PERDIDAS TÉCNICAS - susepu.jujuy.gob.arsusepu.jujuy.gob.ar/wp-content/uploads/sites/43/2016/10/1_1... · PERDIDAS TÉCNICAS EJESA. Página | 2 ... Se presenta en la siguiente imagen

Septiembre

2016 Informe Final

PERDIDAS TÉCNICAS

EJESA

Página | 2

Contenido

1. Introducción .......................................................................................................3

2. Objetivo .............................................................................................................3

3. Alcance ..............................................................................................................3

4. Resumen Ejecutivo .............................................................................................4

5. Resultados .........................................................................................................5

5.1. Pérdidas de energía por SSEE ................................................................................. 5

5.2. SSEE Jujuy Este ....................................................................................................... 8

5.3. SSEE Jujuy Sur ....................................................................................................... 11

5.4. SSEE Las Maderas y San Juancito ......................................................................... 14

5.5. SSEE Libertador .................................................................................................... 17

5.6. SSEE Miraflores..................................................................................................... 20

5.7. SSEE Palpalá .......................................................................................................... 23

5.8. SSEE San Pedro ..................................................................................................... 26

6. Metodología utilizada ....................................................................................... 29

6.1. Red de MT, BT y Acometidas ................................................................................ 30

6.2. Subestaciones MT/BT ........................................................................................... 32

7. Entregables ...................................................................................................... 34

8. Conclusiones .................................................................................................... 34

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1. Introducción

El presente trabajo, Cálculo de Pérdidas Técnicas Eléctricas de EJESA, ha sido realizado de acuerdo a las condiciones generales y específicas de prestación de servicios (TdR) acordados con la empresa.

2. Objetivo

De acuerdo a lo establecido en los TdR, el objetivo principal a cumplir consistió en la ejecución de un estudio de pérdidas técnicas de energía y potencia desagregadas por nivel de tensión MT, Transformación MT/BT y BT, que permita finalmente establecer la pérdida no técnica a partir de la comparación entre la pérdida técnica calculada y la pérdida total por alimentador.

3. Alcance

El estudio de pérdidas fue realizado a partir de la información disponible suministrada por la empresa y que más adelante se detalla. El procesamiento de dicha información conjuntamente con los cálculos realizados permitió dar cumplimiento al alcance propuesto, el cual se resume en los siguientes puntos:

1. Metodología: Descripción de los criterios, supuestos y componentes del cálculo. 2. Requerimiento de información básica y actividades: QUANTUM preparó en forma detallada

el requerimiento de información y actividades a completar por parte de la distribuidora con el fin de llevar adelante el estudio de pérdidas.

3. Cálculo de pérdidas de energía y potencia para el año 2015. Se consideraron las siguientes etapas de la red:

a) Redes de MT, con apertura por alimentador1; b) Centros de transformación MT/MT; c) Centros de transformación MT/BT; d) Circuitos de BT; e) Acometidas; f) Pérdidas no técnicas en BT;

4. GIS de las redes, donde podrán identificarse las cargas eléctricas, fases, sección y longitud de conductores, balance de cargas, potencia de las cargas, caídas de tensión en todos los nodos, resultados de los flujos de potencia, etc. Este punto dependerá de la bondad de la información que sea proporcionada para el estudio.

1 Los alimentadores que nacen en estaciones de rebaje 33/13.2kV, se encuentran contenidos dentro de los

alimentadores de las estaciones AT/MT que alimentan dicha estación.

Página | 4

4. Resumen Ejecutivo

Se puede apreciar en el siguiente cuadro, el resultado de pérdidas de energía para cada nivel de red, y responde a la evaluación realizada sobre la operación de la red durante el año 2015:

Se obtuvo una pérdida técnica de energía de 99.1 GWh que equivale al 10.7% respecto de la energía inyectada total empresa.

Los resultados alcanzados son fruto de haberse analizado los alimentadores (o feeders) en Media Tensión dependientes de estaciones AT/MT y sus estaciones de rebaje junto con los alimentadores de las mismas, que a la fecha del estudio estaban en operación en la empresa EJESA. El cálculo de las pérdidas consideró una evaluación censal para las etapas de MT, TMB, Acometidas y redes de BT y medidores.

Las corridas de flujo de potencia, se realizaron para cada alimentador de estaciones AT/MT, junto con la transformación MT/MT y MT/BT y la totalidad de alimentadores de 13.2kV y redes de BT asociado al mismo. Se ejecutaron 24 flujos de potencia para cada uno, de modo tal de representar las variaciones en las demandas que ocurren durante el día.

Cada cliente tuvo asociada una categoría y su consumo extraído de la base de facturación del año 2015. La categoría permitió asociarle a dicho cliente, un perfil típico de consumo de 24 horas: se determinó para cada cliente un perfil de 24 horas de potencia media horaria, que representa el consumo promedio diario de dicho cliente en el año 2015.

Es importante destacar que no fue posible asociar el 100% de los clientes de la base de facturación a las redes digitalizadas. Existieron cargas “Sin Feeder asociado”. Los consumos de dichos clientes,

Concepto

Perdida Técnica

de Energía

(GWh)

Pérdida %

de Energía

(GWh)

MT 36.6 4.0%

BT 42.9 4.6%

TMM Y TMB FE 11.6 1.2%

TMM Y TMB CU 6.1 0.7%

MEDIDORES 2.0 0.2%

Total 99.1 10.7%

Energía Inyectada Total Real 925.5 GWh

Diferencia (38.8)

Concepto

Perdida Energía

(GWh)

Técnica 99.1

No Técnica 20.4

MT, 36.6

BT, 42.9

TMM Y TMB

FE, 11.6

TMM Y TMB CU, 6.1

MEDIDORES, 2.0

Perdida Técnica de Energía: GWh - año 2015

Técnica, 99.1

No Técnica, 20.4

Perdida Total de Energía: GWh - año 2015

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fueron “asociados” a los clientes que sí pudieron ser vinculados, mediante un factor que contempló además la pérdida no técnica.

En los siguientes puntos, se describen los resultados y la metodología utilizada para el cálculo de pérdidas llevado adelante en cada una de las etapas de la red de la distribuidora.

5. Resultados

5.1. Pérdidas de energía por SSEE

Se presenta en la siguiente imagen el resultado de pérdidas por SSEE:

Nótese que en la tabla y gráfico anterior, se muestra el resultado de pérdidas totales y pérdidas técnicas por SSEE.

El resultado de pérdidas totales es obtenido a partir de restar la sumatoria de consumos de cada uno de los clientes a la inyección total a nivel empresa. Por otra parte, el resultado de las pérdidas técnicas surge de calcular las mismas a partir de la realización de flujos de potencia.

Por consiguiente, la pérdida de energía total es en todos los casos superior o igual a la pérdida técnica

ID SSEE SSEE

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

%

Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No

Técnica

(Energía)

JUJUYSUR JUJUYSUR 40.4 276.1 0.78 9.81 17.68 3.18 1.99 0.61 5.59 38.9 14.1% 11.8% 2.2%

LASMADySANJCITO LASMADySANJCITO 22.0 150.0 0.78 13.82 6.98 2.44 1.06 0.29 4.13 28.7 19.1% 16.2% 2.9%

LIBERTADOR LIBERTADOR 17.4 121.5 0.80 3.54 5.16 1.64 0.88 0.26 1.93 13.4 11.0% 9.2% 1.8%

JUJUYESTE JUJUYESTE 17.8 125.8 0.81 3.24 5.09 1.11 0.79 0.30 1.77 12.3 9.8% 8.1% 1.6%

SANPEDRO SANPEDRO 17.2 119.9 0.79 2.33 4.34 1.80 0.73 0.28 1.59 11.1 9.2% 7.7% 1.6%

PALPALA PALPALA 17.8 132.3 0.85 1.91 2.73 0.84 0.42 0.17 1.02 7.1 5.4% 4.5% 0.9%

MIRAFLORES MIRAFLORES 3.7 24.7 0.76 1.91 0.89 0.55 0.25 0.12 0.63 4.4 17.7% 14.6% 3.0%

Total 136.3 925.5 0.78 36.57 42.88 11.55 6.12 2.03 16.66 115.8 12.5% 10.7% 1.8%

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

JUJU

YSU

R

LASM

AD

ySA

NJC

ITO

LIB

ERTA

DO

R

JUJU

YEST

E

SAN

PED

RO

PA

LPA

LA

MIR

AFL

OR

ES

GW

h -

año

20

15

Pérdida de Energía Total por SSEE

Pérdida No Técnica (GWh)Pérdida Técnica Medidores (GWh)Pérdida Técnica TMM y TMB Cu (GWh)Pérdida Técnica TMB Fe (GWh)Pérdida Técnica BT (GWh)Pérdida Técnica MT (GWh)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

JUJU

YSU

R

LASM

AD

ySA

NJC

ITO

LIB

ERTA

DO

R

JUJU

YEST

E

SAN

PED

RO

PALP

ALA

MIR

AFL

OR

ES

Pérdida de Energía / Energía Inyectada

% Técnica (Energía) % No Técnica (Energía)

Página | 6

En la siguiente imagen se presentan las pérdidas de potencia junto con los factores de pérdidas.

ID SSEE SSEE Pérdida Técnica

MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

JUJUYSUR JUJUYSUR 1 564 2 604 662 70 0.72 0.78 0.89

LASMADySANJCITO LASMADySANJCITO 2 158 1 079 441 33 0.73 0.74 0.90

LIBERTADOR LIBERTADOR 551 785 323 30 0.73 0.75 0.89

JUJUYESTE JUJUYESTE 509 810 251 34 0.72 0.72 0.86

SANPEDRO SANPEDRO 363 688 321 32 0.73 0.72 0.90

PALPALA PALPALA 293 431 161 20 0.75 0.72 0.89

MIRAFLORES MIRAFLORES 317 147 104 14 0.69 0.70 0.88

5756 6543 2264 231 0.73 0.75 0.89

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

JUJU

YSU

R

LASM

AD

ySA

NJC

ITO

LIB

ERT

AD

OR

JUJU

YE

STE

SAN

PED

RO

PALP

ALA

MIR

AFL

OR

ES

kW -

año

20

15

Pérdida de Potencia Total por SSEE

Pérdida Técnica Medidores (kW)

Pérdida Técnica TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica BT (kW)

Pérdida Técnica MT (kW)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

JUJU

YSU

R

LASM

AD

ySA

NJC

ITO

LIB

ERTA

DO

R

JUJU

YEST

E

SAN

PED

RO

PALP

ALA

MIR

AFL

OR

ES

Factor de Carga Pérdidas

Factor de Carga Pérdidas MT

Factor de Carga Pérdidas BT

Factor de Carga Pérdidas TMM y TMB

Página | 7

En la siguiente imagen, se presentan las pérdidas totales hora a hora para un día típico.

Finalmente en la siguiente imagen, se presentan las longitudes (km) de cada tipo de red y cantidad de Subestaciones MT/BT.

ID SSEE SSEE Longitud

MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMB

JUJUYSUR JUJUYSUR 814.26 160.22 654.04 1 542.36 1 026

LASMADySANJCITO LASMADySANJCITO 625.00 71.23 553.78 848.95 824

LIBERTADOR LIBERTADOR 433.27 87.16 346.12 613.40 413

JUJUYESTE JUJUYESTE 127.16 7.65 119.51 625.51 255

SANPEDRO SANPEDRO 615.90 106.33 509.58 704.14 527

PALPALA PALPALA 117.09 30.88 86.21 422.92 181

MIRAFLORES MIRAFLORES 1 130.87 270.21 860.66 467.38 601

3 863.55 733.66 3 129.89 5 224.66 3 827

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

JU

JUYS

UR

LA

SMA

DyS

AN

JCIT

O

LIB

ERTA

DO

R

JU

JUY

EST

E

SA

NPE

DR

O

PA

LPA

LA

MIR

AFLO

RES

Lon

gitu

d -

año

20

15

Longitud por SSEE

Longitud 33 kV Longitud 13.2 kV Longitud BT

Página | 8

En los siguientes puntos, se presentan los resultados en detalle para cada una de las SSEE.

5.2. SSEE Jujuy Este

En la siguiente imagen se muestran las pérdidas de energía de esta SSEE:

Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

AEROPARQ AEROPARQ 3.0 20.6 0.78 1.03 1.38 0.21 0.16 0.07 0.48 3.35 16.2% 13.9% 2.3%

SANISIDRO SANISIDRO 3.1 21.2 0.77 0.85 0.99 0.26 0.17 0.06 0.39 2.7 12.9% 11.0% 1.9%

RIOBLANCO RIOBLANCO 2.3 15.6 0.79 0.58 0.58 0.26 0.14 0.04 0.27 1.9 11.9% 10.2% 1.7%

ALBERDI ALBERDI 2.1 14.2 0.77 0.14 1.09 0.14 0.12 0.04 0.26 1.8 12.5% 10.7% 1.8%

NVACIUDAD NVACIUDAD 1.8 12.3 0.78 0.25 0.53 0.13 0.10 0.04 0.18 1.2 10.0% 8.5% 1.4%

MALVINAS MALVINAS 1.7 11.8 0.78 0.04 0.52 0.11 0.10 0.04 0.14 1.0 8.1% 6.9% 1.2%

ALPAPELER ALPAPELER 3.8 30.1 0.91 0.32 0.01 0.00 - 0.00 0.06 0.4 1.3% 1.1% 0.2%

Total 17.8 125.8 0.81 3.24 5.09 1.11 0.79 0.30 1.77 12.3 9.8% 8.1% 1.6%

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

AER

OP

AR

Q

SA

NIS

IDR

O

RIO

BLA

NC

O

ALB

ERD

I

NV

AC

IUD

AD

MA

LVIN

AS

ALP

AP

ELER

GW

h -

año

20

15

Pérdida de Energía Total por Alimentador

Pérdida No Técnica (GWh)Pérdida Técnica Medidores (GWh)Pérdida Técnica TMM y TMB Cu (GWh)Pérdida Técnica TMM y TMB Fe (GWh)Pérdida Técnica BT (GWh)Pérdida Técnica MT (GWh)Pérdida Total (GWh)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

AE

RO

PA

RQ

SAN

ISID

RO

RIO

BLA

NCO

ALB

ERD

I

NV

AC

IUD

AD

MA

LVIN

AS

ALP

AP

ELER



Página | 9


Feeder ID Feeder Pérdida Técnica

MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

AEROPARQ AEROPARQ 167 229 52 8.52 0.71 0.69 0.83

SANISIDRO SANISIDRO 139 158 57 7.37 0.70 0.71 0.86

RIOBLANCO RIOBLANCO 90 87 50 4.44 0.74 0.76 0.90

ALBERDI ALBERDI 23 169 34 4.22 0.70 0.73 0.85

NVACIUDAD NVACIUDAD 42 80 30 4.67 0.70 0.75 0.87

MALVINAS MALVINAS 7 85 28 4.69 0.69 0.70 0.83

ALPAPELER ALPAPELER 41 1 0 0.00 0.89 0.89 1.00

509 810 251 34 0.72 0.72 0.86

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

AE

RO

PA

RQ

SAN

ISID

RO

RIO

BLA

NC

O

ALB

ERD

I

NV

AC

IUD

AD

MA

LVIN

AS

ALP

AP

ELER

kW -

año

20

15

Pérdida de Potencia Total por Alimentador





0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AE

ROP

AR

Q

SAN

ISID

RO

RIO

BLA

NCO

ALB

ERD

I

NV

AC

IUD

AD

MA

LVIN

AS

ALP

AP

ELER





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En la siguiente imagen, se presentan las pérdidas totales de la SSEE, hora a hora para un día típico.


Feeder ID Feeder Longitud

MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

AEROPARQ AEROPARQ 15.37 - 15.37 140.81 42

SANISIDRO SANISIDRO 57.78 - 57.78 161.76 90

RIOBLANCO RIOBLANCO 25.18 - 25.18 93.09 59

ALBERDI ALBERDI 6.42 - 6.42 80.20 22

NVACIUDAD NVACIUDAD 9.14 - 9.14 75.12 22

MALVINAS MALVINAS 5.62 - 5.62 74.39 19

ALPAPELER ALPAPELER 7.65 7.65 - 0.13 1

127.16 7.65 119.51 625.51 255

0

50

100

150

200

250

AE

ROP

AR

Q

SA

NIS

IDR

O

RIO

BLA

NC

O

ALB

ERD

I

NV

AC

IUD

AD

MA

LVIN

AS

ALP

AP

ELER

Lon

gitu

d -

año

20

15

Longitud por Alimentador


Página | 11

5.3. SSEE Jujuy Sur


Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

ALREYES ALREYES 16.3 111.3 0.78 6.45 7.28 1.55 0.82 0.26 2.75 19.1 17.2% 14.7% 2.5%

ALSSALVADOR ALSSALVADOR 8.3 58.1 0.80 1.43 5.27 0.56 0.33 0.07 1.29 9.0 15.4% 13.2% 2.2%

LOSALISOS LOSALISOS 3.3 22.4 0.78 0.84 1.05 0.30 0.19 0.07 0.41 2.9 12.8% 10.9% 1.8%

GORRITI GORRITI 2.7 18.1 0.78 0.27 0.95 0.17 0.15 0.04 0.27 1.8 10.2% 8.7% 1.5%

AZOPARDO AZOPARDO 2.1 13.7 0.76 0.23 0.67 0.12 0.10 0.03 0.19 1.34 9.7% 8.3% 1.4%

SANTARITA SANTARITA 2.1 14.2 0.79 0.24 0.64 0.10 0.11 0.04 0.19 1.3 9.3% 7.9% 1.3%

LUJAN LUJAN 1.9 12.9 0.78 0.11 0.65 0.12 0.10 0.03 0.17 1.2 9.2% 7.9% 1.3%

MMORENO MMORENO 1.6 10.9 0.76 0.12 0.47 0.11 0.07 0.03 0.13 0.9 8.5% 7.3% 1.2%

CUYAYA CUYAYA 1.3 9.1 0.78 0.09 0.49 0.10 0.08 0.02 0.13 0.9 10.1% 8.6% 1.4%

CASTANEDA CASTANEDA 0.8 5.2 0.78 0.03 0.21 0.04 0.04 0.02 0.06 0.4 7.6% 6.5% 1.1%

Total 40.4 276.1 0.78 9.81 17.68 3.18 1.99 0.61 5.59 38.9 14.1% 11.8% 2.2%

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

ALR

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año

20

15



0%

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LUJA

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MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

ALREYES ALREYES 1 029 1 090 300 30.10 0.72 0.76 0.90

ALSSALVADOR ALSSALVADOR 220 706 108 8.15 0.74 0.85 0.94

LOSALISOS LOSALISOS 137 157 62 7.63 0.70 0.76 0.89

GORRITI GORRITI 43 151 43 4.42 0.71 0.72 0.85

AZOPARDO AZOPARDO 38 109 31 3.83 0.68 0.69 0.83

SANTARITA SANTARITA 40 101 28 4.11 0.70 0.72 0.83

LUJAN LUJAN 17 102 30 3.75 0.72 0.73 0.86

MMORENO MMORENO 20 78 25 2.92 0.67 0.68 0.85

CUYAYA CUYAYA 15 78 23 2.75 0.69 0.72 0.85

CASTANEDA CASTANEDA 5 32 12 1.95 0.71 0.73 0.85

1564 2604 662 70 0.72 0.78 0.89

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

ALR

EYES

ALS

SALV

AD

OR

LOS

ALIS

OS

GO

RR

ITI

AZO

PA

RD

O

SAN

TAR

ITA

LUJA

N

MM

OR

ENO

CUYA

YA

CA

STA

NED

A

kW -

año

20

15






0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ALR

EYES

ALS

SALV

AD

OR

LOS

ALIS

OS

GO

RR

ITI

AZ

OP

AR

DO

SAN

TAR

ITA

LUJA

N

MM

OR

ENO

CUYA

YA

CAS

TAN

EDA





Página | 13




MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

ALREYES ALREYES 701.42 153.13 548.30 860.60 756

ALSSALVADOR ALSSALVADOR 44.36 7.09 37.27 145.69 81

LOSALISOS LOSALISOS 22.27 - 22.27 148.91 66

GORRITI GORRITI 8.04 - 8.04 68.96 26

AZOPARDO AZOPARDO 7.41 - 7.41 63.76 18

SANTARITA SANTARITA 6.48 - 6.48 64.31 16

LUJAN LUJAN 6.87 - 6.87 59.55 19

MMORENO MMORENO 5.31 - 5.31 49.16 15

CUYAYA CUYAYA 8.52 - 8.52 51.29 22

CASTANEDA CASTANEDA 3.57 - 3.57 30.13 7

814.26 160.22 654.04 ####### 1 026

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

ALR

EYES

ALS

SALV

ADO

R

LO

SALI

SOS

GO

RRI

TI

AZO

PA

RD

O

SA

NTA

RIT

A

LU

JAN

MM

OR

ENO

CU

YAYA

CA

STA

NED

A

Lon

gitu

d -

año

20

15



Página | 14

5.4. SSEE Las Maderas y San Juancito


Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

ALPERICO ALPERICO 15.2 103.1 0.77 11.80 5.25 1.39 0.73 0.23 3.26 22.7 22.0% 18.8% 3.2%

ALCAÑADAS ALCAÑADAS 4.6 32.3 0.80 1.64 1.03 0.76 0.22 0.04 0.62 4.3 13.4% 11.4% 1.9%

SANVICENT SANVICENT 1.6 11.0 0.78 0.36 0.58 0.19 0.09 0.02 0.21 1.4 13.2% 11.3% 1.9%

SUNCHAL SUNCHAL 0.4 2.8 0.81 0.02 0.07 0.06 0.01 0.00 0.03 0.2 6.9% 5.9% 1.0%

ALSPEDRO ALSPEDRO 0.1 0.4 0.72 0.00 0.05 0.01 0.00 0.00 0.01 0.1 18.3% 15.6% 2.6%

LASMADERA LASMADERA 0.1 0.5 0.76 0.00 0.01 0.02 0.00 0.00 0.01 0.04 8.0% 6.8% 1.1%

Total 22.0 150.0 0.78 13.82 6.98 2.44 1.06 0.29 4.13 28.7 19.1% 16.2% 2.9%

-

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

ALP

ERIC

O

ALC

AÑ

AD

AS

SAN

VIC

ENT

SUN

CH

AL

ALS

PED

RO

LASM

AD

ERA

GW

h -

año

20

15



0%

5%

10%

15%

20%

25%

ALP

ERIC

O

ALC

AÑ

AD

AS

SAN

VIC

ENT

SUN

CHA

L

ALS

PED

RO

LASM

AD

ERA



Página | 15



MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

ALPERICO ALPERICO 1 860 817 273 25.71 0.72 0.73 0.89

ALCAÑADAS ALCAÑADAS 239 154 120 4.89 0.78 0.76 0.93

SANVICENT SANVICENT 57 90 35 2.29 0.72 0.74 0.90

SUNCHAL SUNCHAL 2 9 9 0.14 0.84 0.84 0.97

ALSPEDRO ALSPEDRO 0 8 1 0.15 0.76 0.68 0.88

LASMADERA LASMADERA 0 1 3 0.11 0.64 0.62 0.93

2158 1079 441 33 0.73 0.74 0.90

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

ALP

ERIC

O

ALC

AÑ

AD

AS

SAN

VIC

ENT

SUN

CH

AL

ALS

PED

RO

LASM

AD

ERA

kW -

año

20

15






0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ALP

ERIC

O

ALC

AÑ

AD

AS

SAN

VIC

ENT

SUN

CHA

L

ALS

PE

DR

O

LASM

AD

ERA





Página | 16




MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

ALPERICO ALPERICO 314.86 33.63 281.23 605.39 443

ALCAÑADAS ALCAÑADAS 228.82 15.69 213.13 163.22 285

SANVICENT SANVICENT 26.66 - 26.66 60.43 49

SUNCHAL SUNCHAL 17.46 - 17.46 9.10 22

ALSPEDRO ALSPEDRO 21.91 21.91 - 4.22 3

LASMADERA LASMADERA 15.30 - 15.30 6.59 22

625.00 71.23 553.78 848.95 824

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 000

ALP

ERIC

O

ALC

AÑ

AD

AS

SA

NV

ICEN

T

SU

NC

HA

L

ALS

PED

RO

LA

SMA

DER

A

Lon

gitu

d -

año

20

15



Página | 17

5.5. SSEE Libertador


Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

ALYUNGAS ALYUNGAS 4.3 29.4 0.77 1.63 1.21 0.60 0.22 0.07 0.63 4.4 14.8% 12.7% 2.1%

ALQUEMADO ALQUEMADO 3.0 21.4 0.82 0.40 0.66 0.33 0.15 0.04 0.26 1.8 8.6% 7.4% 1.2%

TERMINAL TERMINAL 2.3 15.8 0.79 0.38 0.73 0.18 0.14 0.05 0.25 1.7 10.8% 9.3% 1.6%

IRIGOYEN IRIGOYEN 2.0 13.3 0.78 0.13 0.96 0.12 0.10 0.02 0.22 1.6 11.7% 10.0% 1.7%

LEDESMA LEDESMA 2.1 14.4 0.78 0.35 0.51 0.18 0.10 0.03 0.20 1.4 9.5% 8.1% 1.4%

CANITA CANITA 1.3 10.1 0.91 0.46 0.42 0.08 0.05 0.00 0.17 1.19 11.8% 10.1% 1.7%

SANLORENZ SANLORENZ 1.9 13.3 0.79 0.17 0.54 0.12 0.11 0.04 0.17 1.1 8.7% 7.4% 1.2%

ORIAS ORIAS 0.5 3.7 0.79 0.02 0.12 0.04 0.02 0.01 0.03 0.2 6.5% 5.5% 0.9%

Total 17.4 121.5 0.80 3.54 5.16 1.64 0.88 0.26 1.93 13.4 11.0% 9.2% 1.8%

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

ALY

UN

GA

S

ALQ

UEM

AD

O

TERM

INA

L

IRIG

OY

EN

LED

ESM

A

CAN

ITA

SAN

LOR

ENZ

ORI

AS

GW

h -

año

20

15



0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

ALY

UN

GA

S

ALQ

UEM

AD

O

TERM

INA

L

IRIG

OYE

N

LED

ES

MA

CA

NIT

A

SAN

LOR

ENZ

ORI

AS



Página | 18



MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

ALYUNGAS ALYUNGAS 266 194 103 8.33 0.70 0.71 0.90

ALQUEMADO ALQUEMADO 58 100 60 4.61 0.80 0.75 0.90

TERMINAL TERMINAL 60 111 41 5.23 0.72 0.76 0.88

IRIGOYEN IRIGOYEN 21 143 28 2.74 0.69 0.77 0.88

LEDESMA LEDESMA 57 81 36 3.39 0.71 0.72 0.88

CANITA CANITA 59 54 16 0.02 0.90 0.89 0.96

SANLORENZ SANLORENZ 29 83 30 4.19 0.70 0.75 0.86

ORIAS ORIAS 3 19 8 1.07 0.72 0.72 0.87

551 785 323 30 0.73 0.75 0.89

-

100

200

300

400

500

600

ALY

UN

GA

S

ALQ

UEM

AD

O

TERM

INA

L

IRIG

OYE

N

LED

ES

MA

CA

NIT

A

SAN

LOR

ENZ

ORI

AS

kW -

año

20

15


Pérdida Técnica MT (kW) Pérdida Técnica BT (kW)

Pérdida Técnica TMM y TMB (kW) Pérdida Técnica Medidores (kW)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ALY

UN

GA

S

ALQ

UEM

AD

O

TER

MIN

AL

IRIG

OYE

N

LED

ESM

A

CAN

ITA

SAN

LOR

ENZ

OR

IAS





Página | 19




MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

ALYUNGAS ALYUNGAS 232.90 38.67 194.23 237.76 221

ALQUEMADO ALQUEMADO 137.85 48.49 89.36 96.39 78

TERMINAL TERMINAL 20.67 - 20.67 82.70 33

IRIGOYEN IRIGOYEN 4.88 - 4.88 39.93 16

LEDESMA LEDESMA 10.60 - 10.60 65.07 30

CANITA CANITA 15.48 - 15.48 0.49 12

SANLORENZ SANLORENZ 7.77 0.00 7.77 70.43 18

ORIAS ORIAS 3.14 - 3.14 20.63 5

433.27 87.16 346.12 613.40 413

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

ALY

UN

GA

S

ALQ

UEM

AD

O

TER

MIN

AL

IRI

GO

YE

N

LED

ESM

A

CA

NIT

A

SA

NLO

REN

Z

OR

IAS

Lon

gitu

d -

año

20

15



Página | 20

5.6. SSEE Miraflores


Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

ALIM. LAQUIACA ALIM. LAQUIACA 2.5 16.7 0.76 1.73 0.63 0.32 0.19 0.07 0.50 3.4 20.6% 17.7% 3.0%

ALIM ABRAPAMPA ALIM ABRAPAMPA 1.1 7.4 0.76 0.18 0.25 0.21 0.06 0.05 0.12 0.87 11.7% 10.0% 1.7%

ALIM. SUSQUES ALIM. SUSQUES 0.1 0.6 0.78 0.00 0.01 0.02 0.00 0.00 0.01 0.1 9.2% 7.8% 1.3%

Total 3.7 24.7 0.76 1.91 0.89 0.55 0.25 0.12 0.63 4.4 17.7% 14.6% 3.0%

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

ALI

M. L

AQ

UIA

CA

ALI

M A

BRA

PAM

PA

ALI

M. S

US

QU

ES

GW

h -

año

20

15



0%

5%

10%

15%

20%

25%

ALI

M.

LAQ

UIA

CA

ALI

M A

BRA

PAM

PA

ALI

M. S

USQ

UES



Página | 21



MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

ALIM. LAQUIACA ALIM. LAQUIACA 286 105 68 8.13 0.69 0.69 0.86

ALIM ABRAPAMPA ALIM ABRAPAMPA 31 40 33 5.19 0.67 0.71 0.92

ALIM. SUSQUES ALIM. SUSQUES 0 2 3 0.55 0.70 0.68 0.94

317 147 104 14 0.69 0.70 0.88

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

ALI

M.

LAQ

UIA

CA

ALI

M A

BR

AP

AM

PA

ALI

M. S

USQ

UES

kW -

año

20

15


Pérdida Técnica MT (kW) Pérdida Técnica BT (kW)

Pérdida Técnica TMM y TMB (kW) Pérdida Técnica Medidores (kW)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ALI

M. L

AQ

UIA

CA

ALI

M A

BR

AP

AM

PA

ALI

M. S

USQ

UES





Página | 22




MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

ALIM. LAQUIACA ALIM. LAQUIACA 487.46 43.12 444.34 245.64 328

ALIM ABRAPAMPA ALIM ABRAPAMPA 474.92 100.56 374.37 197.19 255

ALIM. SUSQUES ALIM. SUSQUES 168.48 126.53 41.95 24.55 18

1 130.87 270.21 860.66 467.38 601

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ALI

M. L

AQ

UIA

CA

ALI

M A

BR

AP

AM

PA

ALI

M. S

USQ

UES

Lon

gitu

d -

año

20

15



Página | 23

5.7. SSEE Palpalá


Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

GUEMES GUEMES 3.1 20.8 0.78 0.72 0.87 0.29 0.15 0.07 0.35 2.5 11.8% 10.1% 1.7%

25DEMAYO 25DEMAYO 2.8 18.7 0.76 0.46 1.04 0.18 0.13 0.06 0.32 2.19 11.8% 10.1% 1.7%

FLORIDA FLORIDA 2.3 15.8 0.78 0.16 0.68 0.22 0.11 0.04 0.20 1.4 8.9% 7.6% 1.3%

ALACZAPLA ALACZAPLA 8.9 70.9 0.91 0.56 - - - 0.00 0.09 0.7 0.9% 0.8% 0.1%

METALURGI METALURGI 0.4 3.2 0.88 0.00 0.12 0.05 0.01 0.00 0.03 0.2 6.7% 5.7% 1.0%

CHANCHILL CHANCHILL 0.4 2.8 0.83 0.01 0.02 0.08 0.01 0.00 0.02 0.1 5.2% 4.4% 0.7%

ALCELULOS ALCELULOS 0.0 0.1 0.78 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.0 15.8% 13.5% 2.3%

Total 17.8 132.3 0.85 1.91 2.73 0.84 0.42 0.17 1.02 7.1 5.4% 4.5% 0.9%

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

GU

EMES

25D

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A

ALA

CZA

PLA

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NCH

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año

20

15



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2%

4%

6%

8%

10%

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14%

16%

18%

GU

EMES

25

DEM

AYO

FLO

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A

ALA

CZA

PLA

MET

ALU

RGI

CHA

NCH

ILL

ALC

ELU

LOS



Página | 24



MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

GUEMES GUEMES 117 138 57 8.00 0.70 0.72 0.88

25DEMAYO 25DEMAYO 78 169 42 6.98 0.68 0.70 0.85

FLORIDA FLORIDA 24 104 43 4.20 0.74 0.74 0.89

ALACZAPLA ALACZAPLA 72 - - 0.00 0.90 - -

METALURGI METALURGI 0 15 7 0.04 0.91 0.90 0.98

CHANCHILL CHANCHILL 1 4 10 0.28 0.78 0.77 0.97

ALCELULOS ALCELULOS - 0 2 0.02 - 0.71 0.99

293 431 161 20 0.75 0.72 0.89

-

50

100

150

200

250

300

350

GU

EMES

25

DEM

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FLO

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A

ALA

CZ

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LA

MET

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RG

I

CH

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CH

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ALC

ELU

LOS

kW -

año

20

15






0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

GU

EMES

25D

EMA

YO

FLO

RID

A

ALA

CZA

PLA

MET

ALU

RG

I

CH

AN

CH

ILL

ALC

ELU

LOS





Página | 25


Finalmente en la siguiente imagen, se presentan las longitudes de cada tipo de red y cantidad de Subestaciones MT/BT.


MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

GUEMES GUEMES 21.53 - 21.53 171.38 63

25DEMAYO 25DEMAYO 13.57 - 13.57 144.47 31

FLORIDA FLORIDA 23.61 - 23.61 87.60 44

ALACZAPLA ALACZAPLA 2.01 2.01 - - -

METALURGI METALURGI 2.86 2.86 - 1.43 6

CHANCHILL CHANCHILL 27.49 - 27.49 16.68 32

ALCELULOS ALCELULOS 26.01 26.01 - 1.35 5

117.09 30.88 86.21 422.92 181

0

50

100

150

200

250

GU

EMES

25

DE

MA

YO

FLO

RID

A

ALA

CZ

AP

LA

MET

ALU

RG

I

CH

AN

CH

ILL

ALC

ELU

LOS

Lon

gitu

d -

año

20

15



Página | 26

5.8. SSEE San Pedro


Feeder ID Feeder

Potencia

Máxima

Inyectada

(MW)

Energia

Inyectada

(GWh)

Factor de

Carga

Pérdida

Técnica

MT (GWh)

Pérdida

Técnica BT

(GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Fe (GWh)

Pérdida

Técnica

TMM y TMB

Cu (GWh)

Pérdida

Técnica

Medidores

(GWh)

Pérdida No

Técnica

(GWh)

Pérdida

Total

(GWh)

% Perdida

Total

Energía

% Técnica

(Energía)

% No Técnica

(Energía)

ALLAVALLE ALLAVALLE 3.4 24.0 0.81 1.02 0.75 0.74 0.15 0.05 0.45 3.2 13.1% 11.2% 1.9%

PROVIDENC PROVIDENC 3.1 21.1 0.79 0.39 0.91 0.26 0.15 0.06 0.30 2.1 9.8% 8.4% 1.4%

HOSPITAL HOSPITAL 2.4 16.2 0.77 0.25 0.86 0.15 0.12 0.04 0.24 1.7 10.2% 8.8% 1.5%

STAROSA STAROSA 2.5 16.7 0.78 0.24 0.67 0.19 0.12 0.05 0.21 1.5 8.8% 7.5% 1.3%

LAMENDIET LAMENDIET 2.0 13.4 0.78 0.33 0.53 0.18 0.08 0.04 0.19 1.4 10.1% 8.6% 1.4%

BELGRANO BELGRANO 1.6 10.7 0.78 0.07 0.31 0.13 0.06 0.01 0.10 0.7 6.4% 5.5% 0.9%

ARRAYANAL ARRAYANAL 1.3 9.4 0.85 0.02 0.21 0.07 0.04 0.02 0.06 0.41 4.3% 3.7% 0.6%

RIOGRANDE RIOGRANDE 0.5 3.7 0.77 0.01 0.10 0.07 0.03 0.01 0.04 0.3 7.3% 6.2% 1.1%

LAESPERAN LAESPERAN 0.6 4.6 0.91 0.00 - - - 0.00 0.00 0.0 0.1% 0.1% 0.0%

Total 17.2 119.9 0.79 2.33 4.34 1.80 0.73 0.28 1.59 11.1 9.2% 7.7% 1.6%

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

ALL

AV

ALL

E

PRO

VID

ENC

HO

SPIT

AL

STA

RO

SA

LAM

EN

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T

BEL

GR

ANO

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RA

YAN

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GR

AN

DE

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PER

AN

GW

h -

año

20

15



0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

ALL

AV

ALL

E

PRO

VID

ENC

HO

SPIT

AL

STA

RO

SA

LAM

END

IET

BEL

GR

ANO

AR

RA

YAN

AL

RIO

GR

AN

DE

LAES

PER

AN



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MT (kW)

Pérdida Técnica

BT (kW)

Pérdida Técnica

TMM y TMB (kW)

Pérdida Técnica

Medidores (kW)

Factor de Carga

Pérdidas MT

Factor de Carga

Pérdidas BT

Factor de Carga

Pérdidas TMM y

TMB

ALLAVALLE ALLAVALLE 151 117 108 5.59 0.77 0.73 0.94

PROVIDENC PROVIDENC 63 139 52 6.48 0.71 0.75 0.89

HOSPITAL HOSPITAL 40 141 36 4.68 0.70 0.70 0.84

STAROSA STAROSA 39 107 40 5.20 0.69 0.72 0.87

LAMENDIET LAMENDIET 53 86 33 4.58 0.70 0.70 0.89

BELGRANO BELGRANO 11 49 25 1.55 0.71 0.73 0.90

ARRAYANAL ARRAYANAL 2 33 14 1.77 0.81 0.72 0.88

RIOGRANDE RIOGRANDE 2 17 13 1.66 0.71 0.68 0.88

LAESPERAN LAESPERAN 1 - - 0.00 0.89 - -

363 688 321 32 0.73 0.72 0.90

-

50

100

150

200

250

300

350

400

ALL

AV

ALL

E

PRO

VID

ENC

HO

SPIT

AL

STA

RO

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LAM

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IET

BEL

GR

ANO

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YAN

AL

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GR

AN

DE

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SPER

AN

kW -

año

20

15






0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ALL

AV

ALL

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PRO

VID

ENC

HO

SPIT

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STA

RO

SA

LAM

END

IET

BEL

GR

AN

O

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RA

YA

NA

L

RIO

GR

AN

DE

LAES

PER

AN





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MT

Longitud

33 kV

Longitud

13.2 kV

Longitud

BT

Cantidad

de TMM

y TMB

ALLAVALLE ALLAVALLE 493.00 106.33 386.67 199.40 325

PROVIDENC PROVIDENC 39.98 - 39.98 141.84 57

HOSPITAL HOSPITAL 9.04 - 9.04 90.17 24

STAROSA STAROSA 9.11 - 9.11 91.87 32

LAMENDIET LAMENDIET 20.52 - 20.52 85.79 36

BELGRANO BELGRANO 3.92 - 3.92 26.46 15

ARRAYANAL ARRAYANAL 4.41 - 4.41 36.22 13

RIOGRANDE RIOGRANDE 35.55 - 35.55 32.39 25

LAESPERAN LAESPERAN 0.38 - 0.38 - -

615.90 106.33 509.58 704.14 527

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ALL

AV

ALLE

PR

OV

IDEN

C

HO

SP

ITA

L

STA

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MEN

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BEL

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NO

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YAN

AL

RIO

GR

AN

DE

LA

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ERA

N

Lon

gitu

d -

año

20

15



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6. Metodología utilizada

La metodología utilizada para el cálculo de pérdidas técnicas reales de energía, consideró la realización de corridas de flujos de carga sobre la totalidad de redes (red de MT, TMB, BT y acometidas) sobre las que la distribuidora dispuso de información digitalizada. La red fue desagregada en las siguientes etapas:

Red de distribución en MT: o De 33 kV o De 13.2 kV

Transformación MT/MT: o 33/13.2 kV

Transformación MT/BT: o 33/0.38 kV o 13.2/0.38 kV

Red de distribución de BT: o Líneas de BT o Acometidas Clientes BT

Medidores: o Digitales; o Analógicos;

La metodología aplicada en cada etapa de la red se describe más adelante.

Desde el punto de vista de la información requerida para la ejecución del estudio se dispuso de lo siguiente:

Información correspondiente a la compra total de energía más generación para el 2015.

Topología de la red de MT cuya información contiene características de conductores, longitudes de tramos, calibres, cantidad de fases y resistencias, nodos, ubicación de los transformadores MT/BT y sus características técnicas, etc.

Información georreferenciada de la red de MT.

Información de transformadores: ubicación, codificación y características.

Base de facturación considerando los consumos incurridos por los clientes conectados a los alimentadores de MT, TMB y BT, para el año 2015.

Perfiles de carga que reflejan los patrones de consumo de los clientes según su categoría tarifaria (información obtenida de los estudios de caracterización de carga realizados previamente).

Topología de cada circuito de BT con información de nodos inicial y final por cada tramo, (longitud y características de los conductores, normas, tipo de líneas).

Información georreferenciada de cada uno de los circuitos de BT.

La información técnica y comercial arriba mencionada, fue analizada, depurada, consolidada y adecuada para permitir la realización de las corridas de flujo. Al momento de ejecución del presente estudio, la empresa dispuso de una digitalización del 100% de la red de MT, de la red de BT y de la transformación MT/BT. Lo que permitió que el cálculo del nivel de pérdidas fue posible a nivel poblacional.

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6.1. Red de MT, BT y Acometidas

Las corridas de flujo de carga se realizaron para cada una de las salidas de MT de las SSEE AT/MT (y/o puntos de compra) y sus estaciones de rebaje 33/13.2kV con sus alimentadores de 13.2kV asociados y además las estaciones de MT/BT y sus redes de BT asociadas, teniendo en cuenta la configuración real de la red (cantidad de fases y calibres reales).

Dentro de la red de MT y BT, las pérdidas de energía se dan principalmente en los conductores. En menor medida se observan pérdidas de energía en los aisladores de MT. Para realizar el cálculo de las pérdidas de energía en los conductores de la red de MT y BT, se procedió de la siguiente forma:

1. Determinación de la energía anual y potencia media para un perfil de 24 horas (día típico), por alimentador en su salida: se determinó la energía anual de cada alimentador y la potencia media de 24 horas pertenecientes al día típico. Esta información surgió de la sumatoria de los consumos conectados al mismo:

a. Se determinó la relación entre la energía inyectada total anual sobre la energía de la base de facturación 2015 total empresa.

b. Según la base de facturación, se obtuvo la energía consumida para el año 2015 de cada cliente.

c. Según campaña de caracterización de cargas, se determinó el perfil típico de cada categoría tarifaria.

d. A partir del perfil típico, la energía estimada anual de cada cliente y la energía medida del alimentador, se construyó el perfil de potencias medias de 24 horas en cabeza de alimentador. Se consideraron las pérdidas totales del alimentador mediante la aplicación de un factor que incrementó las energías consumidas de los clientes conectados hasta el nivel de energía inyectada de modo tal de considerar así la pérdida no técnica y los clientes aún no digitalizados y/o asociados al alimentador.

Ejemplo de perfil de 24 horas de potencia media alimentador “ALLAVALLE” de la SSEE San Pedro:

.

2. Determinación del perfil de 24 horas de demanda de potencia por cliente de MT y cliente de BT: se determinó la energía anual consumida de cada cliente y la potencia media de 24 horas pertenecientes al día típico.

a. Según la base de facturación, se obtuvo la energía consumida para el año 2015 de cada cliente.

b. A partir del perfil típico de cada cliente y la energía estimada anual del mismo, se construyó su perfil de potencias medias de 24 horas.

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Ejemplo de perfil de 24 horas de potencia media, cliente “PME85280” conectado al Alimentador “ALLAVALLE”.

3. Armado de la librería de Conductores: Se relevaron los conductores realmente utilizados por

la empresa, y se verificó la consistencia de las resistencias y reactancias de cada uno en función del material y la sección del mismo. A continuación, se obtuvo una tabla indicando según el código, la resistencia y reactancia de cada conductor (ver hoja “Líneas” del archivo “GIS 07 2015.xlsb”).

4. Depuración de la Base de Datos: En general las bases de datos de las empresas, suelen presentar algunos problemas que dificultan el cálculo de las pérdidas. Los problemas más comunes son los de conectividad. Suelen encontrarse algunos de los siguientes tres inconvenientes: 1) Falta de tramos de pequeña extensión, 2) falta de fases en un tramo existente, 3) errores de fase.

Para lograr realizar el cálculo de las pérdidas, se precisa quitar todos los errores de tipo 1, 2 y 3. En el caso particular de EJESA, este tipo de inconvenientes estuvieron presentes en las bases de datos recibidas. Para su corrección, se desarrolló una rutina en la cual se utilizan algoritmos especialmente diseñados que mediante la aplicación de programación entera, deciden la corrección que más se ajusta a la representación de la realidad. Como resultado de la aplicación de dichos algoritmos, fue obtenida una red sobre la cual es factible realizar flujos de potencia. Los puntos con errores pueden ser auditados a partir de la herramienta gráfica desarrollada.

5. Balanceo de cargas: Es usual que la Base de Datos de Instalaciones no contenga información confiable en relación a la fase en la cual se encuentra cada subestación MT/BT o los clientes de MT y BT. Para lo cual se podría realizar un balanceo de cargas óptimo, en busca de representar de mejor manera la red real. Sin embargo se optó por mantener la fase indicada en la base siempre y cuando fuera factible. En caso de no factibilidad, se corrigió la fase para lograr coherencia.

6. Cálculo de la Pérdida de Potencia por tramo y por hora:

Página | 32

Se realizó un flujo de potencia correspondiente a cada hora del perfil típico del alimentador y se determinó así la pérdida de potencia media de cada tramo, para cada fase y para cada hora y la caída de tensión en el mismo. Todos estos cálculos se realizaron utilizando programación lineal.

7. Corrección de Cálculos Incorrectos: No es muy usual pero para algunos alimentadores, dadas las altas cargas versus las instalaciones subdimensionadas, las caídas de tensión resultan ser absurdas. Para estos casos se optó por dejar los resultados obtenidos para facilitar la detección del error. Dentro de la herramienta “GIS 07 2015.xlsb” y usando la metodología propuesta en el punto ¡Error! No se ncuentra el origen de la referencia., es posible detectar el error para que posteriormente se realice la corrección del caso. Ver particularmente, las caídas de tensión.

8. Cálculo de la pérdida de Energía por tramo: A partir del cálculo de la pérdida de potencia para cada una de las 24 horas, se procedió a sumarlas y multiplicarlas por 365 días del año. De esta forma se obtuvo la pérdida de energía del mismo. Al resultado así obtenido en tramos de MT, BT y cobre de los transformadores, se lo afectó por un factor de 107% para contemplar que las pérdidas para los 365 días del año son superiores a 365 veces las pérdidas del día típico. Esto se debe a la naturales cuadrática de las pérdidas con respecto a la intensidad.

6.2. Subestaciones MT/BT

Las pérdidas de energía y potencia de los transformadores, se producen en el hierro del núcleo y en el cobre de las bobinas primarias y secundarias. Para calcular estas pérdidas de energía, fue necesario previamente calcular las pérdidas de potencia. La pérdida de potencia en el hierro es independiente de la carga del transformador y se obtuvo de los datos del fabricante, mientras que la pérdida de potencia en el cobre depende de la carga del transformador y se obtuvo a partir de la siguiente fórmula:

Pérdida Potencia Cu (W) = (Pérdida Potencia Nominal en Cu (W)) x (Máxima Potencia Demanda (kVA))²/(Potencia Nominal (kVA))².

Para efectuar el cálculo anteriormente citado, fue necesario realizar previamente lo siguiente:

Determinación de la energía anual y potencia horaria del perfil de 24 horas del día típico por centro de transformación MT/BT: Cada centro de transformación se encuentra conectando una red de BT a algún nodo de MT. Debido a que se realizan 24 flujos de potencia en cada alimentador, del mismo se determina el perfil de 24 horas del centro. El mismo corresponde a la sumatoria de los perfiles de los clientes de BT a la cual abastece dicho centro más las pérdidas en dicha red.

Ejemplo del perfil de 24 horas para el centro “TRA6002979” (100kVA) dentro del alimentador “ALLAVALLE”.

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Para calcular la pérdida de energía, se utilizaron las siguientes dos fórmulas:

Pérdida Energía Hierro (Wh) = Pérdida Potencia Hierro (W) x 8760 (h);

Pérdida Energía Cobre (Wh) = ∑ 𝑷𝒆𝒓𝒅𝒊𝒅𝒂𝑷𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂𝑪𝒐𝒃𝒓𝒆(𝑾)𝒉 × 𝟑𝟔𝟓𝟐𝟒𝒉=𝟏 .

La pérdida de energía total del transformador es igual a la suma de las pérdidas en el hierro y en el cobre.

Las pérdidas de potencia nominales en hierro y cobre para cada uno de los diferentes transformadores de las empresas, se determinaron a partir de las siguientes fórmulas:

Se utilizaron datos informados por la empresa EDET (asumimos que son similares a los de EJESA), referentes a las pérdidas en hierro y cobre de cada tipo de transformador. Sin embargo, luego se utilizaron las fórmulas aquí expuestas para el cálculo de las pérdidas.

y = 13.951x0.7067

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

0 100 200 300 400 500 600 700

Pér

did

a (W

)

kVA

Pérdida Fe 1 fase

y = 71.302x0.6858

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

0 100 200 300 400 500 600 700

Pér

did

a (W

)

kVA

Pérdida Cu 1 fase

y = 12.455x0.7483

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

0 500 1000 1500 2000 2500

Pér

did

a (W

)

kVA

Pérdida Fe 3 fases

y = 59.754x0.7473

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

0 500 1000 1500 2000 2500

Pér

did

a (W

)

kVA

Pérdida Cu 3 fase

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7. Entregables

Se entrega a la empresa la siguiente herramienta:

Herramienta visualización GIS: archivo “GIS 07 2015.xlsb”.

Para instalar y utilizar la misma, se entrega también el informe “Instructivo Instalación de herramienta Cálculo de Pérdidas - Quantum 2015.pdf”.

Mediante esta herramienta, personal de EJESA podrá visualizar el cálculo de las pérdidas con sumo detalle.

8. Conclusiones

Comparando con los valores de pérdidas técnicas determinadas en el año 2005, se observa un crecimiento en términos porcentuales en cada etapa de red. Este crecimiento es consecuente con el crecimiento vertical y horizontal de la demanda observado en estos últimos años. Adicionalmente la frontera eléctrica se expande permanentemente debido a grandes núcleos habitacionales que se incorporaron al consumo formal, como consecuencia de la regularización de distintos asentamientos en toda la provincia, provocando mayores pérdidas sobre las troncales de MT.

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