas Tomando como base los resultados obtenidos en los cálculos teóricos anteriores, se procede a calcular las pérdidas no técnicas reales por subsistema (AT, MT y BT) Utilizando el resultado de pérdidas no técnicas (EPnt) obtenido del análisis de pérdidas técnicas. El cálculo se efectúa como sigue: Energía perdida BT = (Aportación BT %) (EPnt) Energía perdida MT = ( Aportación MT % ) ( EPnt ) Energía pérdidas AT = 0 Las pérdidas no técnicas en A.T. no deben de existir, por lo que se consideran despreciables. En caso de tener pérdidas en este subsistema, se deberán considerar. Este cálculo debe ser efectuado a nivel Zona.




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Una vez determinados los valores de pérdidas en los tres niveles de tensión se deberán plasmar en un diagrama similar al mostrado en el siguiente ejemplo:

Nota.- EPECO=ERI

Ejemplo de Porcentaje de Pérdidas por Etapa y Proceso en Relación a la Energía Recibida

DIVISIONAL

PÉRDIDAS AT MT BT

Técnicas 1.75%* 2.73% 11.9%

No Técnicas 0% 0.93% 11.7%

*Pérdidas Medidas




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De acuerdo a la figura tenemos: AT =(E PER TEC/(ERTAT+ERG+ERI))(100) = (261/(14230+441+241))100 = 1.75 % MT = (E PER TEC/(ERTMT+ERI+ERG))100 = (317/(2+11616+4))100 = 2.73 % BT = (E PER TEC/ ERTBT) 100 = (522/4384)100 = 11.9 % En donde: E PER TEC = Energía Perdida Técnica en AT, MT o BT ERT = Energía Recibida de Transmisión ERG = Energía Recibida de Generación ERI = Energía Recibida de Importación Este ejemplo es únicamente ilustrativo ya que depende de cada División las energías entregadas a distribución en los tres niveles de tensión. En lo referente al cálculo de las pérdidas no técnicas, se procede de una forma similar a la anterior.




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Anexo 13

Análisis de Pérdidas no Técnicas Una vez determinadas las Pérdidas no Técnicas por AT, MT y BT, por los Departamentos de Medición de cada zona, el Departamento de Medición Divisional deberá calcular la energía perdida por concepto. Dichas conceptos se clasifican en distintas categorías las cuales a su vez, algunas de ellas agrupan varias de las anomalías ya definidas en el Programa de Pruebas. Las pérdidas se deben desglosar en los 3 conceptos siguientes: - Asentamientos Irregulares - Usos ilícitos - Administración (Fallas de Medición y Errores de Facturación) Las categorías seleccionadas son las siguientes: Asentamientos Irregulares De acuerdo a la información de cada Zona de asentamientos irregulares, se deberá estimar las pérdidas anuales por este concepto, dependiendo de los consumos bimestrales promedio de la Zona y al nivel socio-económico de los mismos. Además, estos deben ser identificados a nivel Área.

𝐸𝑃𝐴𝐼 = 𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠 ∗ 𝐶𝑃𝑀𝐴𝐼 ∗ 12 EPAI = Energía Perdida por Asentamientos Irregulares CPMAI = Consumo promedio mensual asentamientos irregulares por zona Estas pérdidas forman parte de las pérdidas en baja tensión del subproceso Comercial. Usos ilícitos En este concepto se agrupan varias categorías y se deberán utilizar los resultados del Programa de Pruebas y calcular la energía detectada por ilícitos dependiendo del número de anomalías encontradas en el año. En este apartado, se ubicarán únicamente lo referente al robo y al fraude de energía: Robo.- Es cuando el usuario está consumiendo energía eléctrica sin contar con su contrato respectivo. Fraude.- Es cuando el usuario utiliza elementos ajenos al medidor que impidan su libre funcionamiento.




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Para estimar las pérdidas no técnicas utilizando la información proporcionada por el SINOT los Usos Ilícitos (UI) deben desglosarse en las siguientes categorías:

Intervención Equipo de Medición (IEM) Anomalías: UI01, UI02, UI05, UI06 y UI07, UI10, UI15 y UI17. EPIEM = La suma de la energía detectada de todas y cada una de las anomalías definidas en esta categoría y reportadas en SINOT. Derivaciones Ocultas (DO) Anomalías: UI04, UI12 y UI14. EPDO = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Servicios Directos sin Contrato (SDSC) Anomalías: UI03 y UI13. EPSDSC = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Usos Ilícitos (UI) Anomalías: UI08, UI09, UI11, UI16 y UI18. EPUI = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Estas pérdidas pueden estar en Media y Baja Tensión y corresponden a los Subprocesos de Comercial y Medición

Administración Este concepto también se desglosa en varias categorías y aquí se debe de plasmar la energía perdida no registrada por problemas de la gestión Administrativa-Comercial y utilizando la información del SINOT las pérdidas en este apartado se deben desglosar como sigue:

Mala Calidad en los Medidores (MCM) Anomalías: FM04, FM06, FM09, FM17 y FM18. EPMCM = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT.




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Error de Medición (EM) Anomalías: FM03, FM07, FM10, FM12, y FM16. EPEM = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Fallas de Medición (FM) Anomalías: FM05, FM08, FM14 y FM15. EPFM = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Error de Incorporación al Sistema de Facturación (EISF) Anomalías: FM11, EF02, EF04 y EF07. EPEISF = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Estimaciones (E) Anomalía: EF03. EPE = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Error de Facturación (EF) Anomalías: FM01, FM02, FM13, EF01, EF05 y EF06. EPEF = La suma de la energía detectada de todas y c/u de las anomalías definidas en esta Categoría y reportadas en SINOT. Medidores Obsoletos (MO) Dependiendo de la información de cada zona en relación a la cantidad de medidores con una antigüedad mayor de 30 años, se deberán calcular las pérdidas por este concepto, considerando un 8% de la energía facturada promedio por usuario en tarifa residencial y multiplicarlo por el total de medidores obsoletos elevado al año. EPMO = (EFPUR) (Total Medidores Obsoletos por Zona) EFPUR = Energía facturada promedio por usuario residencial




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Si la División cuenta con medidores obsoletos en otras tarifas, deben considerarse en el estudio. Reporte de Auxiliares Comerciales (AC) no Atendidos (RACNA) Dependiendo de las Órdenes de Servicio no atendidas por el Departamento de Medición se deberá obtener un promedio de energía por Orden atendida y estimar la energía dejada de recuperar por este concepto elevada al año. EPRACNA = (OSNADM) (EPROS) OSNADM = Órdenes de Servicio no atendidas por el Departamento de Medición EPROS = Energía promedio recuperada por orden de servicio atendida Estas pérdidas pueden estar en Media y Baja Tensión y corresponden a los Subprocesos de Comercial y Medición.

Cálculo de Contribución por Categoría Una vez determinada la energía que se detectó en el año en cada uno de los conceptos anteriores, se deberá calcular el porcentaje de contribución a las pérdidas de acuerdo a lo siguiente: EPD = EPa + EPb +……+ EPj EPD = Pérdidas Detectadas en el Programa de Pruebas EPa,…..EPj = Energía perdida detectada en esas categorías de acuerdo al SINOT Los porcentajes de contribución son los siguientes: An =EPn / EPD En donde n = a, b,……,j Como siguiente paso, se debe asignar la energía perdida de la siguiente manera: EA = EPnt – ( EPAI ) – ( EPMO ) – ( EPRACNA ) EA = Energía por Asignar EPnt = Energía perdida no técnica, obtenida del análisis de pérdidas técnicas Posteriormente se procederá a determinar la energía pérdida total no técnica por Zona en las categorías previamente definidos, conforme a lo siguiente: EPn= ( EA ) (An) n = Categoría definida (a,b,…….j)




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EPn = Energía perdida por categoría A continuación debemos de realizar lo siguiente para validar los cálculos. j EPnt = ∑ (EA ) ( An ) + (AI) + (MO) + (RACNA) n=a Nota.- Los resultados obtenidos en este último paso deben coincidir con las Pérdidas no técnicas de la Zona obtenidos de los estudios de pérdidas técnicas. Una vez concluido el estudio, se deberán plasmar los resultados por Zona y División, en una tabla como se muestra a continuación:

Pérdidas No Técnicas Análisis de Causas

C O N C E P T O Año Anterior Año Actual MWH % MWH %

Asentamientos Irregulares EPAI Intervención Equipo Medición EPIEM Derivaciones Ocultas EDO Servicios Directos sin Contrato

EPSDSC

Usos Ilícitos EPUI Mala Calidad Medidores EPMCM Errores de Medición EPEM Fallas de Medición EPFM Errores de Incorporación SICOM

EPEIS

Estimaciones EPE Errores de Facturación EPEF Medidores Obsoletos EPMO Reportes A.C. no Atendidos EPRACNA T o t a l EPnt 100 EPnt 100

Lo anteriormente expuesto es para que cada una de las Zonas tengan una aproximación de la composición de sus pérdidas no técnicas, derivada de las anomalías detectadas en cada una de ellas y basado en la composición de las ventas de las Zonas así como en la experiencia del personal de Planeación y Medición que realiza el estudio. Por otra parte, hay que asegurar los procesos que potencialmente pueden ocasionar pérdidas no técnicas. El flujo de los clientes que inician su relación con esta CFE hasta su finiquito, ha sido analizado a detalle utilizando la metodología Seis Sigma y se han identificado los procesos que contribuyen en mayor o menor grado a la generación de pérdidas no técnicas. Estas pérdidas, se




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CLAVE: PE-D1300-003


15/12/2010

generan por el descontrol que se tiene en los procesos operativos. Los procesos que se deben asegurar son los siguientes: CONTRATACIÓN, CONEXIÓN, ALTAS AL SICOM, FACTURACION, INSPECCIÓN, COBRANZA, DESCONEXIÓN Y BAJA DE SERVICIOS. Con lo anterior, se pretende poner un candado en los procesos para no generar nuevas anomalías y en caso de generarse, que el mismo proceso la detecte y el ajuste a la facturación sea con el mínimo tiempo ya que la meta sea detectar la anomalía en el mismo período de facturación. Con ello, el personal que participa en el Programa Normal de Pruebas, se dedicará única y exclusivamente a diseñar las estrategias para detectar las anomalías que los propios procesos no fueron capaces de detectar por la naturaleza propia de la Falla de Medición (FM), el Error de Facturación (EF) y primordialmente el Uso Ilícito (UI).

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HOJA DE FORMALIZACIÓN - campusdcor.cfe.mx