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UNIVERSIDAD PINAR DEL RÍO
HERMANOS SAÍZ MONTES DE OCA
FACULTAD DE CIENCIAS TÉCNICAS
CENTRO DE ESTUDIOS DE ENERGÍA Y TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS
SOSTENIBLES (CEETES)
TÍTULO: Disminución de las pérdidas técnicas en el municipio Pinar del Río, a partir de la compensación de la energía reactiva.
TESIS PRESENTADA EN OPCIÓN AL TÍTULO DE MÁSTER EN EFICIENCIA
ENERGÉTICA.
AUTOR: ING. IOSVANY SILES MORALES.
PINAR DEL RÍO
2013
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UNIVERSIDAD PINAR DEL RÍO
HERMANOS SAÍZ MONTES DE OCA
FACULTAD DE CIENCIAS TÉCNICAS
CENTRO DE ESTUDIOS DE ENERGÍA Y TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS
SOSTENIBLES (CEETES)
TÍTULO: Disminución de las pérdidas técnicas en el municipio Pinar del Río, a partir de la compensación de la energía reactiva.
TESIS PRESENTADA EN OPCIÓN AL TÍTULO DE MÁSTER EN EFICIENCIA
ENERGÉTICA.
AUTOR: ING. IOSVANY SILES MORALES.
TUTOR: MsC. YALILI SERRADET GÓMEZ.
PINAR DEL RÍO
2013
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Agradecimientos De forma muy especial a Lidia y Maydel por su ayuda constante y su perseverancia
con mi persona para que me mantuviera con ellas en la maestría.
A todos mis compañeros de trabajo que en todo momento me brindaron su apoyo
para la realización dela maestría.
MsC. Yalili Serradet Gómez, mi tutora, por su ayuda incondicional, orientaciones y
sugerencias con alta profesionalidad.
A los profesores que trabajaron durante el curso, que aportaron todas sus
experiencias, conocimientos y ayuda en la búsqueda de la información científica
necesaria para el desarrollo de la investigación.
- 4 -
Dedicatoria
A mis hijas que son lo más importante en mi vida
y que espero le sirva de guía a sus vidas.
A mis queridos padres que siempre han sido
ejemplos a seguir en mi vida y me han
inculcadoel amor a la Patria.
A mi abuela materna que siempre me ayudó en
los momentos más difíciles de mi vida y que de
estar viva estaría muy contenta.
- 5 -
RESUMEN
Desde el año 2005se trabaja en la rehabilitación de las redes de distribución de toda la
provincia, debido al estado en que se encontraban las mismas, los niveles de interrupción
que ocasionaban a los clientes y los niveles de pérdidas técnicas.Estas inversiones se
realizan con los cálculos de factibilidad económica,sobre la base de los ahorros
provocados a causa de la disminución de dichas pérdidas.
Este trabajo calcula la reducción de las pérdidas técnicasen las redes de distribución
eléctricas del municipio de Pinar del Río con la compensación de la energía reactiva que
circula en ella, esto produce ahorros de 435,35 MWh/año por la compensación de la
energía reactiva con bancos de capacitares fijos en las redes de distribución primaria y de
241,81 MWh/año por la compensación de la energía reactiva en los clientes.
La disminución totalde pérdidas de energía activa que se lograría con la compensación de
la energía reactiva asciende a 677,16 MWh/año, para un ahorro de 92753,14 USD/año y
una disminución de las emisiones a la atmósfera de los gases de efecto invernadero en
497,04 toneladas.
Palabras claves: Pérdidas técnicas, energía reactiva.
- 6 -
SUMMARY
From the year 2005 work in the rehabilitation of the nets of distribution of the whole, due to
the state in that they were the same one, the interruption levels that caused at the clients
and the levels of technical losses, these investments are carried out with the calculations of
economic feasibility, on the base of the provoked savings because of the decrease of this
losses.
This work calculates the reduction of the technical losses in the electric distribution nets of
the municipality of Pinar del Río with the compensation of the energy it reactivates that it
circulates in her, these it produces savings of 435,35 MWh/año for the compensation of the
energy it reactivates with banks of fixed capacitares in the nets of primary distribution and
of 241,81 MWh/año for the compensation of the energy reactivates in the clients.
The total decrease of losses of active energy that would be achieved with the
compensation of the energy reactivates it ascends 677,16 MWh/año, for a saving of
92753,14 USD/año and a decrease of the polluting load to the atmosphere of the gases of
effect hothouse in 497,04 tons
Key words: technical losses,energy reactivates.
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ÍNDICE Pág INTRODUCCIÓN……………………………………………………………. 9
CAPÍTULO I. ANTECEDENTES………………………………………….. 16
1.1 Situación energética Internacional…………………………………… 17
1.1.1 El aumento de los precios de energía a nivel mundial y la
crisis global del medio ambiente.………………………..………..
17
1.2 Panorama regional de América Latina y el Caribe…….….………... 19
1.2.1Sector de hidrocarburos………………….………….…………… 19
1.2.2Sector eléctrico ……………………………..……………………… 20
1.3 Situación Cubana…………………………….………………………… 21
1.4Las Pérdidas Eléctricas……………………….……………………….. 24
1.4.1 Pérdidas no técnicas….………..…………………………….…… 25
1.4.2 Pérdidas técnicas…………….……………………………………. 25
1.4.2.1 Mejoras organizativas a las redes de distribución…………. 26
1.4.2.2 Mejoras técnicas a las redes de distribución……………….. 28
1.4.2.3 Mejoras técnicas ejecutadas en las redes de distribución… 30
1.5El factor de potencia y sus consecuencias.………………………….. 31
1.5.1Medidas de ahorro de energía en instalaciones..……………. 33
CAPÍTULO II. MATERIALES Y MÉTODOS………………….…………... 35
2.1 Caracterización del Centro……………………………………….…….. 36
2.2 Descripción de las redes eléctricas de la UEB Pinar del Río.…….... 36
2.3 Situación de las redes de distribución primaria en julio 2011..…...... 39
2.4Compensación de la energía reactiva.………………………..………. 41
2.5Compensación de energía reactiva con bancos de capacitores.…... 44
2.5.1 Instalación de bancos de capacitores en redes de distribución. 47
2.5.1.1 Procedimiento para el cálculo de banco de capacitores en
redes de distribución……………...........................................
50
2.5.2 Compensación del factor de potencia en los consumidores. 51
2.5.2.1Cálculo del impacto en las pérdidas con la compensación
- 8 -
del factor de potencia en los consumidores……………….... 54
2.6Cálculo de la disminución de las emisiones de gases de efecto
invernadero a la atmósfera……………………………………………..
58
CAPÍTULO III. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS……………………. 60
3.1 Análisis del comportamiento de la demanda de energía reactiva en
las subestaciones de transmisión y en los circuitos de distribución.
61
3.2 Calculo del valor de la energía reactiva a compensar, la capacidad
y ubicación más recomendada de los bancos de capacitores en
los circuitos de distribución primaria………………………………….
62
3.3 Análisis económico de los resultados de la compensación del
factor de potencia con bancos de capacitores en las redes de
distribución primara……………………………………………………..
66
3.4 Compensación de energía reactiva con bancos de capacitores en
los consumidores estatales…………………………………………….
69
3.5 Impacto ambiental………………………………………………………. 74
CONCLUSIONES…………………………………………………………… 75
RECOMENDACIONES…………………………………………………….. 78
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………. 80
ANEXOS……………………………………………………………………… 86
- 9 -
INTRODUCCIÓN
- 10 -
INTRODUCCIÓN.
Luego de casi 8 años de haberse desarrolladola Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre Cambio Climático, son pocos los avances logrados para reducir la quema de
combustibles fósiles que ocasiona las emisiones de gases efecto invernadero y origina el
llamado Cambio Climático.
El cambio climático ha sido el más acelerado que ha vivido la Tierra, ocasionando que su
temperatura media en los últimos 140 años haya aumentado entre 0,3ºC y 0,6ºC. Desde la
revolución industrial la sociedad occidental basó su acumulación de capital en el uso de
combustibles fósiles: gas, petróleo y carbón, llevando a un gran incremento de los gases
de efecto invernadero. La fiebre que hoy tiene el Planeta ha conllevado al incremento del
nivel del mar, que según plantean los científicos está entre 15 y 25 centímetros (1).
El desarrollo sustentable constituye una preocupación central en muchas sociedades
industrializadas y no industrializadas. Si bien a través de la energía no será posible
resolver los serios problemas que atentan contra el desarrollo sustentable nacional, no
cabe duda que una política energética adecuada es fundamental para alcanzar dicho
objetivo. La vulnerabilidad del sistema energético, los problemas ambientales vinculados a
su producción y uso, la aguda dependencia y la inequidad en el abastecimiento,
constituyen algunos de los desafíos de una política energética sustentable (2).
La tendencia al encarecimiento de la energía y al agotamiento de sus fuentes es cada
vez mayor, esto es causa de conflictos y de competencias desmedidas por lograr el
control de lo que queda físicamente de estos recursos en el mundo. Por eso la importancia
de esta en el país se hizo vital desde los primeros momentos de la revolución cubana
cuando los Estados Unidos tomó este elemento como arma para tratar de ahogarla,
cortando el suministro de combustible, con todo esto se trazaron las líneas estratégicas de
la política energética que conserva toda su vigencia y que ha servido de guía para el
trabajo en este campo en todos estos años.
- 11 -
También el país acomete un intenso trabajo en la actividad petrolera, en su producción y la
del gas acompañante. El incremento sostenido que se augura para esta importante labor,
se sustenta en un intenso programa de exploración, que incluye un ambicioso plan de
investigaciones sísmicas y de perforación. El incremento en la producción y utilización del
gas acompañante del petróleo permite elevar la capacidad de generación de electricidad
ya existente, alcanzándose a partir de este combustible (3), logrando una disminución
considerable de los costos de la generación eléctrica.
Producir o prestar servicios con un menor consumo de energía, manteniendo la calidad,
pasa a ser un objeto de creciente importancia para la institución.El incremento de la
eficiencia energética es una necesidad permanente a conseguir en el uso de todas las
formas de energía y es particularmente importante en la utilización de los combustibles
importados, derivados del petróleo, debido a la gran dependencia que se tiene de ellos.
Dentro de la actividad industrial y residencial en el país es muy importante la distribución
de la energía eléctrica con la calidad y eficiencia requerida. Las pérdidas eléctricas son un
elemento esencial en la eficiencia energética, y un peso importante en ella tiene el control
de la potencia reactiva y el factor de potencia, ya que es una potencia que se tiene que
generar en las centrales y no aporta trabajo útil, por lo que mantenerlo en valores óptimos
constituye ahorros significativos en la generación de electricidad.
La eficiencia y el ahorro se han convertido en la fuente principal de crecimiento de la
economía en las condiciones actuales. Constituye un elemento clave para el logro de los
propósitos de crecimiento y desarrollo del país, el uso racional de la energía eléctrica.
Para lograr la utilización racional y el máximo aprovechamiento de esta, en 1975 el
Consejo de Ministros pone en vigor la Ley No 1287 (4), Ley Eléctrica que expresa
textualmente en su artículo 10: ¨El Ministerio de la Industria Eléctrica, mediante el
correspondiente reglamento o instrucciones,determinarán las normas a seguir en cuanto al
factor de potencia con que deben ser operados los equipos eléctricos de los distintos
usuarios¨; también para lograr la utilización racional y el máximo aprovechamiento de la
energía eléctricael Reglamento del Servicio Eléctrico (5) establece en su articulo 7: ¨El
Ministerio de la Industria Eléctrica no aceptará a sus nuevos usuarios operar los equipos
- 12 -
eléctricos con un factor de potencia menor de 90%. Los que se encuentren actualmente
operándolo sin cubrir este requisito, deberán cumplimentar las medidas e instrucciones
que les sean impartidas por el Ministerio de la Industria Eléctrica¨.
No obstante a estas legislaciones, hoy en la provincia de Pinar de Río existe un importante
número de empresas que operan las instalaciones eléctricas con un factor de potencia por
debajo de 0,9, introduciendo con esto al Sistema Electroenergético Nacional (SEN) un
factor de potencia bajo, provocando el aumento de las pérdidas, las caídas de voltajes, la
demanda instantánea y con ello la necesidad de incrementar la generación en Kilo-Voltios-
Amperes (kVA), provocando con ello el aumento del consumo de hidrocarburos, la
contaminación ambiental y su pago por penalización del factor de potencia a la Unión
Nacional Eléctrica (UNE).
Problema Científico: No se conoce la magnituddel impacto de la compensación del
consumo de energía reactiva en la disminución delas pérdidas técnicas de energía
eléctrica en el municipio Pinar del Río.
Objeto de Estudio: Proceso de distribución de la energía eléctrica en el municipio de
Pinar del Río.
Campo de Acción: Redes Eléctricas de Distribución y Servicios Estatales de la Unidad
Empresarial de Base (UEB) Pinar del Río,perteneciente ala Empresa Eléctrica de Pinar del
Río.
Objetivo General: Determinar la magnitud del impacto que se obtendrá con la
compensación de la energía reactiva en líneas de distribución y Servicios Estatales, en la
disminución de las pérdidas técnicas de energía eléctrica en el municipio Pinar del Río.
Objetivos Específicos: 1. Determinar el comportamiento delademanda de energía reactiva en las subestaciones
de transmisión y la necesidad de su compensación en los diferentes circuitos de
distribución.
- 13 -
2. Calcular el valorde la energía reactiva a compensar por cada circuito de distribución
primaria, simulando los circuitos de distribución primariadel municipio de Pinar del Río,
mediante el software Radial 7,6, para lograr la ubicación óptima de los bancos de
capacitores, calculando la disminución de las pérdidas técnicas y la compensación de
la energía reactiva.
3. Valorar económicamente el impacto logrado en la disminución de pérdidas técnicas de
energía eléctrica y la inversión necesaria para la compensación de la energía reactiva
a partir de la ubicación de bancos de capacitores en las líneas de distribución primaria
del municipio de Pinar del Río.
4. Efectuar el análisis del comportamiento del consumo de energía reactiva en los clientes
penalizados por bajo factor de potencia en el municipio de Pinar del Río, calculandoel
impacto en la disminución de las pérdidas de energía en las redes de distribución en el
municipio de Pinar del Río.
Hipótesis: Si se compensa el consumo de energía reactiva en las líneas de distribución y
en los Servicios Estatales penalizados por bajo factor de potencia, se logrará una
disminución apreciable en las pérdidas de energía eléctrica del municipio de Pinar del Río.
Resultados Esperados: De la presente investigación se esperan obtener los siguientes
resultados:
1. Realizacióndel análisis del comportamiento delademanda de energía reactiva en
las subestaciones de transmisión yen los circuitos de distribución del municipio de
Pinar del Río.
2. Ejecución del cálculodel valorde la energía reactiva a compensar por cada circuito
de distribución primaria, determinado la capacidad y ubicación óptima de los
bancos de capacitoresen los circuitos de distribución primaria del municipio de
Pinar del Río, calculando la disminución de las pérdidas técnicas y la
compensación dela energía reactiva.
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3. Presentacióndel análisis económico de los resultados a obtenercon la
compensación del factor de potenciamediante bancos de capacitores en las redes
de distribución primara del municipio de Pinar del Río.
4. Estimación de la compensación necesaria de la energía reactiva en los servicios
estatales penalizados por bajo factor de potencia en el municipio de Pinar del Ríoy
su impacto en la disminución de las pérdidas técnicas.
Materiales y métodos: Para la realización de la presente investigación se utilizarán tanto métodos teóricos como
métodos empíricos.
Métodos teóricos:
• Histórico – Lógicos: Permitirán la confección del capítulo teórico que respaldará la
realización de esta investigación ya que permitirá fundamentar los aspectos
relacionados con la realización del estudio.
• Dialéctico: Su uso estará orientado a expresar las contradicciones existentes en el
campo investigado, utilizándose para impulsar la investigación. Es decir, el impacto
positivoenergético que se puede lograr como resultado de la aplicación.
• Hipotéticos – Deductivos: Permitirán correlacionar la propuesta de análisis para
su implementación en la entidad y lograr con eficiencia energética, la utilización
del papel principal de la entidad objeto de estudio.
• Sistémico estructural: Se empleará para caracterizar el problema y el campo de
caracterización, determinar todos los elementos que contribuyan a la ocurrencia del
problema.
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Métodos Empíricos: Se utilizará el Método de las Encuestas y para ello se aplicarán las técnicas de la
entrevista y la observación científica:
• Observación científica: A través del análisis de los documentos especializados
del objeto de estudio, y el procesamiento de la información, se calcularán los
ahorros económicos que traerá para la organización, las empresas y el país.
Métodos Estadísticos: Utilizando el Software Radial 7.6 se procesarán y presentarán
mediante tablas y diagramas los resultados de la presente investigación.
Aportes de la tesis: La presente Tesis tendrá como fundamentales aportes los siguientes:
• Aporte práctico: Se presentará el análisis que permitirá determinar la incidencia
de la potencia reactiva en el factor de potencia, el voltaje y las pérdidas técnicas de
energía eléctricas.
• Aporte económico: Se disminuirán las pérdidas de energía eléctrica,
disminuyendo consigo el consumo de combustible en la Generación de Energía
Eléctrica.
• Aporte social: Mejoramiento de las condiciones de voltaje en los consumidores.
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CAPÍTULO I. ANTECEDENTES
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ANTECEDENTES. 1.1 Situación energética Internacional. En los países industrializados el abastecimiento de energía constituye un gran desafío. La
energía es imprescindible para el funcionamiento de la economía y el bien común. Por
ello, la política energética se basa en tres pilares: seguridad de abastecimiento,
compatibilidad con el medio ambiente y rentabilidad. Además, el uso de energía ya no se
puede mirar desde una perspectiva meramente nacional, pues las interconexiones a nivel
internacional y las repercusiones globales han aumentado significativamente (6).
1.1.1 El aumento de los precios de energía a nivel mundial y la crisis global del medio ambiente. Hay varias señales preocupantes que indican que la creciente demanda de petróleo no se
podrá satisfacer a la par con el crecimiento de la demanda mundial. El Parlamento alemán
(Bundestag), dispone de diferentes estudios que señalan que probablemente en pocos
años más, la demanda sobrepasará el máximo de explotación mundial de petróleo. En
consecuencia, se produciría un aumento drástico en los precios y se desatarían más
guerras en torno al crudo (6).
Además, las fuentes energéticas, con excepción del carbón y del uranio, que no se conoce
mucho, tienen un alcance reducido en el tiempo (de pocas décadas), si se piensa en
costos razonables para la explotación de materias primas (6).
La creciente escasez y el aumento de los precios de las fuentes energéticas provocarán
severos problemas económicos a nivel mundial. En Europa, el aumento del precio del
petróleo ha acelerado la inflación, más graves aún serán las consecuencias económicas,
en el momento de que la extracción ya no pueda ir a la par con la demanda mundial de
energía.
- 18 -
Este escenario es discutido seriamente en el interior de Europa, analizando los inminentes
problemas para la seguridad del abastecimiento (6).
El uso casi exclusivo de fuentes energéticas agotables, como son el petróleo, el gas
natural, el carbón y el uranio, constituye una de las principales amenazas para la
seguridad del abastecimiento, los precios razonables y la paz mundial. Además, estas
materias primas son la causa principal de la crisis global del medio ambiente en este
planeta. El sistema energético actual es responsable en un 80% del calentamiento del
clima mundial, particularmente por las emisiones de dióxido de carbono durante la
combustión y las emisiones de metano durante la extracción de gas natural, carbón y
petróleo. Hoy en día, los cambios climáticos ya han causado graves daños, tal como
documenta con toda claridad la Münchner Rück, la compañía de Seguros más grande a
nivel mundial, en un balance sobre estos daños. Con el aumento de la temperatura,
aumentarán también drásticamente los daños (6).
Por su parte, el uso de la energía nuclear no ofrece protección alguna contra los peligros
del cambio climático mundial, ya que produce emisiones de radioactividad, lo que puede
tener consecuencias devastadoras. En Europa se sabe con meridiana claridad desde el
accidente nuclear en Chernobyl y recientemente los sucesos ocurridos en Japón,
ocasiones en que murieron decenas de miles de personas. Desde el punto de vista de la
economía, la energía nuclear tampoco constituye una solución, ya que también se trabaja
con un recurso agotable, y las dificultades económicas y sociales que genera su uso son
difíciles de controlar. Así lo evidencia el tremendo aumento de costos en el caso de la
planta nuclear Angra dos Reis en Brasil (6).
Con relación a otros energéticos, el consumo de carbón registró un notable aumento con
relación al 2002 de 6,9% especialmente por el consumo de China y USA. La generación
de energía nuclear se contrajo en 2% y la generación hidroeléctrica se incrementó en
apenas 0,4% especialmente por el consumo de América Latina y Asia.
Finalmente, se espera que en los siguientes años el consumo de energía siga liderado por
la demanda de petróleo aunque seguida muy de cerca por la demanda de gas natural, que
- 19 -
pasará a ser el segundo energético más demandado. Para este escenario será
determinante el crecimiento de la demanda de gas natural que registre el Asia, continente
que guiará la tasa a la cual crezca este mercado (7).
1.2 Panorama regional de América Latina y el Caribe. 1.2.1 Sector de hidrocarburos. Las reservas de petróleo en la región registraron un leve incremento con relación al año
anterior de 0,29%, mientras que las de gas natural se mantuvieron casi constantes
registrando un leve descenso de 0,02% (8).
El crecimiento energético en la Región estuvo liderado particularmente por la producción
de gas natural, con un 3,21% de crecimiento y de carbón con un importante ascenso en
12,67%, mientras que la de petróleo se redujo en 1,85%. Venezuela, miembro de la
Organización Productora y Exportadora de Petróleo, se ha mantenido entre los 10
primeros productores de petróleo del mundo, a pesar de problemas ocurridos en el 2003.
El país es por tanto, clave para los mercados energéticos mundiales, con sus reservas
probadas de petróleo estimadas en más de 77 mil millones de barriles. Las reservas de
gas natural de Venezuela son las mayores de la región, estimadas en unos 4,181018 m3. México también tiene grandes reservas de crudo con reservas de más de 14 mil millones
de barriles, mientras que sus reservas probadas de gas natural se estiman en
aproximadamente 15 TPC. Argentina, con unos 3,2 mil millones de barriles de reservas
probadas de petróleo, es también un importante participante en el mercado de
hidrocarburos en Latinoamérica. Sus exportaciones se hacen principalmente a Chile,
Brasil, Uruguay y Paraguay, con pequeñas cantidades que también van a la Costa del
Golfo de los Estados Unidos. Las reservas probadas de gas natural del país son de
aproximadamente 7,61017 m3 (8).
Las reservas de gas natural de Bolivia eran de 54,9 TPC, valorado como el país con las
segundas reservas de gas natural en Sudamérica, después de Venezuela, colocándolo en
posición de equilibrar el eje de gas natural en el Cono Sur. Colombia es también visto
- 20 -
como un importante productor de hidrocarburos, pero los problemas políticos y las
reservas no aprovechadas le han llevado a una baja en las exportaciones durante los
últimos años. Sin embargo, Colombia quiere aumentar sus exportaciones de hidrocarburos
a fin de preservar su condición de exportador neto de petróleo en el largo plazo. Su vecino
país, Ecuador, también es uno de los mayores exportadores de hidrocarburos de
Latinoamérica. El país recientemente completó su segundo oleoducto, el cual ha duplicado
la capacidad de transporte de crudos en el Ecuador. El Perú está dando muestras de ser
un potencial mercado para los Estados Unidos y otras empresas energéticas extranjeras
con su proyecto en el campo de gas natural de Camisea que está llegando a sus etapas
finales (8).
1.2.2 Sector eléctrico. La capacidad instalada de generación eléctrica en la región asciende aproximadamente a
253 420 MW, habiendo aumentado 5 % respecto al 2002. De esto 233 153 MW son
instalaciones para servicio público y el resto de auto generadores. Brasil, México y
Argentina son los países con mayores potencias instaladas para producir electricidad. El
52% de la potencia instalada es hidroeléctrica, el 45% termoeléctrica, el 2%
nucleoeléctrica y el 1% utiliza fuentes como geotermia, eólica, solar y biomasa (8).
Todavía quedan por desarrollar muchos recursos energéticos de la región, especialmente
los hidroeléctricos, siendo los países con mayor potencial de ese tipo: Brasil, Colombia,
Perú, México y Venezuela.
La producción de electricidad en los 26 países ha sido de 1 020 737 GWh, cifra que
muestra un crecimiento medio de 4,3%, lo cual confirma que el mercado eléctrico regional
crece a ritmo sostenido y presenta excelentes oportunidades para la inversión.
Aproximadamente el 56% de la electricidad producida en los 26 países dela Organización
Latinoamericana de Energía (OLADE), proviene de la hidroenergía; el 40% de
combustibles, el 3% de centrales nucleares y el 1% de fuentes geotérmicas, eólicas y
fotovoltaicas. La energía eléctrica de autogeneradores representó el 10% de la
producción total (8).
- 21 -
En los últimos años las transacciones internacionales de la región (incluyendo las
realizadas entre México y Estados Unidos) han sido del orden de 49 000 GWh/año. El
mayor exportador de energía eléctrica en el 2003 fue Paraguay, con 45 173 GWh y el país
que más importó fue Brasil, con 37 141 GWh. Se espera que con las nuevas
interconexiones en ejecución y estudio, se incrementen las transacciones de electricidad
entre los países de Centro América y de Sur América (8).
El consumo eléctrico en Latinoamérica y El Caribe, fue de 820 706 GWh, registrando un
incremento de 3,6 % con relación al 2002. Esto ratifica las oportunidades para nuevos
emprendimientos en el sector eléctrico regional (8).
El consumo percápita de electricidad en el 2003 fue de 1 529 kWh, mayor que los
1498kWh/Hab. del 2002. El consumo residencial por habitante, subió a 403 kWh, lo que
ratifica una tendencia positiva (8).
La participación de la electricidad en la demanda total de energía de los sectores
industrial, residencial y comercial, ha sido de 22,2 %, 22,9 % y 66,3 %, respectivamente,
según se puede ver en el Informe energético del 2003 de la Organización Latinoamericana
de Energía (OLADE). Se ha dado un pequeño incremento porcentual en el sector de
comercio y servicios.
1.3 Situación Cubana. La crisis en el suministro energético a la economía nacional ha repercutido en mayor o
menor grado en todos los sectores de la actividad económica. En virtud de las prioridades
asignadas a las empresas exportadoras y a los servicios sociales básicos en cuanto al
suministro energético, el impacto sobre el resto de las empresas fue severo. Esta situación
ha obligado a la dirección del país a tomar diversas medidas y programas para enfrentar
esta crisis, cuyo alcance ha sido global y sectorial (9).
- 22 -
En estos momentos las plantas de Energás Varadero y Energás Jaruco representan un
aporte importante a la producción de electricidad de Cuba. La proporción del petróleo y el
gas natural cubano en la estructura del consumo nacional de hidrocarburos ha mantenido
una tendencia al crecimiento en los últimos años.
Los acuerdos establecidos con Venezuela contribuirán a mejorar la situación; a través de
un esquema de financiamiento con firmas extranjeras se prevé incrementar la refinación.
El consumo de petróleo y derivados de Cuba en el 2000 fue cercano a las 8 600 millones
de toneladas, los 2,5 millones de toneladas provenientes de Venezuela representarán un
29% del consumo cubano. Pero si se tiene en cuenta que sólo una quinta parte de la
oferta venezolana, 500 000 toneladas, brinda facilidades de pago para el país, entonces el
impacto financiero se hará sentir directamente en el 5,8% del total consumido por Cuba(9).
En Cuba, como línea estratégica para su desarrollo, se han identificado ya, como potencial
eólico el extremo occidental de Pinar del Río, la Isla de la Juventud, la costa norte de las
provincias desde Holguín hasta Villa Clara y el noroeste de la región oriental de Cuba. Por
otra parte la energía fotovoltaica es una de las fuentes alternativas que Cuba fomenta, la
misma es una opción de energización rural promovida principalmente en lugares alejados
de las redes del Sistema Electroenergético Nacional, con lo cual se aprovecha el alto nivel
de radiación solar. Según la empresa ECOSOL, en cada metro cuadrado del territorio
cubano se recibe diariamente una cantidad de energía solar equivalente a medio
kilogramo de petróleo combustible o cinco kilowatts de energía eléctrica, lo que significa
un ahorro significativo para el país y una prueba fehaciente de la sustentabilidad de esta
fuente energética (3).
El cubrimiento de la demanda en el país en el año 2010 se comportaba como se muestra
en al figura1que presentamos a continuación(10), donde las fuentes de aportes son, gas
acompañante (GAS), agua (H2O), crudo nacional (CRU), fuel oil con motor de combustión
interna (FOM), fuel oil con plantas térmicas (FOP) y diesel (GOI).
- 23 -
Fuente: Presentación del Despacho Nacional de Carga en el Taller de Regímenes de Despachos
Provinciales de Cargas en Santiago de Cuba, marzo de 2010.
Cubrimiento de la demanda
0
500
1000
1500
2000
2500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Hora
Dem
anda
(MW
) GOIFOPFOMCRUH2OGAS
Figura1: Cubrimiento de la demanda en el país año 2010
En el caso específico de Pinar del Río en noviembre de 2010 el cubrimiento de la
demandapromedio de un día en la provincia se comportabacomo se muestra en elfigura2
(11), donde se aprecia que en lo fundamental se cubre con lo recibido del Sistema
Electroenergético Nacional (SEN) desde otras provincias, una parte con la generación
Fuel Oil de la provincia y la otra, fundamentalmente en el horario del picoeléctrico con los
grupos Diesel.
Fuente: Informe sobre operación económica de los Despachos Provinciales de Cargas del Despacho
Provincial de Carga Pinar del Río, noviembre 2010.
Cubrimiento de la Demanda Pinar del Río Noviembre 2010
0
20
40
60
80
100
120
140
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Hora
MW
Gene. Diesel
Gene.FUEL
Rec. Trans
- 24 -
Figura2: Cubrimiento de la demanda en la provincia de Pinar del Río. En cuanto alas fuentes de energía y su aporte a la satisfacción del consumo de la
provincia se comportó como se muestra en la tabla 1, como se puede apreciar en lo
fundamental se cubre con el SEN, generación con motores Fuel oil y motores Diesel.
Tabla 1:Fuentes de energía y su aporte a la satisfacción del consumo de la Provincia. Fuente de Energía MWH %
Recibido de Transmisión 46243.0 78,38
Recibido de la Generación FUEL 6478.0 10,98
Recibido de la Generación Diesel 6016,5 10,20
Recibido de la Generación Hidroenergía 38.0 0,06
Recibido de la Gen. MINAZ 4,7 0,01
Recibido de otras Provincias 218,4 0,37
Energía Consumida Provincia 58998,6
Fuente: Informe sobre operación económica de los Despachos Provinciales de Cargas del Despacho
Provincial de Carga Pinar del Río, noviembre 2010.
1.4 Las Pérdidas Eléctricas. En el sector eléctrico de la distribución, las pérdidas se calculan por la diferencia entre la
energía comprada al sector de la generación y la facturada a los clientes. Especialistas del
tema dividen a este factor en pérdidas técnicas y las no técnicas; a estas últimas también
se las conoce como “pérdidas negras”.
Las técnicas corresponden a las pérdidas necesarias que se dan por el transporte y
transformación de la energía eléctrica y se consideran como un hecho normal dentro de la
distribución del servicio.
Mientras que las no técnicas provienen de varios factores como el hurto de la energía de
usuarios, debido a instalaciones directas a la red de distribución, por la utilización de
medidores en mal estado, la mala gestión administrativa debido a lecturas erróneas de los
lectores y falta de revisión de sistemas de medición(12).
- 25 -
1.4.1 Pérdidas no Técnicas.
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar en tres tipos:
Accidentales, las cuales tienen su origen en el mal uso u operación de los
elementos y equipos de los circuitos eléctricos, tal es el caso de un conexionado
erróneo.
Administrativas, energía que por algún motivo no se contabiliza: usuarios sin
medidores (toma directa), ferias, etcétera.
Fraudulentas, referidas a la energía que toman algunos consumidores evitando
mediante algún mecanismo pasar por los medidores de la compañía de electricidad.
Las pérdidas no técnicas se han convertido en un problema para las empresas eléctricas,
particularmente las del tipo fraudulento.En el país no estamos libres de dicha problemática
y se trabaja en su disminución y control, cuando estas pérdidas son relativamente
apreciables su disminución se logra con más rapidez (13).
1.4.2 Pérdidas Técnicas. Las Pérdidas Técnicasobedecen a las condiciones propias de las instalaciones,
dependiendodel manejo y la transportación de la energía.Su disminución requiere de
inversiones apreciables y es más lenta que las no técnicas, a su vez se pueden clasificar:
Por el tipo de pérdidas: Obedece a la parte y proceso del sistema donde se producen
las pérdidas:
- Pérdidas por transporte: producidas por la circulación de la corriente en las redes y
conductores de las líneas de transmisión, subtransmisión y distribución primarias y
secundarias.
- Pérdidas por trasformación: se producen en todos los tipos de transformadores
existentes, ya sean de Alta tensión (AT), Media Tensión (MT) o Baja Tensión (BT) y
dependen de su eficiencia y el factor de potencia de la carga que alimentan,
también influye la cargabilidad a que estén sometidos.
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- Pérdidas en las mediciones: producidas en los equipos y aparatos utilizados para
realizar las mediciones.
Por la causa de las pérdidas se agrupan de acuerdo a tres causas, que son bien
conocidas: pérdidas por efecto corona, pérdidas por efecto corona joule y pérdidas
por corrientes parásitas e histéresis (14).
Como una consecuencia del desarrollo económico y social, en algunos países la
generación de energía eléctrica se duplica cada 10 años. Este crecimiento hace que los
sistemas eléctricos de potencia estén en continuo crecimiento y que la generación, así
como las redes de transmisión, subtransmisión y distribución primaria y secundaria
puedan prestar un servicio adecuado por un tiempo limitado.
Cuando una red de distribución de energía eléctrica ha perdido los indicadores de calidad
para la cual fue diseñada, se justifica proponerle mejoras que la hagan regresar a los
valores de diseño. Estas mejoras pueden ser organizativas y/o técnicas. Las mejoras
organizativas son de fácil ejecución, pero dan grandes beneficios consistentes en ahorro
de energía, reducción de las pérdidas y mejoras en la operación del circuito. Las mejoras
técnicas están relacionadas con la modernización o la reconstrucción de las redes de
distribución (15). 1.4.2.1 Mejoras organizativas a las redes de distribución.
Las mejoras organizativas son muy convenientes desde el punto de vista económico
porque no requieren de grandes inversiones y sin embargo, sus beneficios técnicos y
económicos son apreciables, las más usadas son las siguientes(15):
Balancear las cargas de los circuitos de distribución primaria y secundaria.
La diversidad de cargas puede provocar el desbalance del circuito, es decir que las
corrientes por sus fases sean diferentes entre sí, por lo que es necesario balancear los
circuitos, lográndose aprovechar mejor la capacidad instalada de los transformadores de la
subestaciones y de distribución, la protección contra las fallas que comprenden tierra
- 27 -
puede hacerse más sensible y tienen pérdidas de Joule menores, pues disminuyen tanto
las pérdidas en el neutro como las pérdidas en las fases(15).
Reubicación de los transformadores de distribución según su cargabilidad.
Radica en reubicar los transformadores de distribución según estudio de la cargabilidad ya
que en las redes de distribución hay bancos de transformadores que están sobrecargados
mientras que otros están subcargados, evitando que algunos transformadores pierdan vida
útil o se “quemen” mientras que otros estén trabajando ineficientemente por hacerlo muy
por debajo de su capacidad(15).
Reducción de la tensión de la subestación durante la mínima demanda.
Esta medida se ejecuta en las subestaciones con transformadores que tienen cambiador
de derivaciones bajo carga ya sea de forma automática o como se realiza en el municipio,
orientarse su ejecución al operador de la subestación bajo una norma de operación,
logrando con ello la disminución de las pérdidas de vacío y del consumo de potencia
reactiva de todos los transformadores del circuito, disminución de las pérdidas de potencia
activa debido a la disminución del consumo de potencia reactiva y con ello la corriente que
circula por los conductores, disminución del consumo del alumbrado público y disminución
de la vida útil de los bombillos incandescentes, los reactores (balastros), etcétera(15).
Reconfiguración de los esquemas de los circuitos.
En las redes de distribución se pueden encontrar alimentadores con trazados adyacentes
entre los que hay desconectivos de enlace que operan normalmente abiertos (NA) y sin
embargo, hay cargas que, alimentadas desde el circuito adyacente tendrían menores
caídas de tensión y menos pérdidas de potencia activa que alimentadas desde el circuito
original, por lo que puede realizarse esos traspasos de cargas. En el municipio como
comentamos anteriormente con las nuevas subestaciones se realizaron estos cambios y
aun quedan algunos por ejecutar(15).
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Acomodo de las cargas de un circuito.
Aunque orientada por las Empresas de Distribución de la Energía Eléctrica, esta mejora
organizativa se realiza fundamentalmente en las industrias medianas y pequeñas que se
alimentan de las redes de distribución. Consiste en, después de realizar un estudio
riguroso del flujo de producción de la industria, trasladar las cargas desde el horario de
máxima demanda al de mínima demanda o a otro próximo a él. El acomodo de cargas
representa ahorro de portadores energéticos porque en la máxima demanda trabajan,
junto con las más eficientes, las grupos electrógenos que operan con diesel que es el
combustible más caro usado en la generación, por lo que una disminución de la demanda
posibilita la no sincronización de algunas de las máquinas diesel(15)
Reubicación de los capacitores instalados en el circuito.
Debido al cambio en la demanda, la extensión y la configuración de las redes de
distribución hacen que una ubicación de capacitores que en su momento fue óptima, al
paso del tiempo deja de serlo, pudiendo ser mejorada mediante la reubicación de los
capacitores(15).
1.4.2.2Mejoras técnicas a las redes de distribución.
Las mejoras técnicas están relacionadas con la modernización y la reconstrucciónde las
redes de distribución por lo que traen aparejadas inversiones que deben ser justificadas
desde los puntos de vista técnico y económico. Toda mejora propuesta tiene que tener
una justificación técnica relacionada con el incremento de la calidad del servicio eléctrico
(fiabilidad, regulación de tensión, flexibilidad, etcétera). Por ejemplo, la OLADE recomienda que las pérdidas de potencia activa de un circuito mejorado deban ser ≤ 2 %. Con respecto a las caídas de tensión, cada empresa de distribución de energía tiene sus
propias normas. Por ejemplo en Cuba se establece que, después de una mejora, la caída
de tensión hasta el peor poste (nodo) debe estar entre el 4 y el 5 %, económicamente
viable realizándose por cualquier método de evaluación económica. Entre los más
utilizados están la relación Beneficio Costo Actualizada (B/C) y el del Valor Presente Neto
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(VPN) también conocido como Valor Actual Neto (VAN), las más usadas son las
siguientes:(15).
Cambio del calibre de los conductores.
Esta mejora se propone en los circuitos de distribución primarios y secundarios, cuando
los conductores existentes son inadecuados, debido a su envejecimiento o por el
crecimiento de la carga. El cambio del calibre puede hacerse por tramos, desde la
subestación o transformador hasta el peor nodo o a todo el circuito. En este tipo de mejora
la reducción de las pérdidas de energía depende del conductor retirado y el instalado y el
cambio que esto trae en la impedancia de la línea(15).
Instalación de nuevas subestaciones.
Cuando los valores de carga máximos para los circuitos de distribución, sobrepasen desde
los puntos de vista técnico y económico, hay que construir nuevas subestaciones lo que
trae aparejada la construcción de nuevos circuitos. La nueva subestación debe ubicarse
cerca del centro de carga, tener facilidades de acceso con el equipamiento necesario para
su construcción y mantenimiento, disponer del espacio para la instalación de los
transformadores, etcétera. En este tipo de mejora la disminución de pérdidas está
relacionada con la disminución de la circulación de corriente por los conductores antes y
después de la construcción de la subestación(15).
Conversión de la tensión.
Esta mejora consiste en elevar el nivel de tensión en 1,73 veces al pasar las líneas de
distribución de delta a estrella, por ejemplo de 2,4 a 4,16 kV, de 7,62 a 13,2 kV, etcétera.
Para realizarla, hay que cambiar el o los transformadores de la o las subestaciones, pero
en la distribución primaria, no hay que cambiarlos aisladores, las crucetas, los pararrayos,
los interruptores, los seccionalizadores, los capacitores y los transformadores. En esta
mejora las caídas de tensión en porcentaje y las pérdidas se reducen a la tercera
parte(15).
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Cambio del nivel de tensión.
Esta mejora consiste en cambiar la tensión por ejemplo de 4,16 a 13,2 kV, de 13,2 a 33kV,
etcétera. Este cambio es mucho más costoso pues no sólo implica el cambio del o los
transformadores de o las subestaciones, sino que hay que cambiar, desde los aisladores
hasta los transformadores de distribución. Por otro lado, aunque este es un trabajo que se
realiza por etapas, trae aparejado mayores afectaciones al servicio eléctrico. Si se
desprecia el incremento de la reactancia inductiva de los alimentadores por el aumento de
su espaciamiento, se puede obtener una reducción de la caída de tensión en porcentaje y
de las pérdidas en kW proporcionales a la relación entre las tensiones al cuadrado. Así,
para un cambio en la tensión de 4,16 a 13,2 kV, ambas se reducen a la décima parte(15).
Instalación de capacitores.
Tanto los capacitores conectados en serie como los conectados en paralelo pueden
utilizarse en las redes de distribución para mejorar el factor de potencia, incrementar las
tensiones, reducir las pérdidas de potencia activa, liberar capacidad instalada y ahorrar
energía. Para decidir cuál de los dos tipos de conexión va a ser utilizada es necesario
considerar tanto los aspectos técnicos como los económicos(15).
1.4.2.3 Mejoras técnicas ejecutadas en las redes de distribución.
El programa de rehabilitación de redes iniciado en septiembre de 2005 en el municipio de
Sandino, se extiende a otros municipios de la provincia en diciembre ese mismo año
dentro de los que se encuentra el municipio de Pinar del Río, el programa se ha mantenido
ininterrumpidamente hasta estos momentos lográndose ejecutar hasta 2010 las acciones
de mejoras técnicas y organizativas quese muestran en la tabla 2.
Como se muestra en la tabla número 2 estas acciones aportaron en los años 2011 y 2012
ahorros en la generacióndel SEN por concepto de pérdidas de 2 763,128 MWh/año, lo
cual representa el 8,854 % de las pérdidas totales del año 2012.
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Tabla2: Acciones de rehabilitación ejecutadas en los años 2005-2010.
PRINCIPALES ACCIONES DE MEJORAS UM
Cantidad acciones
ejecutadasReducción MW-h/año
% disminución
de las Pérdidas
Totales en un año
(MWh/año) Cambio Calibre Primario km 30,8 269,808 0,3279Conversión de voltaje 4 a 13 kV kVA 0 0,000 0,0000Conversiones a 19 kV. kVA 150 42,000 0,0510Cambio calibre Secundario U 336 1048,320 1,2741Instalación de bancos de capacitores U 0 0,000 0,0000División de circuito secundario U 400 1060,000 1,2883Balanceo secundario U 357 112,858 0,1372Balanceo primario. U 3 45,000 0,0547Aumento de capacidad en T de distribución U 205 80,078 0,0973Retiro de transformadores en SE de distribución U 6 105,000 0,1276Cambio de Metro contador U 14839 0,030 0,00004Cambio de acometidas U 17191 0,034 0,00004
Total 2763,128 8,854
Fuente: Creación propia.
1.5 El factor de potencia y sus consecuencias.
Un alto consumo de energía reactiva puede producirse por: un gran número de motores,
presencia de equipos de refrigeración y aire acondicionado, una sub-utilización de la
capacidad instalada en equipos electromecánicos, por una mala planificación y operación
en el sistema eléctrico de la industria y un mal estado físico de la red eléctrica y de los
equipos de la industria.
- 32 -
Las cargas puramente resistivas, tales como alumbrado incandescente, resistencias de
calentamiento, etc. no causan este tipo de problema ya que no necesitan de la corriente
reactiva (16).
Resulta dañino y caro mantener un bajo factor de potencia y el mismo en la industria
produce inconvenientes tales como: aumento de la intensidad de corriente, pérdidas en los
conductores y fuertes caídas de tensión, incrementos de potencia de las plantas y
transformadores, así como la reducción de su vida útil y reducción de la capacidad de
conducción de los conductores, la temperatura de los conductores aumenta y esto
disminuye la vida de su aislamiento, aumentos en sus facturas por consumo de
electricidad, mayor inversión en los equipos de generación, ya que su capacidad en kVA
debe ser mayor, para poder entregar esa energía reactiva adicional, mayores capacidades
en líneas de transmisión y distribución así como en transformadores para el transporte y
transformación de esta energía reactiva y elevadas caídas de tensión y baja regulación de
voltaje, lo cual puede afectar la estabilidad de la red eléctrica (17).
Las pérdidas de energía debido al calentamiento de las líneas que conducen la
electricidad son proporcionales a la intensidad de la corriente. Por eso, para disminuir las
pérdidas al llevar hasta los usuarios la energía eléctrica que se produce en las unidades
de generación, se eleva la tensión a la que se transmite la electricidad y se disminuye la
intensidad de la corriente en esa misma cuantía. Por eso en las líneas de transmisión
existen muy altas tensiones. Otra forma de reducir las pérdidas es situar las unidades de
generación más cerca de los consumidores. En eso consiste el modelo de Generación
Distribuida que se generalizó en el país con la Revolución Energética iniciada en 2005
(18).
Las pérdidas de energía en las líneas de transporte de energía eléctrica aumentan con el
incremento de la intensidad. Como se ha comprobado, cuanto más bajo sea el factor de
potencia de una carga, se requiere más corriente para conseguir la misma cantidad de
energía útil. Por tanto, como ya se ha comentado, las compañías suministradoras de
electricidad, para conseguir una mayor eficiencia de su red, requieren que los usuarios,
especialmente aquellos que utilizan grandes potencias, mantengan los factores de
- 33 -
potencia de sus respectivas cargas dentro de los límites especificados, estando sujetos,
de lo contrario, a pagos adicionales por energía reactiva.
1.5.1 Medidas de ahorro de energía en instalaciones
El factor de potencia tiene un importante significado técnico-económico debido a que de su
magnitud dependen, en cierta medida, los gastos de capital y explotación, así como el uso
efectivo de los equipos de las instalaciones eléctricas. En la transmisión de la energía las
pérdidas desempeñan un elemento fundamental, y para disminuirlas se pueden tener en
cuenta: aumentar la tensión de las líneas de transmisión, evitar las transformaciones
innecesarias, mejorar el factor de potencia y reducir las corrientes excesivas (picos de
demandas) (19).
En las líneas de transmisión y distribución de electricidad bajo factor de potencia además
de incrementar las pérdidas técnicas tiene una influencia importante en los valores de
voltajes en los diferentes nodos de la red. Las cargas con factor de potencia en atraso, es
decir, las que dan lugar a una mayor circulación de potencia reactiva inductiva, tienden a
aumentar la caída de tensión y por ende a disminuir la tensión del recibo, de forma
contraria, las cargas con factor de potencia en adelanto, es decir, las que dan lugar a una
mayor circulación de potencia reactiva capacitiva, tienden a disminuir la caída de tensión y
por ende a aumentar la tensión del recibo pudiendo provocar una subida en lugar de una
caída de tensión. Resumiendo, mientras mayor es la circulación de potencia reactiva
inductiva mayor es la caída de tensión y viceversa
Algunas medidas que se pueden adoptar en instalaciones de producción o servicio para
mantener o incrementar el índice de utilización de la energía eléctrica:
1. Exacta correspondencia entre los tipos y las potencias de los motores eléctricos con las
características y potencias consumidas por los mecanismos accionados por esos
motores.
2. Evitar al máximo el trabajo prolongado de los motores en régimen de vacío, por lo que
se debe prever la desconexión automática durante el tiempo de trabajo sin carga, con
su posterior conexión.
- 34 -
3. Cambio de un motor asincrónico por otro de menor potencia. Esto funciona cuando el
motor asincrónico está cargado entre 40 y 50 % de su potencia nominal.
4. Cambio en la conexión de los motores, manteniendo la misma tensión de la
alimentación. Para los motores asincrónicos sistemáticamente cargados entre un 40
y50% de su potencia.
5. Garantizar reparaciones de calidad a los motores eléctricos.
6. Operaciones de los motores eléctricos con sus tensiones nominales de operación.
7. Replanteamiento de los diferentes procesos tecnológicos de las máquinas herramienta
de los talleres.
8. La selección de la máquina herramienta en función de las condiciones tecnológicas del
trabajo que hay que realizar.
La aplicación consecuente de estas medidas ayuda significativamente a lograr el
incremento del ahorro de la energía eléctrica en la producción y los servicios, donde se
emplean motores eléctricos, con la utilización de menos recursos materiales y
económicos; y constituye un esfuerzo adicional al Programa de Ahorro de Electricidad en
Cuba (PAEC) (19).
- 35 -
CAPÍTULO II. MATERIALES Y MÉTODOS
- 36 -
MATERIALES Y MÉTODOS. 2.1 Caracterización del Centro. La UEB (Unidad Empresarial de Base) Pinar del Río, de la Empresa Eléctrica Pinar del
Río, fue creada a través de la Resolución No. 49 de 2 de Abril de 2001, firmada por
Rolando Blanco Catalá en su condición de Director General de la Empresa Eléctrica de
Pinar del Río, subordinada a la Unión Eléctrica perteneciente al actual Ministerio de
Energía y Minas, con domicilio legal en calle Planta Final, Reparto Lázaro Hernández
Arroyo, Municipio Pinar del Río, Provincia Pinar del Río, habiendo logrado previamente la
aplicación del perfeccionamiento empresarial desde el 30 de Enero del año 2001.
La UEB cuenta con cuatro departamentos, Recursos Humanos, Económico y Contabilidad,
Comercial y Operaciones y cinco Oficinas Comerciales, Pinar1 y Pinar2 ubicadas en el
casco histórico de la ciudad de la ciudad con 18000 y 22 500 clientes respectivamente,
Pinar3 en el reparto HermanosCruz con un total de 18400 clientes, Pinar5 en La Coloma
con 3512 consumidores y Pinar6 en el poblado de Briones Montoto con 4119 clientes,
todos estos grupos de trabajo son dirigido por el director de la Unidad Empresarial de
Base, donde laboran un total de 229 trabajadores y tienen la misión de transmitir, distribuir,
comercializar la energía eléctrica y dirigir el uso racional de la misma, con el objetivo de
satisfacer las necesidades de los clientes, brindando un servicio eficiente y de calidad,
cumpliendo los requisitos medioambientales.
2.2 Descripción de las redes eléctricas de la UEB Pinar del Río. La Unidad Empresarial de Base Pinar del Río atiende un total de 67920 clientes, para
lograr llevar la energía eléctrica a sus consumidores cuenta con tres subestaciones de
transmisión,una de 110/34,5 kV y dos 110/13,8 kV, un total de105,69 km de líneas de
transmisión, con cinco circuitos de subtransmisión a 34,5 kV con 119,58 km de extensión y
531,53 km de línea de distribución primaria a 13,8 kV distribuidos en 24 alimentadores que
energizan 3076 transformadores agrupados en 2038 bancos, con circuitos secundarios
con extensión totalde414 km.
- 37 -
Para lograr los objetivos de trabajo encaminados a mejorar los indicadores de eficacia y
eficiencia en la transmisión y comercialización de la energía, mantiene un programa de
rehabilitación y mantenimiento de las redes que logran disminuir la cantidad de
interrupciones y la reducción de las pérdidas técnicas de la organización.
El programa de rehabilitación de redes que comienza en el municipio Pinar del Río en
diciembre de 2005 de forma ininterrumpida hasta la fecha, ha logrado la eliminaciónde
170 zonas de bajo voltaje y la disminución de las pérdidas eléctricas hasta los valores
que se muestran en tabla3.
Tabla3: Pérdidas técnicas por niveles de voltaje de la UEB Pinar del Río 2011.
Nivel de voltaje % de pérdidas técnicas
Líneasde Subtransmisión 0,42
Transformadores de Subtransmisión 1,56
Líneas de Distribución Primaria 1,25
Transformadores de Distribución 2,38
Líneas de Distribución Secundaria 3,21
Acometidas 0,51
Metros contadores 0,65
Total 9,98
Fuente: Desglose de pérdidas por municipio,Empresa Eléctrica Pinar del Río,Febrero 2012.
Las redes eléctricas de distribución y su tipología tienen como objetivomantener en los
consumidores un nivel de tensión adecuado con confiabilidad y estabilidad del servicio,
realizado con el menor costo posible.Lo planteado anteriormente se encuentra afectado
con crecimiento constante de la demanda eléctrica y el envejecimiento de las redes,
provocando un incremento de las caídas de tensión y de las pérdidas de potencia activa.
Por lo que todos los sistemas eléctricos se encuentran en constante desarrollo y se
necesita la mejora continua de estos, siempre realizada sobre la base del cálculo
económico de las acciones a realizar. La calidad del servicio eléctrico en las redes de
distribución depende de cuatro indicadores:
- 38 -
1. Continuidad del servicio o fiabilidad. Está dado por la cantidad de interrupciones
que ocurren en el circuito.
2. Flexibilidad del circuito de distribución. Está relacionado con la capacidad del
circuito para restablecer el servicio después de una avería o con la posibilidad de
asimilar un crecimiento de la carga.Elprimer aspecto está relacionado con la
tipología del circuito, si el circuito es radial posee menos posibilidad de restablecer
parte del mismo ante fallas permanentes, que si el mismo fuese en lazo o mallado,
y el segundo con la capacidad de la subestación, transformadores y los circuitos en
asumir nuevas cargas o el aumento de las ya existentes
3. Costos de explotación. Este indicador mide la eficiencia en que se genera y
transmite la energía y está directamente relacionado con las pérdidas de energía en
la transmisión y distribución de la misma.
4. Regulación de tensión. Este aspecto está vinculado a la capacidad de la red en
mantener los valores adecuados de voltaje a los consumidores con las variaciones
de las cargas según las normas existentes, esta regulación de voltaje en el Sistema
Electroenergético de la provincia se realiza en las subestaciones de transmisión.
Uno de los aspectos para mejorar los costos de explotación de una red es la disminución
de las pérdidas técnicas y dentro de las técnicas las producidas por el efecto Joule, es
decir calentamiento de los conductores, las mismas se calculan de la siguiente
manera(15):
(1)
Donde:
: Pérdidas de potenciaactiva (Watt-hora).
: Corriente nominal (Ampere)
: Resistencia de la línea (ohm).
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De las pérdidas técnicas antes mencionadas las que están relacionadas con las pérdidas
ocasionadas por la transportación de la energía en la UEB son las que se muestran en la
tabla 4.
Tabla 4:Pérdidas técnicas ocasionadas por la transportaciónde la UEB Pinar del Río 2011
Nivel de voltaje % de pérdidas técnicas
Líneas Subtransmisión 0.42
Transformadores de Subtransmisión 0.79
Líneas de Distribución Primaria 1.25
Transformadores de Distribución 0.52
Líneas de Distribución Secundaria 3.21
Acometidas 0.51
Total 6.70
Fuente: Creación propia.
El consumo total de energía activa del municipio en un año es de 225570.30 MWh por lo
que teniendo en cuenta la tabla 3, las pérdidas relacionadas con la transportación son de
15113,21MWh/año.
Para la reducción de las perdidas de energía en las redes de distribución es necesario
entonces realizar acciones que provoquen disminución de la corriente circulante por la red
o acciones que disminuyan la impedancia de la línea, siendo más efectiva las que
provocan disminución de corriente ya que las pérdidas son directamente proporcional al
cuadrado de las corrientes.
2.3Situación de las redes de distribución primaria en julio2011. Los clientes delmunicipios Pinar del Río se alimentan a través de 11 alimentadores a
13,8kV que nacen en dos subestaciones de transmisión, cinco desde Pinar Este y seis
desde Pinar Oeste, con una demanda máxima en julio de 2011 de 15,5 MW y 16,8 MW
respectivamente de una demanda en el municipio de 48,6 MW, representando el 68,79 %
del municipio, otros 13 alimentadores que parten desde ocho subestaciones de
- 40 -
subtransmisión con una carga de 16,6 MWque representa el 23,5 % y varios
consumidores mayores que se alimentan de líneas de subtransmisión.
La demanda máxima por subestación de transmisión se obtuvo del programa de lectura
del Despacho Provincial de Carga (DPC), se tomaron los valores promedios de la energía
activa y reactiva por horas en julio de 2011, cuyos resultados se muestran en la tabla 5.
Tabla 5: Lectura de las subestaciones de transmisión en el municipio Pinar del Río
Julio2011.
Hora
SE Briones P(MW)
SE Briones
Q(MVAR)
SE Pinar Este
P(MW)
SE Pinar Este
Q(MVAR)
SE Pinar Oeste P(MW)
SE Pinar Oeste
Q(MVAR) Total
P(MW) Total
Q(MVAR)Factor
Potencia 1 8,5 5,5 7,7 3,8 8,9 3,7 25,1 13,0 0,892 8,7 5,3 7,3 3,0 8,4 3,5 24,4 11,8 0,903 8,5 5,2 7,0 2,9 8,1 3,3 23,6 11,4 0,904 8,5 5,1 6,9 2,8 8,0 3,2 23,4 11,1 0,905 8,9 5,1 7,1 2,7 7,9 3,2 23,9 11,0 0,916 10,5 5,6 7,8 2,9 8,7 3,2 27,0 11,7 0,927 13,0 6,0 8,8 3,4 9,7 3,5 31,5 12,9 0,938 12,5 5,7 8,8 3,3 10,1 3,8 31,4 12,8 0,939 11,0 5,5 9,6 3,6 11,6 4,5 32,2 13,6 0,92
10 10,5 5,5 10,0 3,7 12,0 4,8 32,5 14,0 0,9211 10,9 5,2 11,0 3,9 13,4 5,1 35,3 14,2 0,9312 12,4 5,5 12,3 3,9 15,0 5,0 39,7 14,4 0,9413 11,1 5,3 11,0 3,9 13,3 4,8 35,4 14,0 0,9314 10,8 5,5 10,1 4,0 12,2 4,9 33,1 14,4 0,9215 10,3 5,5 9,9 3,9 12,0 5,1 32,2 14,5 0,9116 10,5 5,3 9,6 3,7 11,7 4,6 31,8 13,6 0,9217 12,8 4,8 11,3 3,7 13,1 4,4 37,2 12,9 0,9418 15,1 5,4 13,7 3,9 15,6 4,3 44,4 13,6 0,9619 16,4 5,5 15,5 4,0 17,2 4,4 49,1 13,9 0,9620 14,7 6,0 14,3 4,3 16,3 4,7 45,3 15,0 0,9521 13,1 7,0 12,7 4,9 15,0 5,6 40,8 17,5 0,9222 11,2 7,0 11,0 4,8 12,8 5,5 35,0 17,4 0,9023 9,8 6,5 10,0 4,3 11,1 5,1 30,9 15,9 0,8924 9,0 5,8 8,9 3,5 10,2 4,3 28,1 13,6 0,90
PICO 16,6 5,6 15,2 4,0 16,8 4,5 48,6 14,1 0,96
Fuente: Creación propia.
En la tabla 5 se puede observar que la suma de la energía reactiva en cada alimentador
de las subestaciones de transmisión del municipio,que fueron obtenidas del software
SIDERE, módulo de lecturadel Despacho Provincial de Cargaen Julio de 2011, asciende a
- 41 -
14,5 MVARen el pico eléctrico y una máxima de 17,5 MVAR, logrando con ello valores de
factor de potencia entre 0,89 y 0,96, que aunque es un valor aceptable, se pudiera mejorar
aún más hacia valores próximos a uno, conesto se lograríala disminución de los costos de
explotación, ya que como se mencionó anteriormente el consumo de energía reactiva trae
consigo incrementos de las pérdidas de energía activa e incremento de la generación en
las unidades generadoras. Esta energía se puede compensar tanto en las redes de
distribución de la Unidad Empresarial de Base como en los consumidores, que por la ley
eléctrica debían tener el factor de potencia por encima de 0,9, la variante más factible es la
segunda por que logran los mejores resultados.
2.4 Compensación de la energía reactiva. Uno de los aspectos que no se había trabajado hasta el 2011 para la disminución de las
pérdidas en el municipio, había sido la compensación de la energía reactiva en las líneas
de distribución primaria a pesar de ser una forma sencilla y económica para su
disminución y con ello el mejoramiento del costo de la operación del SEN, ya que se
logra la compensación cerca de los consumidores y mejora con ello las pérdidas de
energía activa en los circuitos de distribución primaria, en los transformadores de las
subestaciones de subtransmisión, subestaciones de transmisión, líneas de
subtransmisión y líneas de transmisión, mejorando también los valores de voltajes a lo
largo de los circuitos.
Es por ello que en este trabajo tiene como objetivo la realizar las mejoras en todos los
circuitos de distribución primaria que permitiera reducir a los mínimos valores permisibles
la energía reactiva en el municipio.
Para el análisis de cuantificación de potencia reactiva se debe recurrir a la figura 3,la
misma representa el triángulo de potencias, donde los catetos serán la potencia activa y
reactiva y la hipotenusa la potencia aparente. Se llama potencia aparente a la potencia
total demandada a la red, donde esta formada o compuesta por potencia activa y por
potencia reactiva, donde el ángulo formado entre la potencia activa y la potencia aparente
es llamado ¨φ ¨ y su coseno es igual al factor de potencia de la carga.
- 42 -
La potencia aparente tiene importancia cuando se dimensiona un sistema eléctrico o se
debe proveer de energía eléctrica, donde la potencia máxima de dichos equipos está
acotada por la potencia aparente. Para aprovechar la mayor energía posible habrá que
reducir al mínimo la potencia reactiva de tal forma que P sea aproximadamente igual a S,
de esta forma se aprovechará al máximo el equipamiento.
Figura 3: Triángulo de Potencia.
Teniendo en cuenta que el análisis se realiza en sistemas de distribución trifásica se
puede expresar la potencia aparente de la siguiente manera(20):
(2)
Donde:
: Potencia aparente (Volt-Ampere).
: Corriente Nominal(Ampere).
:Voltaje de línea (Volt).
Despejando la ecuación 2
(3)
Como se aprecia en la fórmula 2 y 3 la potencia aparente es directamente proporcional a
la corriente y viceversa, por lo que al disminuir la potencia aparente del sistema, la
corriente decrece en la misma proporción, ya que los valores de voltajes tienen que
mantenerse dentro de los parámetros establecidos y según las normas de voltajes
calculadas para cada subestación de transmisión. Entonces apoyándonos en la fórmula 1,
- 43 -
las disminuciones de la potencia aparente provocarían disminución de las pérdidas en
valores iguales al cuadrado ellas, por ejemplo: si disminuimos la potencia aparente a la
mitad estaremos disminuyendo las perdidas cuatro veces.
También aplicando el teorema de Pitágoras(21), la potencia aparente se puede calcular
mediante la ecuación:
(4)
Donde:
: Potencia aparente(Volt-Ampere).
: Potencia Activa (Watt).
: Voltaje de línea (Volt-Ampere-Reactivo).
Como se puede observar en la fórmula 4la potencia aparente aumenta con el incremento
de la potencia reactiva, por lo que si logramos disminuir la demanda de la potencia
reactiva estaremos logrando también la disminución de la demanda potencia aparente y
con ello aplicando la ecuación 3, entonces disminuiría corriente que circularía por la red
eléctrica, aspecto de gran incidencia en las pérdidas de energía activa en un sistema
eléctrico.
Despejando se obtiene que:
(5)
(6)
De igual manera aplicando razonestrigonométricas(22)se puede concluir que el factor de
potencia ¨cos(φ)¨se puede calcular de la siguiente manera:
(7)
Donde:
: Ángulo formado entre La potencia activa y La potencia aparente.
- 44 -
: potencia activa(Watt).
: potencia aparente(Volt-Ampere-Reactivo).
Sustituyendo en la ecuación cinco en la ecuación siete se obtiene:
(8)
La expresión 8 permitirá realizar el cálculo del factor de potencia tanto de la demanda en
una subestación, como el factor de potencia de un consumidor
2.5 Compensación de energía reactiva con bancos de capacitores.
La potencia reactiva de un banco de capacitores o de un capacitor es aquella que podrá
interactuar con cargas inductivas proveyéndolas de energía reactiva. Los capacitores,
como las inductancias necesitan de esta energía para su funcionamiento, ésta no se
transforma y tiene la característica de estar interaccionando en forma periódica entre sí.
Como se puede apreciar en la figura 4, el uso de capacitores es para evitar que la energía
reactiva esté interaccionando con la red, por lo que se estaría reduciendo la capacidad de
transmisión y evitando valores de corriente en conductores sin ningún aprovechamiento.
Mediante capacitores la energía reactiva demandada a la red se puede reducir a niveles
aceptables o bien a un mínimo despreciable frente al consumo de potencia total. Mediante
el diagrama de flujo de potencia se puede visualizar lo antes dicho.
- 45 -
Figura 4: Representación del intercambio de energía reactiva.
La compensación de reactivo tiene tres variantes de mejoras. La más sencilla y
beneficiosa, consiste en ubicar un banco de capacitoresen el usuario según las lecturas
históricas de la energía eléctrica se debe calcular el valor y la ubicación del mismo, es la
más beneficiosa porque se entrega la energía reactiva (Qc) en el lugar donde se consume
y evita las pérdidas en acometidas, líneas secundarias, transformadores de distribución,
líneas de distribución primaria, transformadores de subtransmisión, líneas de
subtransmisión, transformadores de transmisión y líneas de transmisión, además de evitar
la necesidad de su generación. En la segunda es necesario seleccionar la capacidad de
un banco y buscar el nodo donde resulta más económico ubicarlo. La tercera se nombra
optimización del factor de potencia y es importante señalarla como la básica, pues a partir
de ella se tiene una idea acertada del tamaño, la cantidad y la ubicación de los bancos
adecuados para optimizar el factor de potencia. Esta última mejora se vale de
procedimientos y algoritmos matemáticos, con un nivel de complejidad tal, que resultaría
extremadamente difícil su desarrollo manual para circuitos reales. Hay que señalar que el
resultado de este cálculo incluye también el año en que se debe instalar cada banco. Las
dos últimas variantes no logran todo el efecto en las líneas de distribución primara y
ningún efecto en los transformadores de distribución, líneas de distribución secundaria y
las acometidas.
La compensación de la energía reactiva reporta ventajas como:
- 46 -
• No requiere una gran inversión de capital.
• Eleva el factor de potencia.
• Reduce la circulación de potencia reactiva por las líneas y transformadores
desde su ubicación hasta la Subestación, con la consiguiente disminución de
las pérdidas.
• Disminuyen la caída de tensión.
• Libera capacidad instalada en todo el sistema.
• Tiene un consumo propio muy pequeño (0,0032 kW/kvar).
• Son fuertes, robustos y necesitan poco mantenimiento.
La compensación de la energía reactiva presenta las Desventajas:
• Pueden producir sobretensiones y factores de potencia en adelanto en las
horas de mínima demanda, si no están calculados adecuadamente.
• Pueden producir desbalance en el circuito en caso de faltar uno de los
fusibles del banco.
Pueden producir pérdidas en las redes, si no se ubican adecuadamente después de un
previo y correcto estudio.
Una cuestión importante, es determinar el valor de la potencia reactiva que se necesita
para la compensación del factor de potencia. Para explicar esto, analicemos la Figura5.
1φ
2φ
LQ
Q
CQ2S
1S
P
Figura 5: Representación gráfica de la compensación del factor de potencia(20).
- 47 -
Donde:
QL: demanda de reactivo.
S2: la potencia aparente.
QC: el valor de reactivos del capacitor para lograr la compensación deseada.
Q: demanda de reactivo después de la compensación.
P: consumo de potencia activa, que es constante.
φ2: valor del ángulo inicial.
φ1: valor del ángulo después de realizada la compensación.
S1: potencia aparente después de compensado el reactivo.
Al revisar el gráfico 5 se puede apreciar que QL es el valor inicial de la energía reactiva
demandada, que en un sistema eléctrico es del tipo inductivo, por lo que para lograr su
disminución es necesario hacerlo inyectando energía reactiva capacitiva Qc, de esta forma
con ello disminuye la demanda de energía reactiva hasta el valor Q, se hace menor el
ángulo φ2, se aumenta el factor de potencia (cosφ) y con ello se hace menor la potencia
aparenteS2, aspecto este importante para lograr la disminución de las perdidas de
energía(20).
2.5.1 Instalación de bancos de capacitores en redes de distribución.
Los capacitores pueden ser conectados en serie o conectados en paralelo en las redes de
distribución urbanas para mejorar el factor de potencia, incrementar las tensiones, reducir
las pérdidas de potencia activa, liberar capacidad instalada y ahorrar energía. Para decidir
cuál de los dos tipos de conexión va a ser utilizada es necesario considerar tanto los
aspectos técnicos como los económicos. La decisión no es fácil porque las
configuraciones de las redes de distribución son muy diferentes entre sí. En este tema se
darán los elementos mínimos necesarios que permitan decidir qué tipo de conexión se
escoge.
- 48 -
Los capacitores en serie, como su nombre lo indica, quedan conectados en serie con la
corriente del alimentador donde están conectados, mientras que los capacitores
conectados en paralelo son una carga más. (Figura 6)
Fuente: Llamo Laborí. Héctor Silvio, Sistemas Eléctricos II.
a) en serie b) en paralelo
Figura 6: Conexión de los capacitores a), en serie y b), en paralelo.
La potencia reactiva que entregan los capacitores conectados en serie y en paralelo tiene
características diferentes. Para los capacitores en serie depende de la corriente y para los
paralelos de la tensión.
La potencia reactiva que entrega un banco de capacitores conectado en paralelo es
independiente de la carga mientras que la de los capacitores conectados en serie como la
potencia reactiva es proporcional al cuadrado de la corriente debida a la carga, su regulación es automática y no existe el riesgo de sobre compensación durante la demanda
mínima o cuando no hay carga. Cuando la carga es mayor que la nominal, el capacitor
serie entrega más potencia reactiva, es decir, al contrario del capacitor conectado en
paralelo que entregaría menos por la caída de tensión que trae aparejado el incremento de
la carga. Dicho de otra forma, el capacitor conectado en serie entrega la potencia reactiva
necesaria en el momento necesario. Sin embargo, esta sobrecarga de los capacitores
conectados en serie no debe ser permitida por un período de tiempo demasiado largo a
menos que los capacitores sean de una capacidad mayor que la nominal.
También se tiene de forma general que el costo de los capacitores conectados en serie es
mayor que el de los capacitores conectados en paralelo porque los aparatos de protección
necesarios a la compensación con capacitores en serie son más complicados.
- 49 -
Adicionalmente, los capacitores conectados en serie se instalan de un tamaño mayor para
tener en cuenta los crecimientos futuros. Estas características hacen que, cuando se
necesite mejorar el factor de potencia, los capacitores paralelos sea la solución más
económica.
Los capacitores conectados en serie son mucho más efectivos que los paralelos si lo que
se desea es elevar la tensión de la línea. Para obtener la misma subida de tensión se
necesitan cinco veces más capacitores en paralelo. Sin embargo, para una subida de
tensión determinada, la mejora del factor de potencia, con sus ventajas correspondientes,
es mayor para los capacitores conectados en paralelo que en serie.
El efecto de los capacitores tanto en serie como en paralelo sobre las pérdidas de
potencia activa se analizan, teniendo en cuenta que las pérdidas de potencia activa en los
alimentadores de los circuitos de distribución varían con el cuadrado de la corriente. Tanto
los capacitores conectados en serie como los conectados en paralelo reducen las pérdidas
porque reducen la corriente (suponiendo la carga constante). Los capacitores en paralelo
reducen la corriente porque reducen la potencia reactiva que circula por el alimentador.
Seleccionando tamaños adecuados para los capacitores puede lograrse que, para la
potencia nominal de la carga, los capacitores serie y paralelo reduzcan las pérdidas en la
misma magnitud, pero si la carga disminuye, la potencia reactiva que entregan los
capacitores serie disminuye porque la corriente también disminuye, mientras que la de los
capacitores conectados en paralelo se mantiene o incluso puede aumentar por el aumento
de la tensión, si no hay control automático de la tensión en la subestación, aumenta al
disminuir las caídas de tensión. Así, si el objetivo principal de la instalación de capacitores
es disminuir las pérdidas, los capacitores conectados en paralelo son la primera opción, ya
que mantienen la compensación de la energía reactiva en el circuito aunque varíe la
demanda.
Dado que sus conexiones son diferentes, sus efectos en el comportamiento de las redes
de distribución también son diferentes: El efecto principal de los capacitores conectados
en paralelo es reducir la corriente, mientras que el de los capacitores serie es subir la
- 50 -
tensión. Esto hace que los capacitores serie sean adecuados para ciertos usos y los
paralelos para otros como se muestra en la tabla 6(15).
Cuando se instalan bancos de capacitores en paralelo en las redes de distribución hay que
definir tres aspectos que están muy relacionados entre sí:
El tamaño del banco, su conexión (en delta o en estrella) y si serán fijos o
controlados.
Su ubicación en el circuito sobre la base de que ésta sea la óptima o la que acentúe
alguno de sus beneficios.
Su rentabilidad económica.
Tabla 6: Criterios sobre la compensación de la energía reactiva con capacitores en serie o
en paralelo.
Posible función asignada
Capacitor en serie
Capacitor en Paralelo
Mejorar el factor de potencia (II) (I)
Incrementar la tensión en líneas aéreas con factor
de potencia normal o bajo.
(I) (II)
Incrementar la tensión en líneas aéreas con factor
de potencia alto.
NO (II)
Incrementar la tensión en cables soterrados con
factor de potencia normal o bajo.
(I) NO
Incrementar la tensión en cables soterrados con
factor de potencia alto.
NO NO
Reducir las pérdidas de la línea. (II) (I)
Reducir las fluctuaciones de tensión (“flicker”) (I) NO
Incrementar el ahorro de energía. NO (I)
(I): Mejor elección. (II): Segunda elección.
Fuente: Llamo Laborí. Héctor Silvio, Sistemas Eléctricos II
- 51 -
2.5.1.1Procedimiento para elcálculo de banco de capacitores en redes de distribución.
Debido a lo antes analizado se escoge la utilización de los capacitores en paralelo. Los
bancos de capacitores pueden ser fijos o controlados dependiendo del tiempo que se
necesite tenerlo operando. Los bancos fijos permanecen conectados las 24 horas y su
tamaño depende de la demanda mínima de potencia reactiva del circuito, para evitar sobre
compensación se calcula Qc mediante la ecuación 9.
(9)
Donde:
: Potencia reactiva del banco de capacitores(Volt-Ampere-Reactivos).
:Potencia reactiva mínima del circuito (Volt-Ampere-Reactivos).
Aunque en este estudio no se realizó un análisis de la incidencia de posibles armónicos en
calidad de la energía de la red, la presencia de armónicos de tensión produce niveles de
corriente anormalmente altos a través de los capacitores, por lo que en la elección de los
capacitores se tiene en cuenta que por normativa, los capacitores deben soportar 1,3
veces la corriente In permanentemente; por lo que todos los componentes que estén
asociados a los capacitores, como fusibles, contactores, conductores, dispositivos de
protección y control están sobredimensionados de forma similar, entre 1,3 y 1,5 la In del
capacitor. La distorsión armónica de la onda de tensión produce con frecuencia una forma
de onda de “pico”, en la que aumenta el valor del pico de la onda sinusoidal a la frecuencia
fundamental.Esta posibilidad se tiene en cuenta, junto con otras condiciones de
sobretensión que se producen cuando se contrarrestan los efectos de resonancia,
aumentando el nivel de tensión de los capacitores(20).
En muchos casos, con estas dos contramedidas, sobredimensionamiento en corriente y
tensión, es suficiente para lograr un funcionamiento satisfactorio del banco de capacitores.
La reducción de las pérdidas de potencia activa depende no sólo de la magnitud del banco
de capacitores, sino también de la potencia reactiva inductiva que circule por el tramo
considerado. Si el banco de capacitores es muy grande, comparado con la potencia
reactiva inductiva que circula por el tramo, (sobre compensación) habrá un incremento en
- 52 -
lugar de una reducción de las pérdidas. Por otro lado, si el tamaño del banco no es el
adecuado, habrá una reducción de las pérdidas, pero ésta no será la mayor, es decir, una
inversión que no da los máximos beneficios. También, hay un valor de QC
que hace que la
reducción de las pérdidas sea cero, es decir una inversión sin beneficios.
Para el cálculo de la compensación de la energía reactiva en las líneas, se usarála
ecuación 9 para determinar la potencia reactiva a compensar por circuito y para
determinar la capacidad de los bancos y su ubicaciónel software Radial 7.6, software
usado para la simulación de circuitos de distribución de tipo radial, que permiterealizar la
representación esquemática de los circuitos y las correspondientes simulaciones.
Al programa se le introducen todos los datos de las líneas, transformadores y clientes para
la conformación del diagrama circuital.Otros datos como la demanda de potencia activa y
reactiva se introducen a partir de la lectura de los interruptores de la marca NULEC,
interruptores automatizados ubicados en los alimentadores de las subestaciones de
33/13,8 kV y que guardan en memoria las lecturas históricas de las variables eléctricas de
los alimentadores.
En los alimentadores que pertenecen a las subestaciones de 110/13,8 kV los datos se
extrajeron del software SIDERE, módulo de lectura del Despacho Provincial de Carga.
Después de introducido todos los datos serealizan las corridas de flujo en circuitos de
distribución radiales, para el análisis de todos los parámetros eléctricos del circuito. Estas
corridas tienen varias opciones, en este caso se utiliza la corrida de flujo óptimo. De esta
forma se determinala capacidad de los bancos y el lugar donde mayor incidencia en la
disminución de las pérdidas de potencia activa tendría la de colocación de los bancos de
capacitores del tipo fijo en las redes de distribución primaria, este programaemite un
reporte que permite obtener los datos comparativos, ver anexo10
- 53 -
2.5.2 Compensación del factor de potencia en los consumidores.
Las cargas inductivas que se encuentran en una industria, además de requerir potencia
activa, demandan un suministro de potencia reactiva para su funcionamiento, lo cual,
ocasiona un bajo factor de potencia.
Sin embargo, la demanda de potencia reactiva se puede reducir mediante la conexión de
capacitores en paralelo con la carga de bajo factor de potencia. Dependiendo de la
cantidad de reactivos que entregan los capacitores, se reduce parcial o totalmente la
potencia reactiva tomada de la red eléctrica, en consecuencia aumenta el factor de
potencia. A este proceso se le denomina compensación del factor de potencia.
Una cuestión importante, es determinar el valor de la potencia reactiva del capacitor que
se necesita para la compensación del factor de potencia, logrando con ello llevar el factor
de potencia hasta los valores deseados. Para explicar esto, si analicemos la Figura5
podemos llegar al cálculo del capacitor a través de la siguiente fórmula:
(10)
Donde:
: Demanda de reactivo(Volt-Ampere-Reactivos).
: El valor de reactivos del capacitor para lograr la compensación deseada(Volt-Ampere-
Reactivos).
: Demanda de reactivo después de la compensación(Volt-Ampere-Reactivos).
Despejando la ecuación 10 se obtiene también la energía reactiva después de la
compensación:
(11)
De la figura 5 yaplicando razonestrigonométricas (22),se puedecalcular de la demanda de
energía reactiva después de la compensación se usaría la ecuación:
(12)
- 54 -
Donde:
Q: Potencia reactiva después de la compensación(Volt-Ampere-Reactivos).
P: Potencia activa (Watt).
φ1: valor del ángulo después de realizada la compensación.
Y también se puede llegar a la potencia reactiva inicial mediante la ecuación:
(13)
QL: Potencia reactiva(Volt-Ampere-Reactivos).
P: Potencia activa(Watt).
φ2: valor del ángulo inicial.
Sustituyendo en la ecuación10 las ecuaciones12 y 13 se obtiene la fórmula para calcular
el valor de energía reactiva a compensar, partiendo que el valor de P (potencia activa) de
la carga se mantiene constante y teniendo en valor inicial y final del factor de potencia.
(14)
Por facilidad, el término (Tanφ2 – Tanφ1) se sustituye por una constante “K” la cual puede
presentarse en tablas para diferentes valores de factor de potencia, (ver AnexoX) y
entonces la ecuación sería.
(15)
2.5.2.1Cálculo del impacto en las pérdidas con la compensación del factor de potencia en los consumidores.
El cálculo de las pérdidas técnicas de una red es un valor muy cambiante y difícil de
determinar exactamente, por lo que para llegar a valores aproximados a su valor real, es
usual calcularlas a través de la máxima demanda utilizando la siguiente expresión:
(16)
Donde:
- 55 -
: Perdidas totales en un intervalo de tiempo determinado(Watt-hora).
: Tiempo equivalente de pérdidas(Watt-hora).
Perdidas instantáneas en la máxima demanda(Watt-hora).
Despejando la ecuación 16 se obtendría:
(17)
Si el cálculo de las pérdidas potencia activa se refieren a un día completo quedaría de la
siguiente manera:
(18)
Donde:
: Pérdidas de potencia activa en cada hora del día(Watt-hora).
Sustituyendo la ecuación 1 en la ecuación 18 y como la resistencia de la línea se mantiene
constante se puede sacar como factor común en el numerador, se obtiene:
Se simplifican las resistencias y quedaría que:
(19)
Sustituyendo la ecuación 3 en la ecuación 19 y considerando el voltaje constante se puede
sacar como factor común en el numerador, se obtiene:
- 56 -
Entonces se simplifican los voltajes y quedaría que:
(20)
Despajando la ecuación 1 se obtiene el valor R:
(21)
Como la resistencia de la red no cambiasi no se le realizan acciones de mejoras
relacionadas con este parámetro y realizando un análisis solamente teniendo en cuenta el
efecto que provocaría la compensación de la energía reactiva en los consumidores,
utilizando la ecuación 21 decir que:
Donde:
: Perdidas instantáneas en el momento de la máxima demanda antes de la
compensación de la potencia reactiva(Watt-hora).
: Perdidas instantáneas en el momento de la máxima demanda después de la
compensación de la potencia reactiva(Watt-hora).
: Corriente instantánea en el momento de la máxima demanda antes de la
compensación de la potencia reactiva (Ampere).
: Corriente instantánea en el momento de la máxima demanda después de la
compensación de la potencia reactiva(Ampere).
Despejando tenemos que:
y entonces agrupando las corrientes
(22)
- 57 -
Sustituyendo la ecuación 3en la ecuación 22y como los voltajes son iguales se obtiene,
Donde:
: Potencia aparente en el momento de la máxima demanda antes de la compensación
de la potencia reactiva(Volt-Ampere-Reactivos).
: Potencia aparente en el momento de la máxima demanda después de la
compensación de la potencia reactiva(Volt-Ampere-Reactivos).
: Voltaje en el momento de la máxima demanda antes de la compensación de la
potencia reactiva(Volt-Ampere-Reactivos).
Se cancelan la expresión y quedaría:
(23)
Para facilitar el trabajo, el término se sustituye por una constante “A”, la cual
representaría el coeficiente de disminución del cuadrado de la potencia aparente en el pico
eléctrico después de la compensación de la potencia reactiva en los consumidores
(24)
Sustituyendo la ecuación 24en la ecuación 23 yse obtiene:
(25)
Para determinar la proporción existenteentre las pérdidas antes de la compensación de la
potencia reactiva y después de compensada y utilizando la ecuación 16se obtiene:
(26)
Donde:
- 58 -
: Perdidas totales en un día antes de la compensación de la potencia reactiva(Volt-
Ampere-Reactivos).
: Perdidas totales en un día después de la compensación de la potencia
reactiva(Volt-Ampere-Reactivos).
Despejando la ecuación 26se obtiene:
Despejando se obtiene:
Sustituyendo en la ecuación 27 la ecuación 25 se tiene entonces que:
Simplificando , obtendríamos la siguiente ecuación:
(27)
Para facilitar el trabajo, el término se sustituye por una constante “B”, la cual
representaría el coeficiente de disminución de las horas equivalente de perdidas después
de la compensación de la potencia reactiva en los consumidores:
(28)
Sustituyendo la ecuación 28en la ecuación 27 y se obtiene:
(29)
El análisis de la ecuación 29permite interpretar que la disminución de las pérdidas de
distribución de energía eléctrica,que se obtendrán con la compensacióndel consumo de
potencia reactiva en los consumidores,resultaría la multiplicacióndel coeficiente de
disminución de la potencia aparente y el coeficiente de disminución del tiempo equivalente
de pérdidas.
- 59 -
2.6 Cálculo de la disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera.
Con la problemática imperante en el mundo actual, es importante tener en cuenta el
impacto ambiental que trae aparejado cada inversión que se realiza y con ello la
disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera.La
disminución del consumo de energía eléctrica traería una disminución de la generación
en las plantas térmicas y en ellas es donde mayor efecto tiene la emisión de estos gases
y sería donde la disminución de las pérdidas de potencia activa tendrían su impactó en la
generación del SEN. Atendiendo a criterios de especialistas se estima que por cada
kilowatt generado en una de las centrales termoeléctricas cubanas, se emiten a la
atmósfera 715 g de gases de efecto invernadero(23)ypara su cálculo se aplica la
siguiente ecuación.
(30)
Donde:
: Disminución de la emisión degases de efecto invernadero a la atmósfera (gramos).
: Coeficiente de emisióndegases de efecto invernadero a la atmósfera (gramos por
walt).
: Disminución de pérdidas de potencia activa en un año(Watt-hora).
- 60 -
CAPÍTULO III.
- 61 -
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
- 62 -
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS. 3.1 Análisis del comportamiento de la demanda de energía reactiva en las
subestaciones de transmisión y en los circuitos de distribución. Del módulo de lectura de softwaredel SIGERE implementado en el Despacho Provincial de
Carga, se obtuvo la carga promedio de cada circuito del mes de junio de 2011 de todos los
circuitos de las subestaciones de transmisión, donde se encuentra en cada hora del día la
potencia activa y la potencia aparente.
En el anexo 2 de puede observar una tabla con los valores de la demanda de potencia
activa y potencia reactiva por circuitos de la subestación de transmisión 110/34,5 kV
Briones Montoto, llegando a valores máximos de 16,6kW y 7,0 kVAR y valores mínimos de
potencia reactiva de 4,8 kVAR, aplicando la ecuación 8 se calculó el factor de potencia
que su comportamiento se encontraba entre 0,83 y 0,95, en cuanto a los circuitos sus
valores mínimos depotencia reactiva se encuentran: en PD-2180 1,8 MVAR, PD-2185
0,5MVAR, PD-2180 0,6 MVAR y PD-30 1.4 MVAR, en todos los circuitos se evidencia la
posibilidad de poder aplicar la compensación de la potencia reactivamediante banco de
capacitares fijos en circuitos de distribución primaria.
En el anexo 3 de puede observar una tabla con los valores de la demanda de potencia
activa y potencia reactiva por circuitos de la subestación de transmisión 110/13,8 kV Pinar
Este, llegando a valores máximos de 15,2kW y 4,0 kVAR y valores mínimos de potencia
reactiva de 2,7 kVAR, aplicando la ecuación 8 se calculó el factor de potencia que su
comportamiento se encontraba entre 0,83 y 0,95, en cuanto a los circuitos sus valores
mínimos de potencia reactiva se encuentran: en P5120,0 MVAR, P5231,1MVAR, P526 0,9
MVAR, P529 0,1 MVAR y P560 0,9 MVAR. Realizando un análisis de los alimentadores de
esta subestación, es posible realizar compensación de potencia reactiva utilizando bancos
de capacitares fijos en tres de ellos ya que el valor de la demanda de potencia reactiva de
los circuitos P512 y P529 en muy pequeña.
- 63 -
En el anexo 4 de puede observar una tabla con los valores de la demanda de potencia
activa y potencia reactiva por circuitos de la subestación de transmisión 110/13,8 kV Pinar
Oeste, llegando a valores máximos de 12,8 kW y 7,0 kVAR y valores mínimos de potencia
reactiva de 4,8 kVAR, aplicando la ecuación 8 se calculó el factor de potencia que su
comportamiento se encontraba entre 0,83 y 0,95, en cuanto a los circuitos sus valores
mínimos de potencia reactiva se encuentran: en P915 0,3 MVAR, P9160,3MVAR, P919
0,9 MVAR, P961 0,6 MVAR, P990 0,6 MVAR y P990 0,5 MVAR. Realizando un análisis de
los seis alimentadores de esta subestación, es posible realizar compensación de potencia
reactivaempleando bancos de capacitares fijos en todos.
3.2Calculo del valor de la energía reactiva a compensar, la capacidad y ubicación más recomendada de los bancos de capacitores en los circuitos de distribución primaria.
Con todos los registros extraídos de los interruptores NULEC de las subestaciones de
subtransmisión de 33/13,8 kV del mes de Julio de 2011 del municipio Pinar del Río y con
los datos recopilados del módulo de lectura de Software del SIGERE implementado en el
Despacho Provincial de Carga de las subestaciones de transmisión de 110/13,8 kV,
empleando el programa Radial 7.6 se introducen los datos al programa, para realizar las
corridas de flujo a 20 de los 24 alimentadores del municipio ya que en dos de ellos no
había necesidad de compensación y otros dos se encontraban bajo un proceso de
inversiones y ocurrirían cambios futuros en su esquema.En el anexo 9 y 10 se exponen la
simulación de uno de los circuitos a modo de ejemplo, el mismo procedimiento fue
realizado para cada uno de los circuitos estudiados.
El cálculo de la necesidad de compensación de potencia reactiva por circuito se realizó a
partir de la ecuación 9 del capítulo anterior, una vez obtenido el valor por alimentadores se
procedió cálculo decapacidad y ubicación de los bancos por circuitos y se muestran en la
tabla 7. Al realizar las corridas de flujo se obtuvo como resultado la posibilidad de la
instalación de 27 bancos de capacitares fijosen los 20 alimentadores con necesidad de
compensación de potencia reactiva en el municipio, estos datos son expuestos en la tabla
7, el valor total deenergía reactiva a compensar después de realizados los cálculos fue
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de4950 CkVAR en el municipio.Teniendo los nodos propuestos por el programa Radial
7.6, se visita el lugar para comprobar la posibilidad real de su instalación, en los casos que
no fue posible, entonces se corrió una estructura anterior o posterior a la propuesta, de
forma tal que fuese viable su instalación por las brigada de líneas.
Tabla 7: Cálculo de la capacidadde bancos de capacitores y su ubicación en circuitos de
distribución primara.
Qmin Qc≤Qmin*0,9Q a
instalar Circuito
Capacidad Banco CkVAR
Cantidad de
bancos Nodos (kVAR) (kVAR) (CkVAR)Provoca
SobretensionesP257 150 1 Pozo 3 180 162 150 no P990 150 1 Nodo 37 198 178,2 150 no
Nodo 89, P970 300 2 Nodo 73 740 666 600 no P919 600 1 Nodo119 897 807,3 600 no
Nodo177,Nodo123,
P961 150 3 Nodo86 683 614,7 450 no P916 150 1 Nodo17 304 273,6 150 no P915 150 1 Nodo88 347 312,3 150 no P212 150 1 Nodo 27 515 463,5 150 no P266 150 1 PANAD 119 107,1 150 si P369 150 1 Panad 319 287,1 150 no
Nodo 44, P320 150 2 P314 379 341,1 300 no P321 150 1 Nodo 16 217 195,3 150 no P289 150 1 Nodo9 152 136,8 150 no P257 150 1 Nodo9 93 82,8 75 no
P 160, P523 300 2 Nodo 123 901 810,9 600 no
Nodo 168,
P526 225y150 2 Nodo 208 780 702 375 no Nodo 39,
P365 150 2 Nodo 6 311 279,9 300 no P364 150 2 Nodo 35 311 279,9 150 no P131 150 1 P298 157 141,3 150 no TOTAL 27 4950 Fuente: Creación propia.
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Posteriormente se procedióal cálculo de la disminución de las pérdidas que lograrían cada
uno de estos en las redes, en la tabla 8 se muestra la disminución de las pérdidas de
energía eléctrica anuales que logran cada uno de ellos, los ahorros totales de la
instalación de los 27 bancos asciende a 453,35 MWh/año.
Tabla 8: Disminución anualde pérdidas por circuitos de distribución primaria.
Ahorro a obtener por circuito
Q a instalar por circuito
Circuito CkVAR/Banco Cantidad de
bancos (MWh/año) (CkVAR) P257 150 1 2,6 150 P990 150 1 2,4 150 P970 300 2 40,9 600 P919 600 1 100,5 600 P961 150 3 109,6 450 P916 150 1 2,6 150 P915 150 1 1,4 150 P212 150 1 6 150 P266 150 1 1,4 150 P369 150 1 1,8 150 P320 150 2 17,6 300 P321 150 1 15,6 150 P289 150 1 1,8 150 P257 150 1 0,85 75 P523 300 2 103,8 600 P526 225 y 150 2 30,6 375 P365 150 2 9,3 300 P364 150 2 3,6 150 P131 150 1 1 150 TOTAL 27 453,35 4 950 Fuente: Creación propia.
Luego de determinadas las características y ubicación de los bancos de capacitores, se
escogieron los mismos haciendo corresponder los requerimientos con las características
comerciales ofrecidas por el fabricante,Shanghai Yongjin Electric Co., ltdde la República
Popular de China. Se recibió ofertaspordos tipos de capacitores diferentes, modelo:
BFMR 7.62-25-1W de capacidad 25 CkVAR y Modelo: BFMR 7.62-50-1W de capacidad 50
CkVAR, ambos de voltaje nominal 10 kVy terminada la etapa de comercializaciónse
instalaron 24 de ellos, terminando su instalación en octubre de 2012, quedando
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pendientes los dos del alimentador P523 de 300 CkVAR y el del alimentador P289 de 150
CkVAR.
En los anexos 5, 6 y 7 se muestranlas demandas de potenciaactiva ypotencia reactiva en
las redes de distribucióndel municipio en enero de 2013, tres meses después de concluida
la instalación de los bancos de capacitores,estos datosfueron extraídos del módulo de
lectura del Sistema de Gestión de Redes (SIGERE), también se muestra el factor de
potencia calculado con la aplicación de la ecuación 8, en el anexo 8 se expone un
resumen de los datos por subestaciones de transmisión realizado con la compilación de
los anexos 5, 6 y 7.
En el mes de enero de 2013 se revisaron los resultados obtenidos en la compensación de
energía reactiva, se realizó con el mismo método y utilizando las bases de datos el módulo
de lectura del software SIGERE del Despacho Provincial de Carga.En la tabla 9, se
muestra un resumen de las lecturas de las demandas de potenciaactiva ypotencia reactiva
de lassubestaciones de transmisión del municipio, así comosu factor de potencia calculado
con la aplicación de la ecuación 8, donde se puede apreciar que con la compensación de
potencia reactiva con bancos de capacitores fijos en líneas de distribución primaria, se
logró una disminución de la demanda de potencia reactiva promedio de un valor en Julio
de 2011 de 13,69 MVAR a 6,4 MVAR en enero de 2013 y se logra un factor de potencia
promedio en enero de 2013 de 0,98 de 0,92 que era en julio de 2011, esto representa un
aumento del factor de potencia de 0,06 como promedio por hora.
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Tabla 9: Resumen comportamiento de la energía activa, reactiva y el factor de potencia en
las subestaciones de transmisión en el municipio de Pinar del Río.
Hora Julio 2011
P(MW) Julio 2011 Q(MVAR)
Julio 2011 fp
Enero 2013 Q(MVAR)
Enero 2013 Q(MVAR)
Enero 2013 fp
Mejora factor
potencia 1 25,1 13,0 0,89 17,7 4,5 0,97 0,082 24,4 11,8 0,90 16,7 3,6 0,98 0,073 23,6 11,4 0,90 16,1 3,5 0,98 0,084 23,4 11,1 0,91 15,9 3,2 0,98 0,075 23,9 11,0 0,91 16,7 3,5 0,98 0,076 27,0 11,7 0,92 20,5 3,7 0,98 0,077 31,5 12,9 0,92 25,1 5,2 0,98 0,058 31,4 12,8 0,92 25,3 5,1 0,98 0,069 32,2 13,6 0,92 26,9 6,1 0,98 0,06
10 32,5 14,0 0,92 28,5 6,4 0,98 0,0611 35,3 14,2 0,93 32,2 6,8 0,98 0,0512 39,7 14,4 0,94 36,5 7,0 0,98 0,0413 35,4 14,0 0,93 31,8 6,4 0,98 0,0514 33,1 14,4 0,92 27,3 6,4 0,97 0,0615 32,2 14,5 0,91 26,7 6,4 0,97 0,0616 31,8 13,6 0,91 29,4 6,3 0,98 0,0717 37,2 12,9 0,94 35,7 6,9 0,98 0,0518 44,4 13,6 0,95 48,3 9,0 0,98 0,0319 49,1 13,9 0,96 58,1 13,1 0,98 0,0220 45,3 15,0 0,95 41,0 10,4 0,97 0,0221 40,8 17,5 0,92 31,3 9,1 0,96 0,0422 35,0 17,4 0,90 26,9 8,2 0,96 0,0623 30,9 15,9 0,89 22,5 6,4 0,96 0,0724 28,1 13,6 0,90 19,7 4,9 0,97 0,07
PICO 48,6 14,1 0,96 58,5 12,3 0,98 0,02Promedio 33,05 13,69 0,92 28,20 6,34 0,98 0,06 Fuente: Creación propia.
3.3Análisis económico de los resultados de la compensación del factor de potencia
con bancos de capacitores en las redes de distribución primara. Para determinar la factibilidad económica de la compensación de la potencia reactiva con
la instalación de bancos de capacitares en líneas de distribución primaria,se procedió a
realizar los cálculos de los costos de dicha inversión.Los costos de un banco de capacitor
está separados en tres aspectos, el primero está relacionado con los costos de instalación
del banco de capacitores y posee el mismo valor con independencia de la capacidady se
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muestra la tabla10, a su vez se divide en: el salario devengado por la brigada de linieros
que ejecuta su instalacióny los costos formados por los accesorios necesarios para su
instalaciónen los postes, el tercero es el valor del banco de capacitores y su valor depende
del valor unitario de los vasos empleados y la cantidad a utilizar en el banco, este
parámetro depende de su capacidad nominal,.
Tabla 10: Costos de de instalación de un banco de capacitores.
Descripción Unidad de
Medida Cantidad Precio CUC
Precio CUP
Costo CUC
Costo CUP
Costo Total
Bastidor Banco de Capacitor Unidad 1 95,90 90,00 95,90 90,00 185,90Pararroyo 10 kV Unidad 3 17,45 3,47 52,35 10,41 62,76Varilla de tierra Unidad 3 17,60 2,67 52,80 8,01 60,81Grampa de línea viva Unidad 3 9,05 1,09 27,15 3,27 30,42Cable desnudo de cobre # 4 kg 4 0,13 12,59 0,52 50,36 50,88Tornillo máquina 5/8 X 12 Unidad 1 1,68 3,44 1,68 3,44 5,12Tornillo máquina 1/2 X 12 Unidad 1 1,02 18,79 1,02 18,79 19,81Tornillo máquina 1/2 X 1 1/2 Unidad 2 0,45 0,03 0,90 0,06 0,96Costo Total de Accesorios Pesos 232,32 184,34 416,66Salario brigada Pesos 1 50,85 50,85 50,85Costo Total de Accesorios Pesos 232,32 235,19 467,51 Fuente: Creación propia.
Como se aprecia en la tabla 10 los costos de instalación, fueron calculados a partir de los
gastos que se incurren en todos los accesorios, cuyos valores fueron extraídos de los
precios que poseen en nuestros almacenes y los gastos de salario de la brigada que
ejecutaría la instalación,este se calculó por el salario que devenga una brigada en una
hora$ 10,17 CUP multiplicado por cinco horas, tiempo promedio en la instalación de un
banco de capacitores, todos los costos de instalación ascienden a$ 232,32 CUC y $235,19
CUC, para un costo total de$ 467,51 por cada banco de capacitores instalados. También
se calcularon los costos de cada banco que depende de la capacidad del mismo y el tipo
de capacitor usado, en las ofertas se contaba con dos tipos de vasos, de 50 CkVAR con
un precio de $ 27,31 CUC y $239,00CUCpara un totalde $ 266,31 y vasos de 25 CkVAR
con un precio de $ 17,38 CU y $ 152,09 CUC para un total de $ 169,47,mostrándose en la
tabla 11 los vasos empleados en cada banco y circuito, el costo del banco en ambas
- 69 -
monedas y los costos totales de la inversión por circuito, donde la inversión total asciende
a $ 32345.31CUC y $ 9329.46 CUP para un valor total dela misma de $ 41674,77.
Tabla 11: Costo por bancos e inversión total.
Tipo Costo Banco Costo Instalación Costo Total
Circuito Banco
(CkVAR) vaso
(CkVAR) Cantidad bancos $ (CUC) $ (CUP) $ (CUC) $ (CUP) $ (CUC) $ (CUP)
P257 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19 949,32 317,12P990 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19 949,32 317,12P970 300 50 2 2868,00 327,72 464,64 470,38 3332,64 798,10P919 300 25 2 3650,16 417,12 464,64 470,38 4114,80 887,50
300 50 1 1434,00 163,86 232,32 235,19 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19 P961
150 25 1 912,54 104,28 232,32 235,19
3760,50 1055,64
P915 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19 949,32 317,12P212 150 25 1 912,54 104,28 232,32 235,19 1144,86 339,47P266 150 25 1 912,54 104,28 232,32 235,19 1144,86 339,47P369 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19 949,32 317,12P320 150 50 2 1434,00 163,86 464,64 470,38 1898,64 634,24P321 150 25 1 912,54 104,28 232,32 235,19 1144,86 339,47P289 75 25 1 456,27 52,14 232,32 235,19 688,59 287,33P257 75 25 1 456,27 52,14 232,32 235,19 688,59 287,33P523 300 50 2 2868,00 327,72 464,64 470,38 3332,64 798,10
225 25 1 1368,81 156,42 232,32 235,19 P526 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19
2550,45 708,73
P365 150 50 2 1434,00 163,86 464,64 470,38 1898,64 634,24P364 150 50 2 1434,00 163,86 464,64 470,38 1898,64 634,24P131 150 50 1 717,00 81,93 232,32 235,19 949,32 317,12TOTAL 26072,67 2979,33 6272,64 6350,13 32345,31 9329,46 Fuente: Creación propia.
En cuanto al cálculo del ahorro por disminución de pérdidas de energía activa, se aplicó el
costo promedio de la generación de un MWh en el SEN al cierre de diciembre 2012,
siendo el mismo de $ 133,6 USD/MWh,este valor se multiplicó por el ahorro por
disminución de pérdidas de energía, de los bancos en cada circuito, obteniéndose los
resultados que se muestran la tabla 12
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Tabla 12: Costos, ahorros y tiempo de recuperación de la inversión de los bancos de
capacitores por circuitos.
Costo Total
Circuito $ (CUC) $ (CUP) Total
Inversión Ahorro
(Mwh/año) Ahorro en
CUC Tiempo de
Recuperación P257 949,32 317,12 1266,44 2,60 347,36 3,65P990 949,32 317,12 1266,44 2,40 320,64 3,95P970 3332,64 798,10 4130,74 40,90 5464,24 0,76P919 4114,80 887,50 5002,3 100,50 13426,80 0,37P961 3760,50 1055,64 4816,14 109,60 14642,56 0,33P915 949,32 317,12 1266,44 1,40 187,04 6,77P212 1144,86 339,47 1484,33 6,00 801,60 1,85P266 1144,86 339,47 1484,33 1,40 187,04 7,94P369 949,32 317,12 1266,44 1,80 240,48 5,27P320 1898,64 634,24 2532,88 17,60 2351,36 1,08P321 1144,86 339,47 1484,33 15,60 2084,16 0,71P289 688,59 287,33 975,92 1,80 240,48 4,06P257 688,59 287,33 975,92 0,85 113,56 8,59P523 3332,64 798,10 4130,74 103,80 13867,68 0,30P526 2550,45 708,73 3259,18 30,60 4088,16 0,80P365 1898,64 634,24 2532,88 9,30 1242,48 2,04P364 1898,64 634,24 2532,88 5,30 708,08 3,58P131 949,32 317,12 1266,44 1,00 133,60 9,48TOTAL 32345,31 9329,46 41674,77 452,45 60447,32 0,69 Fuente: Creación propia. Como se aprecia en la tabla 12 anteriorel costo de la suma de todos los bancos
necesarios para la compensación del reactivo es de $ 32 345,31CUC y $ 9 329,46 CUP y
el ahorro que se obtiene por concepto de disminución de pérdidas de energía activa es de
$60447,32 CUC, lográndose la recuperación en 0,69 años que representan ocho meses y
12 días, aunque existen cinco circuitos que su recuperación excede los cinco años.
3.4Compensación de energía reactiva con bancos de capacitores en los consumidores estatales.
En período de enero a octubre de 2012 revisó la facturación de todos los servicios
estatales en el municipio, el resumen realizado con los clientes penalizados arrojo que en
el período antes mencionado existieron un promedio de 194 servicios penalizados por bajo
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factor de potencia por cada mes, el promedio del factor de potencia calculado mediante la
ecuación 8 de estos clientes estuvo en 0,75, y la penalización mensual promedió a
$94343,94 mensual,como se puede observar en latabla 13, se muestra un resumen de la
base de datos de facturación sobre el comportamiento de los clientes involucrados con en
esta problemática.
Tabla 13: Resumen del comportamiento de los clientes penalizados.
Mes
Total de servicios
penalizados Factor de Potencia
Potencia Aparente
(kVAh)
Potencia Activa (kWh)
Energía Reactiva (kVARh)
Penalización ($)
Enero 206 0,78 1929443,69 1502863,00 1210023,04 70965,03Febrero 213 0,57 2935014,52 1665694,00 2416562,38 320506,01Marzo 197 0,78 1945126,10 1516950,00 1217529,57 70114,51Abril 205 0,79 2099187,48 1654654,00 1291784,90 70405,27Mayo 163 0,77 1664068,53 1279622,00 1063809,95 49442,76Junio 186 0,80 2285563,68 1824049,00 1377187,93 68647,46Julio 185 0,75 1930156,37 1440228,00 1285008,53 76726,28Agosto 200 0,79 2381462,40 1876457,00 1466380,67 76810,53Septiembre 193 0,78 2063145,05 1610204,00 1289887,81 70143,60Octubre 191 0,79 2103451,15 1651948,00 1302142,30 69677,99
Promedio 194 0,75 2133662,00 1602266,90 1392031,71 94343,94 Fuente: Creación propia.
Si se analiza la tabla 13 se puede apreciar que el mes de septiembre presenta los valores
aproximadamente iguales al promedio del rango de tiempo seleccionado, por lo que se
escoge para realizar el estudio del impacto que tendría en las perdidas la compensación
de energía reactiva.En la tabla 14se presenta un resumenrealizado con los resultados de
la facturación del mes de septiembrede los clientes penalizados por bajo factor de
potencia. En la base de datos de facturación que se muestra en el anexo 9, se puede
observar por cada consumidor, el factor de potencia, la energíaactiva (P) tanto en todo el
día como el valor del pico, la magnitud de la penalización, nombre del servicio, entre otros
datos. Con lo antes mencionado se calculala potencia aparentea partir de la
expresión5,expresada en el capítulo anterior, se determina la energía reactiva a
compensar durante el mes, aplicando la ecuación14, esta energía se calcula para llevar
- 72 -
cada consumidor a 0,96 de factor de potencia, y dividiendo este valor por las horas del
mes se obtiene el reactivo promedio a disminuir por horas, que realizando la sumatoria
calculamos el total a compensar por horas, posteriormente aplicando la ecuación 11 se
calcula la energía reactiva final:
Tabla 14: Calculo de la compensación del factor de potencia en consumidores.
Mes
Total de servicios
penalizados
Factor de
Potencia
Potencia Aparente (MVAh)
Potencia Activa (MWh)
Energía Reactiva (MVARh)
Energía Compensar
MVARh
Compensación Promedio MVAR/h
Septiembre 193 0,78 2063,145 1610,204 1289,887 820,244 1,139FP (0,96) 193 0,96 1677,295 1610,204 469,642 0,00 0,00
Disminución 385,849 0,00 820,244 Fuente: Creación propia.
Como se aprecia en la tabla 14la potencia aparente en un mes disminuye en 385,849MVA
llegando a disminuir la energía reactiva en 820,244 MVARh, se divide el ahorro de energía
reactiva del mes entrela cantidad de horas y se lograría entonces una disminución de
1,139 MVAR/h, que logrará una disminución de la corriente que transita por las redes y
una disminución de las pérdidas de potencia activa.
Considerando que la disminución de potencia reactiva sea de igual valor a lo largo de todo
eldía, se obtendría una curva de carga en las subestaciones de transmisión después de la
compensación calculada mediante la ecuación 11, con el nuevo valor a obtener con la
compensación de la energía reactiva y aplicando la ecuación 5se calcula la potencia
aparente final después de compensada la potencia reactiva en los consumidores, como se
muestra en la tabla 15, donde arroja un valor máximo de 59,31 MVA de un valor anterior
de 59,55 MVA, por lo se aprecia una disminución promedio de la potencia aparentede 0,24
MVA, aspecto que provocará disminución en los valores de pérdidas de potencia activa.
Estos valores de potencia aparente permitiráncalcular el cuesficientede disminucióndel
cuadrado de la potencia aparente ¨A¨.
- 73 -
Tabla 15:Comparación del comportamiento P, Q y factor de potencia anterior y posterior a
la compensación de la energía reactiva en consumidores.
Sin compensación en los clientes Con compensación en los clientes
Hora P(MW) Q(MVAR) FP S(MVA) P(MW) Q(MVAR) FP S(MVA) 1 17,74 4,46 0,970 18,29 17,74 3,32 0,983 18,052 16,72 3,65 0,977 17,11 16,72 2,51 0,989 16,913 16,11 3,45 0,978 16,48 16,11 2,31 0,990 16,284 15,90 3,25 0,980 16,23 15,90 2,11 0,991 16,045 16,69 3,55 0,978 17,06 16,69 2,41 0,990 16,866 20,52 3,75 0,984 20,86 20,52 2,61 0,992 20,697 25,06 5,24 0,979 25,60 25,06 4,10 0,987 25,398 25,28 5,13 0,980 25,80 25,28 3,99 0,988 25,599 26,92 6,06 0,976 27,59 26,92 4,92 0,984 27,37
10 28,46 6,35 0,976 29,16 28,46 5,21 0,984 28,9311 32,24 6,84 0,978 32,96 32,24 5,70 0,985 32,7412 36,48 7,03 0,982 37,15 36,48 5,89 0,987 36,9513 31,78 6,36 0,981 32,41 31,78 5,22 0,987 32,2114 27,28 6,44 0,973 28,03 27,28 5,30 0,982 27,7915 26,67 6,43 0,972 27,43 26,67 5,29 0,981 27,1916 29,38 6,27 0,978 30,04 29,38 5,13 0,985 29,8217 35,66 6,86 0,982 36,31 35,66 5,72 0,987 36,1218 48,32 8,95 0,983 49,14 48,32 7,81 0,987 48,9519 58,10 13,05 0,976 59,55 58,10 11,91 0,980 59,3120 41,00 10,42 0,969 42,30 41,00 9,28 0,975 42,0421 31,30 9,10 0,960 32,60 31,30 7,96 0,969 32,3022 26,86 8,18 0,957 28,08 26,86 7,04 0,967 27,7723 22,54 6,37 0,962 23,42 22,54 5,23 0,974 23,1424 19,70 4,87 0,971 20,29 19,70 3,73 0,983 20,05
Promedio 28,20 6,34 0,976 28,91 28,20 5,20 0,983 28,69 Fuente: Creación propia.
Con los datos de la potencia aparente actual y la potencia aparente estimada después de
que se realice la compensación de la potencia reactiva en los consumidores y aplicando la
fórmula 20, se procede a calcular las horas equivalentes de pérdidas de cada curva de
potencia aparente, antes de la compensación de la energía reactiva S(inicial) y después
de compensar la energía reactiva S(final) en los clienteslográndose los resultados que se
muestran en la Tabla 16. Los datos muestran que el tiempo equivalente de pérdidas de la
curva de S(final) es será a 6,35 horasy el tiempo equivalente de pérdidas de la cueva
S(inicial)es igual a 6,39. Estos valores serán empleado para el cálculo del coeficiente de
disminución de lashoras equivalente de perdidas ¨B¨.
- 74 -
Tabla 16: Cálculo de tiempo equivalente de pérdidas.
Hora Sin compensación en los clientes S(MVA)
S(inicial) KVA^2
Con compensación en los clientes S(MVA)
S(final) KVA^2
1 18,29 334,60 18,05 325,742 17,11 292,84 16,91 285,843 16,48 271,46 16,28 264,894 16,23 263,36 16,04 257,265 17,06 291,13 16,86 284,356 20,86 435,12 20,69 427,887 25,60 655,46 25,39 644,828 25,80 665,40 25,59 655,019 27,59 761,41 27,37 748,90
10 29,16 850,29 28,93 837,1311 32,96 1086,20 32,74 1071,9212 37,15 1380,21 36,95 1365,4913 32,41 1050,42 32,21 1037,2314 28,03 785,67 27,79 772,3015 27,43 752,63 27,19 739,2816 30,04 902,50 29,82 889,5117 36,31 1318,70 36,12 1304,3718 49,14 2414,92 48,95 2395,8319 59,55 3545,91 59,31 3517,4820 42,30 1789,58 42,04 1767,1421 32,60 1062,50 32,30 1043,0722 28,08 788,37 27,77 771,0423 23,42 548,63 23,14 535,4124 20,29 411,81 20,05 402,01
Promedio 28,91 944,13 28,69 931,00Máximo 59,55 3545,91 59,31 3517,48H(equi. Per.) 6,39 6,35 Fuente: Creación propia.
Aplicando la fórmula 24 se determina coeficiente de disminución del cuadrado la potencia
aparente ¨A¨ arrojando el valor de 0,9919, también aplicando la ecuación 28se calculó
elcoeficiente de disminución de las horas equivalente de perdidas ¨B¨ siendo el mismo de
0,9937. Con estodos valores mediante la ecuación 29 se calcula entonces el impacto en la
disminución de las pérdidas de energía eléctricas relacionadas con la transportación que
se lograríacon la compensación de la potencia reactiva en los consumidores penalizados
por bajo factor de potencia, el valor de las perdidas de transporte sería 0,986del valor
inicial, quiere decir disminuirán las perdidas de transporte en un 1,6 % del valor actual
- 75 -
Al aplicar este porciento a las pérdidas relacionadas con el transporte que como se
mencionó en el capitulo anterior en el municipio son de 15 11321 MWh/año se reducirían
las pérdidas técnicas en 241,81 MWh/año que multiplicado por el valor promedio del costo
de generación de un MWh (133,6 USD/MWh) representando ahorros anualespor
disminución de la generación en el SEN de $32305,82USD/año.
3.5 Impacto ambiental En el caso particular del trabajo que se presenta, se puede plantear que el ahorro
logrado de 453,35MWh/año con la instalación de los bancos de capacitores en las redes
de distribución primaria y aplicando la ecuación30,logra una reducción de las emisiones
a la atmósfera de los gases de efecto invernaderopor un valor que asciende a 324,15
t.También se puede afirmar que con la compensación de la energía reactiva en los
consumidores penalizados por bajo factor de potencia y empleando la ecuación30, con
valoresde reducción de pérdidas de energía que ascienden a241,81 MWh/año,se
reducirán las emisiones de los gases de efecto invernadero a la atmósferaen172,89t.La
compensación total de la energía reactiva disminuirá las emisiones de los gases de
efecto invernadero a la atmósferaen 497,04t.
- 76 -
CONCLUSIONES
- 77 -
Como conclusiones del trabajo se presentan las siguientes:
Se determinó el comportamiento delademanda de energía reactiva en las
subestaciones de transmisióndemostrándose la necesidad de compensación de la
misma en 24 circuitos.
Se calcularon los valores de energía reactiva a compensar por cada circuito de
distribución primaria, mediante el software Radial 7,6 se logró determinar la
ubicación óptima de los bancos de capacitores, realizándose además los análisis de
las disminuciones de las pérdidas técnicas a obtener mediante la compensación de
la energía reactiva.
Se obtuvo el valor de la inversión para la instalación de bancos de capacitores fijos
en redesde distribución primarias en el municipio de Pinar del Río, arrojando que el
costo total de la misma es de $ 32 345,31 CUC y $ 9 329,46 CUP para un valor
total de $ 41 674,77, logrando su recuperación en 0,69 años que representan ocho
meses y 12 días.
Se realizó la instalación de los bancos de capacitores para la compensación de la
energía reactiva en redes de distribución primarias en el municipio de Pinar del Río
a través de bancos de capacitores fijos, lográndoseuna disminución de las pérdidas
técnicas de 435,35 MWh/año, que permite ahorros de 60447,32USD/año.
Se calculóel impactoque lograría la compensación de la energía reactiva en los
consumidores penalizados por bajo factor de potencia en las pérdidas de energía
activa, las cualesdisminuirían241,81MWh/año, permitiéndose ahorros de 32305,82
USD/año.
Con el ahorro logrado con la instalación de los bancos de capacitores en las redes
de distribución primaria,se reducenlas emisiones a la atmósfera de los gases de
- 78 -
efecto invernadero por un valor que asciende a 324,15 t.Se determina que de
realizarse la compensación de la energía reactiva en los consumidores
penalizados por bajo factor de potencia, se lograrán reducirlas emisiones a la
atmósfera de los gases de efecto invernadero en 172,89 t.
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RECOMENDACIONES
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Se recomienda para dar continuidad a la investigación realizar el cálculo de la
compensación de energía reactiva con banco de capacitores fijos en los circuitos
P560 y P580.
Realizar los cálculos pertinentes para la compensación del factor de potencia de
forma individualpor cada consumidor penalizado y estudiado en la investigación,
con el objetivo de la implementación del montaje de los bancos de capacitores
respectivos y luego realizar un análisis por circuitos de distribución primariapara
determinar si la compensación antes realizada en las líneas debe sufrir
variaciones en cuanto de la ubicación de los bancos de capacitores y proponer la
reubicación de los mismos en caso de ser necesario.
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BIBLIOGRAFÍA
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- 87 -
ANEXOS.
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Anexo 1: Factor o constante “K” que sustituye al término (Tanφ2 – Tanφ1)
Factor K
Factor de potencia deseado Factor de potencia
inicial 0.86 0.87 0.88 0.89 0.9 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1 0.66 0.545 0.572 0.599 0.626 0.654 0.683 0.712 0.743 0.775 0.810 0.847 0.888 0.935 0.996 1.138 0.67 0.515 0.541 0.568 0.596 0.624 0.652 0.682 0.713 0.745 0.779 0.816 0.857 0.905 0.966 1.108 0.68 0.485 0.512 0.539 0.566 0.594 0.623 0.652 0.683 0.715 0.750 0.787 0.828 0.875 0.936 1.078 0.69 0.456 0.482 0.509 0.537 0.565 0.593 0.623 0.654 0.686 0.720 0.757 0.798 0.846 0.907 1.049 0.70 0.427 0.453 0.480 0.508 0.536 0.565 0.594 0.625 0.657 0.692 0.729 0.770 0.817 0.878 1.020 0.71 0.398 0.425 0.452 0.480 0.508 0.536 0.566 0.597 0.629 0.663 0.700 0.741 0.789 0.849 0.992 0.72 0.370 0.397 0.424 0.452 0.480 0.508 0.538 0.569 0.601 0.635 0.672 0.713 0.761 0.821 0.964 0.73 0.343 0.370 0.396 0.424 0.452 0.481 0.510 0.541 0.573 0.608 0.645 0.686 0.733 0.794 0.936 0.74 0.316 0.342 0.369 0.397 0.425 0.453 0.483 0.514 0.546 0.580 0.617 0.658 0.706 0.766 0.909 0.75 0.289 0.315 0.342 0.370 0.398 0.426 0.456 0.487 0.519 0.553 0.590 0.631 0.679 0.739 0.882 0.76 0.262 0.288 0.315 0.343 0.371 0.400 0.429 0.460 0.492 0.526 0.563 0.605 0.652 0.713 0.855 0.77 0.235 0.262 0.289 0.316 0.344 0.373 0.403 0.433 0.466 0.500 0.537 0.578 0.626 0.686 0.829 0.78 0.209 0.236 0.263 0.290 0.318 0.347 0.376 0.407 0.439 0.474 0.511 0.552 0.599 0.660 0.802 0.79 0.183 0.209 0.236 0.264 0.292 0.320 0.350 0.381 0.413 0.447 0.484 0.525 0.573 0.634 0.776 0.80 0.157 0.183 0.210 0.238 0.266 0.294 0.324 0.355 0.387 0.421 0.458 0.499 0.547 0.608 0.750 0.81 0.131 0.157 0.184 0.212 0.240 0.268 0.298 0.329 0.361 0.395 0.432 0.473 0.521 0.581 0.724 0.82 0.105 0.131 0.158 0.186 0.214 0.242 0.272 0.303 0.335 0.369 0.406 0.447 0.495 0.556 0.698 0.83 0.079 0.105 0.132 0.160 0.188 0.216 0.246 0.277 0.309 0.343 0.380 0.421 0.469 0.530 0.672 0.84 0.053 0.079 0.106 0.134 0.162 0.190 0.220 0.251 0.283 0.317 0.354 0.395 0.443 0.503 0.646 0.85 0.026 0.053 0.080 0.107 0.135 0.164 0.194 0.225 0.257 0.291 0.328 0.369 0.417 0.477 0.620 0.86 --- 0.027 0.054 0.081 0.109 0.138 0.167 0.198 0.230 0.265 0.302 0.343 0.390 0.451 0.593 0.87 --- --- 0.027 0.054 0.082 0.111 0.141 0.172 0.204 0.238 0.275 0.316 0.364 0.424 0.567 0.88 --- --- --- 0.027 0.055 0.084 0.114 0.145 0.177 0.211 0.248 0.289 0.337 0.397 0.540 0.89 --- --- --- --- 0.028 0.057 0.086 0.117 0.149 0.184 0.221 0.262 0.309 0.370 0.512 0.90 --- --- --- --- --- 0.029 0.058 0.089 0.121 0.156 0.193 0.234 0.281 0.342 0.484 0.91 --- --- --- --- --- --- 0.030 0.060 0.093 0.127 0.164 0.205 0.253 0.313 0.456 0.92 --- --- --- --- --- --- --- 0.031 0.063 0.097 0.134 0.175 0.223 0.284 0.426 0.93 --- --- --- --- --- --- --- --- 0.032 0.067 0.104 0.145 0.192 0.253 0.395 0.94 --- --- --- --- --- --- --- --- --- 0.034 0.071 0.112 0.160 0.220 0.363 0.95 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- 0.037 0.078 0.126 0.186 0.329 0.96 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- 0.041 0.089 0.149 0.292 0.97 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- 0.048 0.108 0.251 0.98 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- 0.061 0.203 0.99 --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- 0.142
- 90 -
Anexo 2: Demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de la subestación Briones Montoto julio 2011.
Hora PD-2180 P(MW)
PD-2180 Q(MVAR)
PD-2185 P(MW)
PD-2185 Q(MVAR)
PD-2190 P (MW)
PD-2190 Q (MVAR)
PD-30 P(MW)
PD-30 Q(MVAR)
Total P(MW)
Total Q(MVAR)
Factor Potencia
1 3,9 2,2 1,0 0,7 0,4 0,6 3,2 2,0 8,5 5,5 0,842 4,3 2,1 0,9 0,6 0,4 0,6 3,1 2,0 8,7 5,3 0,853 4,2 2,1 0,9 0,6 0,4 0,6 3,0 1,9 8,5 5,2 0,854 4,2 2,0 0,9 0,6 0,4 0,6 3,0 1,9 8,5 5,1 0,865 4,4 2,0 0,9 0,6 0,4 0,6 3,2 1,9 8,9 5,1 0,876 5,0 2,2 1,0 0,7 0,5 0,6 4,0 2,1 10,5 5,6 0,887 6,2 2,5 1,1 0,7 0,9 0,6 4,8 2,2 13,0 6,0 0,918 6,0 2,4 1,1 0,6 0,8 0,6 4,6 2,1 12,5 5,7 0,919 4,8 2,1 1,1 0,6 0,6 0,6 4,5 2,2 11,0 5,5 0,89
10 4,1 2,1 1,1 0,6 0,7 0,6 4,6 2,2 10,5 5,5 0,8911 3,9 1,8 1,2 0,6 0,7 0,6 5,1 2,2 10,9 5,2 0,9012 4,9 2,0 1,0 0,5 0,9 0,6 5,6 2,4 12,4 5,5 0,9113 4,7 2,0 1,0 0,6 0,9 0,6 4,5 2,1 11,1 5,3 0,9014 4,9 2,3 1,1 0,6 0,7 0,6 4,1 2,0 10,8 5,5 0,8915 4,6 2,3 1,1 0,7 0,6 0,6 4,0 1,9 10,3 5,5 0,8816 4,2 2,3 1,0 0,8 0,7 0,6 4,6 1,6 10,5 5,3 0,8917 5,3 2,2 1,1 0,6 0,8 0,6 5,6 1,4 12,8 4,8 0,9418 5,7 2,1 1,3 0,6 1,0 0,6 7,1 2,1 15,1 5,4 0,9419 5,9 2,1 1,4 0,6 1,4 0,6 7,7 2,2 16,4 5,5 0,9520 6,0 2,3 1,3 0,6 1,7 0,7 5,7 2,4 14,7 6,0 0,9321 6,2 3,2 1,3 0,6 1,2 0,7 4,4 2,5 13,1 7,0 0,8822 5,2 3,3 1,1 0,6 0,9 0,6 4,0 2,5 11,2 7,0 0,8523 4,6 2,9 1,0 0,6 0,6 0,6 3,6 2,4 9,8 6,5 0,8324 4,1 2,4 1,0 0,6 0,5 0,6 3,4 2,2 9,0 5,8 0,84
PICO 5,6 2,1 1,4 0,6 1,7 0,7 7,9 2,2 16,6 5,6 0,95
- 91 -
Anexo 3:Demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de la subestación Pinar Estejulio 2011.
Hora P-512 P(MW)
P-512 Q(MVAR)
P-523 P(MW)
P-523 Q(MVAR)
P-526 P(MW)
P-526 Q(MVAR)
P-529 P(MW)
P-529 Q(MVAR)
P-560 P(MW)
P-560 Q(MVAR)
Total P(MW)
Total Q(MVAR)
Factor Potencia
1 0,7 0,6 1,6 0,9 2,5 1,1 0,2 0,1 2,7 1,1 7,7 3,8 0,902 0,7 0,0 1,6 0,9 2,4 1,1 0,2 0,1 2,4 0,9 7,3 3,0 0,923 0,7 0,0 1,5 0,9 2,3 1,0 0,2 0,1 2,3 0,9 7,0 2,9 0,924 0,7 0,0 1,4 0,8 2,3 1,0 0,2 0,1 2,3 0,9 6,9 2,8 0,935 0,8 0,0 1,5 0,8 2,3 0,9 0,2 0,1 2,3 0,9 7,1 2,7 0,936 1,1 0,0 1,6 0,9 2,4 1,0 0,2 0,0 2,5 1,0 7,8 2,9 0,947 1,3 0,0 1,9 1,0 2,7 1,2 0,2 0,1 2,7 1,1 8,8 3,4 0,938 1,2 0,0 1,7 1,0 2,6 1,1 0,2 0,1 3,1 1,1 8,8 3,3 0,949 1,2 0,0 1,7 1,0 2,7 1,2 0,3 0,1 3,7 1,3 9,6 3,6 0,94
10 1,3 0,0 1,8 1,0 2,8 1,2 0,3 0,1 3,8 1,4 10,0 3,7 0,9411 1,4 0,0 2,1 1,1 3,1 1,3 0,3 0,1 4,1 1,4 11,0 3,9 0,9412 1,6 0,0 2,4 1,1 3,9 1,3 0,3 0,1 4,1 1,4 12,3 3,9 0,9513 1,3 0,0 2,1 1,1 3,5 1,4 0,3 0,1 3,8 1,3 11,0 3,9 0,9414 1,2 0,0 1,9 1,1 3,0 1,4 0,3 0,1 3,7 1,4 10,1 4,0 0,9315 1,2 0,0 1,8 1,0 2,9 1,4 0,3 0,1 3,7 1,4 9,9 3,9 0,9316 1,2 0,0 1,8 1,0 2,9 1,3 0,3 0,1 3,4 1,3 9,6 3,7 0,9317 1,6 0,0 2,4 1,0 3,5 1,3 0,3 0,1 3,5 1,3 11,3 3,7 0,9518 2,2 0,0 2,9 1,1 4,4 1,4 0,3 0,1 3,9 1,3 13,7 3,9 0,9619 2,6 0,0 3,3 1,1 5,0 1,5 0,4 0,1 4,2 1,3 15,5 4,0 0,9720 1,9 0,0 3,2 1,2 4,8 1,6 0,4 0,1 4,0 1,4 14,3 4,3 0,9621 1,4 0,0 2,9 1,4 4,3 1,8 0,3 0,1 3,8 1,6 12,7 4,9 0,9322 1,1 0,0 2,4 1,3 3,7 1,8 0,3 0,1 3,5 1,6 11,0 4,8 0,9223 0,9 0,0 2,1 1,2 3,5 1,6 0,2 0,1 3,3 1,4 10,0 4,3 0,9224 0,8 0,0 1,8 1,0 3,1 1,3 0,2 0,1 3,0 1,1 8,9 3,5 0,93
PICO 2,6 0,0 3,2 1,1 4,9 1,5 0,4 0,1 4,1 1,3 15,2 4,0 0,97
- 92 -
Anexo 4:Demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de la subestación Pinar Oestejulio 2011.
Hora P-915 P(MW)
P-915 Q(MVAR)
P-916 P(MW)
P-916 Q(MVAR)
P919 P(MW)
P-919 Q(MVAR)
P-961 P(MW)
P-961 Q(MVAR)
P-970 P(MW)
P-970 Q(MVAR)
P-990 P(MW)
P-990 Q(MVAR)
Total P(MW)
Total Q(MVAR)
Factor Potencia
1 0,5 0,3 0,3 0,3 2,3 1,0 1,1 0,8 2,5 0,7 2,2 0,6 8,9 3,7 0,922 0,5 0,3 0,3 0,3 2,2 1,0 0,9 0,6 2,4 0,7 2,1 0,6 8,4 3,5 0,923 0,5 0,3 0,3 0,3 2,1 0,9 0,9 0,6 2,3 0,7 2,0 0,5 8,1 3,3 0,934 0,5 0,3 0,3 0,3 2,1 0,9 0,9 0,6 2,3 0,6 1,9 0,5 8,0 3,2 0,935 0,5 0,3 0,3 0,3 2,1 0,9 0,9 0,6 2,2 0,6 1,9 0,5 7,9 3,2 0,936 0,6 0,3 0,3 0,3 2,3 0,9 1,0 0,6 2,4 0,6 2,1 0,5 8,7 3,2 0,947 0,6 0,3 0,4 0,3 2,6 1,0 1,1 0,6 2,7 0,7 2,3 0,6 9,7 3,5 0,948 0,7 0,3 0,4 0,3 2,5 1,1 1,1 0,6 2,9 0,8 2,5 0,7 10,1 3,8 0,949 0,7 0,3 0,5 0,3 2,8 1,3 1,3 0,7 3,3 0,9 3,0 1,0 11,6 4,5 0,93
10 0,7 0,3 0,5 0,4 2,9 1,3 1,4 0,7 3,5 1,1 3,0 1,0 12,0 4,8 0,9311 0,9 0,3 0,6 0,5 3,3 1,3 1,6 0,8 3,8 1,1 3,2 1,1 13,4 5,1 0,9312 1,0 0,3 0,6 0,4 3,9 1,3 1,8 0,8 4,2 1,1 3,5 1,1 15,0 5,0 0,9513 0,8 0,3 0,5 0,4 3,5 1,3 1,4 0,7 3,9 1,1 3,2 1,0 13,3 4,8 0,9414 0,6 0,3 0,5 0,4 2,9 1,2 1,3 0,7 3,7 1,2 3,2 1,1 12,2 4,9 0,9315 0,6 0,3 0,5 0,4 2,7 1,4 1,3 0,7 3,7 1,2 3,2 1,1 12,0 5,1 0,9216 0,6 0,3 0,5 0,4 2,7 1,0 1,6 0,8 3,4 1,1 2,9 1,0 11,7 4,6 0,9317 0,8 0,3 0,5 0,4 3,5 1,2 1,8 0,8 3,5 0,9 3,0 0,8 13,1 4,4 0,9518 1,1 0,3 0,6 0,3 4,3 1,2 2,3 0,8 4,1 0,9 3,2 0,8 15,6 4,3 0,9619 1,2 0,3 0,6 0,3 4,9 1,3 2,6 0,8 4,4 0,9 3,5 0,8 17,2 4,4 0,9720 1,1 0,3 0,6 0,3 4,7 1,4 2,5 0,9 4,2 1,0 3,2 0,8 16,3 4,7 0,9621 1,0 0,4 0,6 0,4 4,3 1,6 2,2 1,0 3,8 1,2 3,1 1,0 15,0 5,6 0,9422 0,8 0,4 0,5 0,4 3,5 1,6 1,8 1,0 3,4 1,1 2,8 1,0 12,8 5,5 0,9223 0,6 0,4 0,4 0,4 3,0 1,4 1,4 0,9 3,1 1,1 2,6 0,9 11,1 5,1 0,9124 0,6 0,3 0,4 0,3 2,7 1,2 1,3 0,8 2,8 0,9 2,4 0,8 10,2 4,3 0,92
PICO 1,2 0,3 0,6 0,3 4,8 1,3 2,5 0,8 4,3 1,0 3,4 0,8 16,8 4,5 0,97
- 93 -
Anexo 5: Demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de la subestación Briones Montoto enero 2013.
Hora PD-2180 P(MW)
PD-2180 Q(MVAR)
PD-2185 P(MW)
PD-2185 Q(MVAR)
PD-2190 P(MW)
PD-2190 Q(MVAR)
PD-30 P(MW)
PD-30 Q(MVAR)
Total P(MW)
Total Q(MVAR)
Factor Potencia
1 1,1 0,2 0,9 0,3 0,4 0,2 3,1 0,7 5,5 1,4 0,972 1,0 0,2 0,8 0,3 0,4 0,1 3,0 0,8 5,2 1,4 0,963 1,0 0,2 0,8 0,3 0,4 0,2 3,0 0,7 5,2 1,4 0,974 1,0 0,2 0,7 0,2 0,4 0,1 3,0 0,7 5,1 1,2 0,975 1,0 0,2 0,8 0,3 0,4 0,1 3,2 0,8 5,4 1,4 0,976 1,3 0,2 1,0 0,3 0,5 0,1 3,8 0,9 6,6 1,5 0,977 1,5 0,3 1,2 0,3 0,9 0,1 4,4 1,1 8,0 1,8 0,978 1,6 0,3 1,2 0,4 0,8 0,1 4,1 1,1 7,7 1,9 0,979 1,7 0,4 1,3 0,4 0,6 0,2 4,2 1,1 7,8 2,1 0,97
10 1,8 0,4 1,5 0,4 0,7 0,2 4,4 1,2 8,4 2,2 0,9711 2,2 0,4 1,7 0,4 0,7 0,1 5,2 1,3 9,8 2,2 0,9812 2,5 0,4 2,0 0,5 0,9 0,1 5,4 1,3 10,8 2,3 0,9813 2,1 0,4 1,7 0,4 0,9 0,2 4,6 1,1 9,3 2,1 0,9814 1,7 0,4 1,5 0,4 0,7 0,1 4,2 1,2 8,1 2,1 0,9715 1,8 0,4 1,4 0,4 0,6 0,1 4,5 1,3 8,3 2,2 0,9716 2,0 0,4 1,5 0,4 0,7 0,2 4,9 1,3 9,1 2,3 0,9717 2,6 0,4 1,8 0,5 0,8 0,2 5,7 1,3 10,9 2,4 0,9818 3,4 0,6 2,5 0,6 1,0 0,2 7,6 1,7 14,5 3,1 0,9819 7,2 2,1 2,8 0,7 1,4 0,2 7,3 1,9 18,7 4,9 0,9720 2,7 0,6 2,2 0,6 1,7 0,2 5,1 1,5 11,7 2,9 0,9721 2,0 0,6 1,7 0,5 1,2 0,2 4,4 1,3 9,3 2,6 0,9622 1,7 0,5 1,5 0,5 0,9 0,2 3,9 1,2 8,0 2,4 0,9623 1,4 0,4 1,3 0,4 0,6 0,2 3,5 1,0 6,8 2,0 0,9624 1,3 0,3 1,1 0,4 0,5 0,2 3,3 0,9 6,2 1,8 0,96
PICO 6,5 1,8 2,8 0,7 1,7 0,2 8,1 2,1 19,1 4,8 0,97
- 94 -
Anexo 6:Demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de la subestación Pinar Esteenero 2013.
Hora P-512 P(MW)
P-512 Q(MVAR)
P-523 P(MW)
P-523 Q(MVAR)
P-526 P(MW)
P-526 Q(MVAR)
P-529 P(MW)
P-529 Q(MVAR)
P-560 P(MW)
P-560 Q(MVAR)
Total P(MW)
Total Q(MVAR)
Factor Potencia
1 0,8 0,4 1,1 0,8 1,6 0,4 0,2 0,1 1,7 0,8 5,4 2,5 0,912 0,8 0,0 1,0 0,7 1,5 0,3 0,2 0,1 1,6 0,8 5,1 1,9 0,943 0,7 0,0 1,0 0,7 1,4 0,3 0,2 0,1 1,5 0,8 4,8 1,9 0,934 0,7 0,0 1,0 0,7 1,3 0,3 0,2 0,1 1,5 0,7 4,7 1,8 0,935 0,8 0,0 1,0 0,7 1,4 0,3 0,2 0,1 1,5 0,8 4,9 1,9 0,936 1,1 0,0 1,4 0,8 1,7 0,3 0,2 0,1 1,8 0,8 6,2 2,0 0,957 1,3 0,0 1,7 0,9 2,2 0,5 0,2 0,1 2,2 1,0 7,6 2,5 0,958 1,3 0,0 1,7 0,8 2,2 0,4 0,3 0,1 2,3 0,9 7,8 2,2 0,969 1,4 0,0 1,8 0,9 2,2 0,5 0,3 0,1 2,6 1,1 8,3 2,6 0,95
10 1,5 0,0 1,9 0,9 2,3 0,5 0,3 0,1 2,7 1,1 8,7 2,6 0,9611 1,7 0,0 2,2 0,9 2,7 0,5 0,3 0,1 2,9 1,1 9,8 2,6 0,9712 1,9 0,0 2,5 1,0 3,1 0,6 0,4 0,1 3,2 1,1 11,1 2,8 0,9713 1,6 0,0 2,2 1,0 2,8 0,6 0,3 0,1 3,0 1,1 9,9 2,8 0,9614 1,4 0,0 1,8 0,9 2,3 0,6 0,3 0,1 2,6 1,1 8,4 2,7 0,9515 1,3 0,0 1,9 1,0 2,2 0,5 0,3 0,1 2,2 1,0 7,9 2,6 0,9516 1,4 0,0 2,2 1,0 2,4 0,5 0,3 0,1 2,2 0,9 8,5 2,5 0,9617 1,7 0,0 2,8 1,0 3,0 0,6 0,3 0,1 3,0 1,1 10,8 2,8 0,9718 2,4 0,0 3,8 1,2 4,3 0,8 0,3 0,1 4,0 1,3 14,8 3,4 0,9719 2,7 0,0 4,4 1,5 5,3 1,1 0,4 0,1 4,6 1,6 17,4 4,3 0,9720 1,9 0,0 3,2 1,5 3,9 1,1 0,4 0,1 3,6 1,5 13,0 4,2 0,9521 1,4 0,0 2,3 1,3 2,9 0,9 0,3 0,1 2,9 1,4 9,8 3,7 0,9422 1,2 0,0 1,9 1,2 2,5 0,8 0,3 0,1 2,5 1,3 8,4 3,4 0,9323 1,0 0,0 1,5 1,0 2,1 0,6 0,3 0,1 2,1 1,1 7,0 2,8 0,9324 0,9 0,0 1,2 0,9 1,8 0,5 0,2 0,1 1,9 0,9 6,0 2,4 0,93
PICO 2,7 0,0 4,4 1,4 5,2 1,0 0,4 0,1 4,6 1,5 17,3 4,0 0,97
- 95 -
Anexo 7:Demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de la subestación Pinar Oesteenero 2013
Hora P-915 P(MW)
P-915 Q(MVAR)
P-916 P(MW)
P-916 Q(MVAR)
P919 P(MW)
P-919 Q(MVAR)
P-961 P(MW)
P-961 Q(MVAR)
P-970 P(MW)
P-970 Q(MVAR)
P-990 P(MW)
P-990 Q(MVAR)
Total P(MW)
Total Q(MVAR)
Factor Potencia
1 0,3 0,1 0,2 0,1 1,8 -0,1 0,9 0,0 1,9 0,3 1,7 0,2 6,8 0,6 1,002 0,3 0,1 0,2 0,1 1,7 -0,2 0,8 0,0 1,8 0,2 1,6 0,1 6,4 0,3 1,003 0,3 0,1 0,2 0,1 1,6 -0,3 0,8 0,0 1,7 0,2 1,5 0,1 6,1 0,2 1,004 0,3 0,1 0,2 0,1 1,6 -0,3 0,8 0,0 1,7 0,2 1,5 0,1 6,1 0,2 1,005 0,3 0,1 0,2 0,1 1,6 -0,3 0,9 0,0 1,8 0,2 1,6 0,1 6,4 0,2 1,006 0,4 0,1 0,3 0,1 2,0 -0,3 1,2 0,0 2,0 0,2 1,8 0,1 7,7 0,2 1,007 0,6 0,1 0,3 0,1 2,6 0,0 1,4 0,1 2,5 0,4 2,1 0,2 9,5 0,9 1,008 0,6 0,1 0,3 0,1 2,6 0,0 1,5 0,1 2,6 0,4 2,2 0,3 9,8 1,0 0,999 0,7 0,2 0,4 0,1 2,8 0,1 1,5 0,1 2,9 0,5 2,5 0,4 10,8 1,4 0,99
10 0,8 0,2 0,4 0,2 2,9 0,1 1,7 0,1 3,0 0,6 2,6 0,4 11,4 1,6 0,9911 0,9 0,2 0,4 0,2 3,3 0,2 1,8 0,3 3,4 0,6 2,8 0,5 12,6 2,0 0,9912 1,0 0,2 0,5 0,2 4,0 0,3 2,1 0,2 3,8 0,6 3,2 0,4 14,6 1,9 0,9913 0,8 0,1 0,4 0,1 3,5 0,2 1,7 0,1 3,4 0,6 2,8 0,4 12,6 1,5 0,9914 0,6 0,2 0,4 0,2 2,9 0,1 1,4 0,1 3,0 0,6 2,5 0,4 10,8 1,6 0,9915 0,6 0,2 0,4 0,2 2,7 0,1 1,5 0,2 2,9 0,5 2,4 0,4 10,5 1,6 0,9916 0,8 0,2 0,4 0,2 3,1 0,0 1,9 0,2 3,1 0,5 2,5 0,4 11,8 1,5 0,9917 1,0 0,2 0,4 0,1 4,0 0,3 2,2 0,2 3,6 0,6 2,8 0,3 14,0 1,7 0,9918 1,3 0,2 0,5 0,1 5,6 0,6 3,2 0,3 4,7 0,8 3,7 0,5 19,0 2,5 0,9919 1,4 0,3 0,6 0,2 6,7 1,0 3,5 0,6 5,4 1,1 4,4 0,7 22,0 3,9 0,9820 0,9 0,3 0,5 0,1 4,9 0,8 2,4 0,5 4,2 0,9 3,4 0,7 16,3 3,3 0,9821 0,7 0,2 0,4 0,1 3,5 0,7 1,7 0,4 3,2 0,8 2,7 0,6 12,2 2,8 0,9722 0,6 0,2 0,3 0,1 2,9 0,6 1,4 0,3 2,9 0,7 2,4 0,5 10,5 2,4 0,9723 0,4 0,1 0,3 0,1 2,4 0,4 1,1 0,1 2,4 0,5 2,1 0,4 8,7 1,6 0,9824 0,4 0,1 0,2 0,1 2,0 -0,1 0,9 0,0 2,1 0,3 1,9 0,3 7,5 0,7 1,00
PICO 1,5 0,3 0,6 0,1 6,6 0,9 3,6 0,5 5,4 1,0 4,4 0,7 22,1 3,5 0,99
- 96 -
Anexo 8:Resumen de las demanda de potencia activa, reactiva y factor de potencia de las subestaciones de transmisión de enero 2013
Hora
Subestación Briones P(MW)
Subestación Briones
Q(MVAR)
Subestación Pinar Este
P(MW)
Subestación Pinar Este Q(MVAR)
Subestación Pinar Oeste
P(MW)
Subestación Pinar Oeste
Q(MVAR) Total
P(MW)Total
Q(MVAR)Factor
Potencia1 5,5 1,4 5,4 2,5 6,8 0,6 17,7 4,5 0,972 5,2 1,4 5,1 1,9 6,4 0,3 16,7 3,6 0,983 5,2 1,4 4,8 1,9 6,1 0,2 16,1 3,5 0,984 5,1 1,2 4,7 1,8 6,1 0,2 15,9 3,2 0,985 5,4 1,4 4,9 1,9 6,4 0,2 16,7 3,5 0,986 6,6 1,5 6,2 2,0 7,7 0,2 20,5 3,7 0,987 8,0 1,8 7,6 2,5 9,5 0,9 25,1 5,2 0,988 7,7 1,9 7,8 2,2 9,8 1,0 25,3 5,1 0,989 7,8 2,1 8,3 2,6 10,8 1,4 26,9 6,1 0,98
10 8,4 2,2 8,7 2,6 11,4 1,6 28,5 6,4 0,9811 9,8 2,2 9,8 2,6 12,6 2,0 32,2 6,8 0,9812 10,8 2,3 11,1 2,8 14,6 1,9 36,5 7,0 0,9813 9,3 2,1 9,9 2,8 12,6 1,5 31,8 6,4 0,9814 8,1 2,1 8,4 2,7 10,8 1,6 27,3 6,4 0,9715 8,3 2,2 7,9 2,6 10,5 1,6 26,7 6,4 0,9716 9,1 2,3 8,5 2,5 11,8 1,5 29,4 6,3 0,9817 10,9 2,4 10,8 2,8 14,0 1,7 35,7 6,9 0,9818 14,5 3,1 14,8 3,4 19,0 2,5 48,3 9,0 0,9819 18,7 4,9 17,4 4,3 22,0 3,9 58,1 13,1 0,9820 11,7 2,9 13,0 4,2 16,3 3,3 41,0 10,4 0,9721 9,3 2,6 9,8 3,7 12,2 2,8 31,3 9,1 0,9622 8,0 2,4 8,4 3,4 10,5 2,4 26,9 8,2 0,9623 6,8 2,0 7,0 2,8 8,7 1,6 22,5 6,4 0,9624 6,2 1,8 6,0 2,4 7,5 0,7 19,7 4,9 0,97
PICO 19,1 4,8 17,3 4,0 22,1 3,5 58,5 12,3 0,98
- 97 -
Anexo 9:Esquema del circuito P321 en el Radial 7.6.
Anexo 10:Reporte de la corrida de flujo del circuito P321 en el Radial 7.6.
- 98 -
Anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
- 99 -
NOMBRE OACE fp
Energía Activa
Pico kWh
Energía Activa Total
kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
NAVE # 3 MATERIAS PRIMAS SIME 0,75 287 1058 933 80,85 624,48 0,87 PATIO MATERIAS PRIMAS SIME 0,59 334 8731 11948 1184,51 9401,66 13,06 EMAE SIME 0,85 0 1588 984 26,31 520,99 0,72 FCA ACETILENO GASES INDUST. MINBAS 0,72 385 1231 1187 108,41 827,46 1,15 FCA. OXIGENO INDUSTRIAL MINBAS 0,82 575 4080 2848 107,53 1657,86 2,30 SUB 110/220 KV. UP NORMAL MINBAS 0,75 1066 14944 13179 715,96 8820,70 12,25 SUBESTACION 110/220 EMERGENCIA MINBAS 0,83 1868 4425 2974 113,64 1682,99 2,34 PUNTO DE GAS LICUADO MINBAS 0,81 149 1545 1119 39,95 667,94 0,93 ALMACEN MEDICINA MINBAS MINBAS 0,77 308 16123 13360 645,46 8657,43 12,02 TALLER JULIAN ALEMAN MINIL 0,60 250 2882 3843 372,75 3002,08 4,17 U/BASICA DE TERMINACION 901 MINIL 0,60 719 2619 3492 502,62 2728,13 3,79 FABRICA DE ENVASES PLEGABLES MINIL 0,70 383 1759 1795 135,21 1281,50 1,78 TALLER IMPRESOS COMERCIALES MINIL 0,63 243 4152 5118 487,86 3907,13 5,43 PASTEURIZADORA P. DEL RIO MINAL 0,78 0 351309 281849 12212,34 179383,56 249,14 UEB REFRESCOS O. NODARSE MINAL 0,73 393 8108 7591 616,84 5226,11 7,26 PLANTA DE HIELO COMERIO MINAL 0,74 456 27294 24808 1402,13 16847,54 23,40 PRODUCCION INDUSTRIAL COMERIO MINAL 0,88 174 5150 2780 30,16 1277,59 1,77 ABAPIR MINAL 0,81 0 746 540 23,35 322,51 0,45 PANADERIA LAS DELICIAS MINAL 0,54 500 3021 4709 446,45 3827,52 5,32 ASTILLERO LA COLOMA MINAL 0,69 1172 4678 4907 346,00 3542,80 4,92 CALDERA COMBINADO PESQUERO MINAL 0,76 684 11603 9922 513,83 6538,24 9,08 LAGUNA DE OXIDACION C PESQUERO MINAL 0,69 0 1369 1436 117,37 1036,79 1,44 BOMBEO POZO CONCHITA MINAL 0,86 478 13773 8172 150,51 4155,29 5,77 COMPRESORES CONCHITA MINAL 0,83 350 822 552 41,32 312,64 0,43 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
- 100 -
NOMBRE OACE fp
Energía Activa
Pico kWh
Energía Activa Total
kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
FCA CONSERVA LA CONCHITA MINAL 0,89 1097 38479 19713 104,17 8490,33 11,79 FCA JUGOS Y NECTAR MINAL 0,57 367 1172 1689 525,23 1347,58 1,87 TOSTADERO TORREF CAFE MINAL 0,60 307 7532 10043 1053,72 7845,83 10,90 PLANTA FILTRO INRH 0,81 369 9123 6605 234,87 3944,06 5,48 POZO # 10 ESPINELA INRH 0,88 999 64058 34575 322,55 15891,26 22,07 POZO # 2 ESPINELA INRH 0,87 1350 83780 47480 643,60 23044,48 32,01 POZO # 4 ESPINELA INRH 0,77 1390 84495 70015 3153,69 45370,58 63,01 POZO BRIONES INRH 0,73 238 9212 8625 507,76 5937,71 8,25 POZO DEL CLORO INRH 0,76 1343 68799 58834 2803,83 38767,91 53,84 POZO KM 15 COLOMA INRH 0,87 475 21005 11904 160,99 5777,62 8,02 POZO MESTANZA INRH 0,87 272 8192 4643 58,39 2253,29 3,13 REBOMBEO HERRIMAN INRH 0,82 481 17653 12322 454,80 7173,08 9,96 REBOMBEO RESIDUALES LA COLOMA INRH 0,86 579 1213 720 27,69 365,96 0,51 REBOMBEO TANQUE ACUEDUCTO INRH 0,89 384 17914 9178 47,15 3952,70 5,49 BLOQUERA MATERIALES # 7 MICONS 0,68 352 1980 2135 213,85 1557,44 2,16 BLOQUERA ZONA INDUSTRIAL MICONS 0,28 295 2476 8489 1942,42 7766,98 10,79 FCA DE PINTURA CEMENTOSA MICONS 0,70 348 2856 2914 251,44 2080,70 2,89 FCA DE TUBOS DE HORMIGON MICONS 0,89 200 1033 529 5,87 227,93 0,32 PONEDORA DE BLOQUE MICONS 0,44 381 2917 5953 1226,14 5102,53 7,09 TEJAR 1RO MAYO MICONS 0,73 388 2277 2132 236,74 1467,67 2,04 TEJAR DOLORES MICONS 0,71 1303 12711 12607 1168,47 8899,82 12,36 TALLER C CIENFUEGOS EREA MICONS 0,66 481 2612 2973 263,19 2211,36 3,07 TALLER EQUIPO CONSTRUCCION MICONS 0,67 354 3287 3642 297,15 2683,29 3,73 LABORATORIO INGEN NO 1 MICONS 0,79 0 965 749 37,85 467,46 0,65 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
- 101 -
NOMBRE OACE fp
Energía Activa
Pico kWh
Energía Activa Total
kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
CARPINTERIA EPI MICONS 0,85 237 2106 1305 34,26 690,93 0,96 GRAN PANEL 70 (440) MICONS 0,47 1049 5069 9520 1320,13 8041,19 11,17 GRAN PANEL 70 SERV 115/230 MICONS 0,74 439 3975 3613 232,04 2453,61 3,41 KILO 5 (220) MICONS 0,68 415 3680 3968 318,08 2894,64 4,02 TALLER PAILERIA MICONS 0,38 1077 6878 16742 2875,83 14736,17 20,47 UEB LOGISTICA MICONS 0,76 210 2846 2434 148,83 1603,71 2,23 SERCOMAX BASE DE ALMACENES MICONS 0,72 604 8481 8174 601,02 5700,81 7,92 ALMACENES ESCAMBRAY MICONS 0,72 63 1021 984 75,61 686,30 0,95 ASERRIO CITRICOS 7 MATAS MINAGRI 0,89 206 909 466 6,47 200,57 0,28 TALLER CITRICOS TRONCOSO MINAGRI 0,77 236 1690 1400 97,76 907,47 1,26 DIRECCION PORCINA P. RIO MINAGRI 0,85 373 2643 1638 42,96 867,11 1,20 MULTIPLICADOR KM 4 CTRA S/JUAN MINAGRI 0,86 329 7410 4397 85,44 2235,59 3,10 MATADERO DE AVES MINAGRI 0,51 2287 8284 13972 1469,52 11555,76 16,05 UEB BRIONES II MINAGRI 0,88 267 4856 2621 28,57 1204,66 1,67 ALMACEN TABACALERA P. RIO MINAGRI 0,72 0 3390 3267 238,73 2278,71 3,16 CAMARA FERM. TABACO TAPADO MINAGRI 0,70 0 514 524 41,37 374,47 0,52 V‐10‐02 TABAC. P.DEL RIO MINAGRI 0,74 0 1575 1432 95,92 972,19 1,35 POZO CAYO EL PILAR MINAGRI 0,70 358 3980 4060 247,85 2899,58 4,03 ASERRIO 13 MINAGRI 0,34 500 5112 14140 2576,00 12648,57 17,57 ASERRIO 22 MINAGRI 0,51 439 2769 4670 707,16 3862,62 5,36 FCA G MEDINA FERTILIZANTES MINAGRI 0,70 236 1994 2034 189,69 1452,70 2,02 TALLER UEB JOSE ARGIBAY MINAGRI 0,76 388 1072 917 54,39 604,07 0,84 BASE SUMINISTRO AGROPECUARIO MINAGRI 0,79 0 732 568 28,71 354,59 0,49 FCA FRANCISCO DONATIEN MINAGRI 0,81 151 5499 3981 135,36 2377,33 3,30 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
- 102 -
NOMBRE OACE fp
Energía Activa
Pico kWh
Energía Activa
Total kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
UNIDAD DE ASEGURAMIENTO MINAGRI 0,71 0 1261 1251 95,06 882,91 1,23 ECONOMIA Y NAVE MINAGRI 0,67 0 2829 3135 273,56 2309,41 3,21 OFICINA Y ALMACENES COMERCIALES MINAGRI 0,76 216 7890 6747 365,93 4445,98 6,17 TALLER MONTE ALEGRE MINAGRI 0,64 255 1639 1968 239,42 1489,72 2,07 PLANTA DE SEMILLA MINAGRI 0,61 257 2022 2627 301,79 2036,87 2,83 REGAD═O CCSF F. RDGUEZ MINAGRI 0,74 228 1332 1211 64,69 822,19 1,14 SISTEMA RIEGO GENARO MINAGRI 0,78 432 2115 1697 66,89 1079,95 1,50 POZO CCSF O. ARENADO MINAGRI 0,87 412 9402 5328 65,62 2586,11 3,59 UEB TAXIS REGULAR P. RIO MITRANS 0,81 118 1246 902 44,64 538,67 0,75 TRACCION FERROCARRILES MITRANS 0,85 261 3253 2016 56,67 1067,24 1,48 SEMI TERMINAL MIC 0,84 373 6192 4000 101,19 2193,64 3,05 BASE ALMACENES PROD UNIV MINCIN 0,89 364 4132 2117 13,53 911,72 1,27 COCINA‐COMEDOR MINED 0,76 596 7507 6420 380,93 4230,16 5,88 BECAS C.UNIVERSITARIO MES 0,87 533 29296 16603 247,82 8058,14 11,19 RANCHON ARTEX MINCULT 0,75 0 2008 1771 113,12 1185,22 1,65 FAC. CULTURA FISICA NANCY URANGA INDER 0,81 500 9796 7092 263,27 4235,01 5,88 RESTAURANT CUBAMAR A. CLARAS MINTUR 0,85 210 3127 1938 47,00 1025,90 1,42 BASE ALMACEN 7 MATAS MINTUR 0,78 164 4897 3929 184,14 2500,48 3,47 NEVERAS SIETE MATAS ITH MINTUR 0,74 206 6732 6119 342,14 4155,40 5,77 CABARET RUMAYOR MINTUR 0,81 264 3662 2651 96,07 1583,16 2,20 CAFE PINAR MINTUR 0,85 0 2310 1432 38,28 757,86 1,05 DITU HOSP VIEJO MINTUR 0,61 0 925 1202 123,87 931,80 1,29 LA CASONA MINTUR 0,70 203 1991 2031 149,51 1450,52 2,01 TALLERES SERVISA MINTUR 0,83 34 218 146 6,81 82,91 0,12 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
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NOMBRE OACE fp
Energía Activa
Pico kWh
Energía Activa
Total kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
BODEGON CONCHITA MINTUR 0,70 0 1724 1759 138,75 1256,00 1,74 MINISUPER EL COMERCIO MINTUR 0,79 188 7343 5699 248,93 3557,08 4,94 TIENDA DEPORTIVA MINTUR 0,84 0 613 396 12,33 217,17 0,30 TIENDA LA AURORA MINTUR 0,87 130 2568 1455 27,05 706,35 0,98 TIENDA LA CUEVA MINTUR 0,82 0 4655 3249 127,93 1891,50 2,63 SUCURSAL 1561 P RIO BANDEC 0,89 0 1120 574 3,54 247,13 0,34 SUCURSAL 1591 P RIO BANDEC 0,81 0 4051 2933 126,79 1751,33 2,43 ALMACEN CENTRAL TRD 7 MATAS MINFAR 0,70 191 7020 7162 484,33 5114,33 7,10 DISTRIBUIDORA MINFAR 0,87 244 9856 5586 77,44 2710,99 3,77 FERRETERIA LA POPULAR MINFAR 0,87 255 6624 3754 57,16 1821,99 2,53 LA MODA TRD MINFAR 0,85 0 1200 744 19,88 393,69 0,55 NAVE ALMACENES TRD MINFAR 0,64 248 407 489 48,96 369,93 0,51 TIENDA LA CHIQUITA MINFAR 0,84 489 7850 5071 145,30 2781,02 3,86 TIENDA LA INDIA TRD CARIBE MINFAR 0,87 380 9201 5214 79,94 2530,82 3,52 TIENDA MI BARRIO TRD MINFAR 0,89 0 2193 1124 6,94 483,88 0,67 TRD CARIBE LA MARIPOSA MINFAR 0,86 0 1222 725 16,01 368,68 0,51 TRD MINITIENDA EL ARTE MINFAR 0,71 0 1193 1183 89,93 835,30 1,16 BLOQUE DE LOGISTICA Y TEATRO MINFAR 0,80 730 15725 11794 454,98 7207,29 10,01 CAMPAMENTO HOYO GUAMA MINFAR 0,73 397 5659 5298 345,97 3647,58 5,07 COMB. CARNICO MINFAR MINFAR 0,79 623 32856 25499 1044,16 15916,04 22,11 CONTENEDOR COMB CARNICO MINFAR 0,80 182 5057 3793 166,70 2317,79 3,22 HOSPITAL MILITAR MINFAR 0,87 200 4859 2754 49,62 1336,51 1,86 JEFATURA REGION MILITAR MINFAR 0,84 214 5224 3374 94,64 1850,70 2,57 LAVANDERIA MILITAR MINFAR 0,58 0 2476 3478 384,80 2755,40 3,83 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
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NOMBRE OACE fp
Energía Activa
Pico kWh
Energía Activa
Total kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
TUTTA REGION MILITAR MINFAR 0,74 304 7436 6759 413,46 4589,96 6,37 U M 9265 MINFAR 0,88 131 1469 793 7,52 364,42 0,51 UM 7111 ESC MIL C. CIENFUEGOS MINFAR 0,86 359 17902 10622 199,99 5401,01 7,50 UNIDAD AGROP MILITAR MINFAR 0,82 246 10235 7144 235,72 4158,87 5,78 UBC LA ARBOLEDA MINFAR 0,75 246 6866 6055 343,97 4052,66 5,63 CENTRO COMERCIAL SIBONEY MINFAR 0,89 0 7545 3865 23,88 1664,79 2,31 FERIA COMERCIAL LAS TRILLIZAS MINFAR 0,70 0 1011 1031 81,37 736,55 1,02 KIOSKO HOSP.ABEL STA.MARIA MINFAR 0,77 0 907 752 43,13 487,02 0,68 MERCADITO VENEGAS MINFAR 0,82 0 9092 6346 249,86 3694,42 5,13 PV DOÐA NELY LA CRISTAL MINFAR 0,67 0 1434 1589 138,67 1170,62 1,63 SERVICENTRO EL TAINO MINFAR 0,88 0 1878 1014 12,02 465,89 0,65 SERVICENTRO LA TIRITA MINFAR 0,80 0 2255 1691 79,40 1033,54 1,44 SERVICENTRO MATERIALES SIETE MINFAR 0,89 182 1430 733 3,69 315,53 0,44 SERVICENTRO ORO NEGRO CTRA COLOMA MINFAR 0,80 0 831 623 29,26 380,88 0,53 SERVICENTRO ORO NEGRO GUAMA MINFAR 0,79 0 1430 1110 56,09 692,72 0,96 EDIFICIO DIRECCIËN PROVARI MININT 0,80 297 6014 4511 201,70 2756,42 3,83 ESTABLECIMIENTO‐01 MININT 0,55 439 3029 4599 761,33 3716,02 5,16 ESTABLECIMIENTO‐02 MININT 0,63 720 3271 4032 384,51 3078,09 4,28 BASES ALMACENES MININT MININT 0,72 0 5369 5175 378,09 3608,97 5,01 BOMBA DE AGUA LA VICTORIA MININT 0,77 1062 7639 6330 269,76 4101,85 5,70 CASA DE VISITA PROV MININT MININT 0,82 235 2692 1879 65,95 1093,86 1,52 EMPACADORA MININT 0,68 457 10892 11744 864,97 8567,50 11,90 GERENCIA TERRITORIAL SEPSA MININT 0,86 260 1030 611 19,78 310,75 0,43 PORCINO LA VICTORIA MININT 0,75 1196 4367 3851 239,50 2577,62 3,58 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
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NOMBRE OACE fp
Energía Activa Pico kWh
Energía Activa
Total kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
PRISION KILO 8 MININT 0,86 409 6343 3764 78,65 1913,67 2,66 SERVICIOS MEDICOS MININT MININT 0,75 232 3745 3303 216,22 2210,49 3,07 TALLER PROV TRANSPORTE MININT MININT 0,73 506 10352 9692 588,00 6672,51 9,27 TAREA DE CONFIANZA MININT 0,80 585 6543 4907 180,59 2998,88 4,17 UNIDAD PNR MININT P. RIO MININT 0,89 0 7921 4058 25,07 1747,76 2,43 TALLERES TRASVAL MININT 0,87 0 1213 687 11,78 333,65 0,46 FCA. ASFALTO CALIENTE OLPP 0,80 513 7422 5567 343,68 3401,75 4,72 TALLER MTO CONS CIVIL OLPP 0,41 0 176 392 59,25 340,20 0,47 HELADERIA COPPELIA OLPP 0,72 118 4720 4549 289,56 3172,72 4,41 PIZZERIA TERRAZINA OLPP 0,56 310 7955 11769 1232,82 9448,83 13,12 MERCADO HNOS CRUZ OLPP 0,88 0 2148 1159 13,75 532,87 0,74 TECNOLOGICO 1RO DE MAYO OLPP 0,70 717 2455 2505 381,32 1788,56 2,48 VOCACIONAL F ENGELS OLPP 0,76 1065 22131 18926 1011,16 12470,71 17,32 IPC PEDRO TELLEZ VALDES OLPP 0,89 280 4195 2149 13,79 925,62 1,29 TALLER PROV RECUP PIEZAS PAEC OLPP 0,59 388 868 1188 132,59 934,67 1,30 UEB ASEG Y TRANSP SERVICIOS OLPP 0,74 0 830 754 50,55 512,33 0,71 COMBINADO DEL MUEBLE OLPP 0,45 235 864 1715 321,53 1462,61 2,03 FABRICA DE GALLETAS OLPP 0,78 431 2355 1889 129,34 1202,50 1,67 FCA AMERICANA HIELO OLPP 0,80 581 1054 791 97,39 483,08 0,67 TALLER SALVADOR GONZALES OLPP 0,85 170 2749 1704 41,82 901,89 1,25 CARPINTERIA PRESP CULT OLPP 0,83 261 1080 726 25,04 410,76 0,57 HOSPITAL III CONGRESO OLPP 0,75 725 9981 8802 482,08 5891,29 8,18 SOMATON HOSP VIEJO OLPP 0,84 248 593 383 11,40 210,08 0,29 TORRE 1RA ESTAD CAP S LUIS OLPP 0,68 350 587 633 42,16 461,73 0,64 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
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NOMBRE OACE fp
Energía Activa Pico kWh
Energía Activa Total kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
TORRE LF ESTAD CAP S LUIS OLPP 0,69 370 853 895 63,06 646,00 0,90 MARTIRES DE LA FAO OLPP 0,56 0 1421 2102 243,02 1687,84 2,34 RECONSTRUCTORA ASEG T OLPP 0,87 0 693 393 6,73 190,62 0,26 SHIGULY OLPP 0,73 0 1120 1049 73,47 721,91 1,00 CENTRO NOCT. CUBA ROBLE OLPP 0,52 144 414 680 319,32 559,30 0,78 HOTEL GLOBO OLPP 0,77 0 5418 4490 257,67 2909,26 4,04 HOTEL LA MARINA OLPP 0,85 0 2953 1830 48,93 968,81 1,35 REST. 12 PLANTAS OLPP 0,89 0 14087 7217 44,59 3108,28 4,32 TEATRO MILANES OLPP 0,85 587 3078 1908 95,83 1009,82 1,40 HOTEL ITALIA OLPP 0,89 0 3506 1796 11,10 773,59 1,07 OPTICA PROVINCIAL OLPP 0,88 0 1536 829 9,83 381,04 0,53 BASE DE APOYO OLPP 0,86 508 3831 2273 53,07 1155,81 1,61 TALLER CRUZ ROJA PROV OLPP 0,83 176 3515 2362 71,14 1336,89 1,86 EMP PROV PASAJ OMNIBUS OLPP 0,80 201 2189 1642 78,69 1003,29 1,39 TERMINAL DE OMNIBUS OLPP 0,83 208 4436 2981 93,99 1687,18 2,34 UEB CARGA TRANS.COMERCIO OLPP 0,88 241 3825 2065 24,63 948,89 1,32 UEB CARGA TRANSPINAR OLPP 0,72 67 226 218 20,62 151,91 0,21 COMEDOR P‐1 EDUCACION OLPP 0,68 482 4962 5350 555,10 3903,04 5,42 ELEV BOMB AGUA ALUMB V OLPP 0,78 388 2905 2331 117,18 1483,34 2,06 ELEVADOR 9 PLANT VIVIE OLPP 0,55 289 2264 3438 390,77 2777,51 3,86
ELEVADOR Y BOMBA DE AGUA 12 PLANTA OLPP 0,53 138 2988 4781 622,73 3909,29 5,43 CARPINTERIA MTTO PCC PCC 0,62 0 160 202 20,35 155,81 0,22 CASA VISITA COMITE CENTRAL PCC 0,86 587 8277 4911 102,97 2497,16 3,47 Continuación anexo 11: Clientes penalizados por bajo factor de potencia en el mes de septiembre de 2012
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NOMBRE OACE fp
Energía Activa Pico kWh
Energía Activa Total kWh
Energía Reactiva Total kVARh
Penalización por bajo fp
Necesidad Compensación
CkVAR
Compensación Promedio CkVAR/h
ESCUELA PCC PCC 0,81 245 7349 5321 175,80 3177,13 4,41 TALLER PROPAGANDA PCC 0,88 231 2180 1177 11,20 540,81 0,75 Total 193 0,78 1610204,00 1289887,81 70143,60 820244,98 1139,23
