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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
PLAN PARA REDUCIR Y CONTROLAR LAS PÉRDIDAS NO
TÉCNICAS DE ENERGÍA EN LA CIUDAD DE ESMERALDAS
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO
ALEXANDER EUGENIO ESPINOZA SAAVEDRA
RAÚL PATRICIO HERRERA TAPIA
DIRECTOR: MBA MILTON RIVADENE1RA VALLEJO
Quito, Julio 2003
DECLARACIÓN
Nosotros, ALEXANDER EUGENIO ESP1NOZA SAAVEDRA Y RAÚLPATRICIO HERRERA TAPIA, declaramos bajo juramento que el trabajo aquídescrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada paraningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado lasreferencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedadintelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento ypor la normatividad institucional vigente.
ALEXANDER ESPINOZA RAÚL HERRERA
C.C 080086965-3 C.C 171118013-1
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por ALEXANDER EUGENIOJESPJNQZA SAAVE.DRA Y RAÚL PATRICIO .HERRERA TAPIA, bajo misupervisión.
MBA MILTON RIVADENEHRA
DIRECTORTíE PROYECTO
DEDICATORIA
<Este trabajo está dedicado principalmente a mis
padres tyiarcetby Victoria por todo et apoyo que
me dan Brindado durante mi vida estudiantil
por estar presentes en fas Buenas y matas
experiencias de mi vida. Ji mis fi.erma.nos
<Ro6erto y JLnfta; y a mis so6rmos C^rístian}
Nañomyy Josué.
(Dedico este trabajo a todas (as personas que
fiicieron posiBíe ía culminación de este -proyecto
y especialmente a mi (Esposa e 9£ijo} Li&ana y
SeBastián, quienes son fas que van a compartir
mi nueva etapa de mi vida, a mi fríadre y
Jfermana. finne y <£aoía quienes estuvieron
siempre apoyándome con mucho cariño en todas
(as etapas Buenas y malas de mi vida estudiantiC
y a todos mis tios yfami&ares, quienes hicieron
posi&Ce afcanzar con éy¿to mis metas
propuestas.
AGRADECIMIENTO
Un especial agradecimiento a la empresa SERCONEL CÍA. LTDA. a cargo de!
Ingeniero Fausto Yugcha, y al Ingeniero Ebert Sosa Director del Departamento
Técnico de la Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas S. A. (EMELESA) quienes
hicieron posible con su apoyo y dedicación la exitosa culminación de este trabajo.
Alexander Espinoza Raúl Herrera
ÍNDICE
1 RESUMEN 5
2 INTRODUCCIÓN 7
2.1 PRESENTACIÓN DE LA PROBLEMÁTICA 7
2.2 OBJETIVOS 10
2.2.1 OBJETIVO GENERAL 10
2.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10
2.3 ANTECEDENTES 11
2.4 BREVE DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO A REALIZAR 12
2.5 METODOLOGÍA DEL TRABAJO A REALIZAR ' 13
2.6 CONCEPTOS GENERALES 15
2.6.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA ' 15
2.7 REVISIÓN DE CONCEPTOS 16
2.7.1 CURVA DE DEMANDA 16
2.7.2 DEMANDA MÁXIMA (Dmáx) 16
2.7.3 ENERGÍA SUMINISTRADA (Es) 17
2.7.4 FACTOR DE CARGA (FC) 17
2.7.5 DEMANDA MÁXIMA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS (DMpt) 18
2.7.6 PÉRDIDAS EN DEMANDA (%Dpt) . 18
2.7.7 DEMANDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UN INTERVALO (Dpti) 18
2.7.8 ENERGÍA PÉRDIDAS TÉCNICAS (Ept) 19
2.7.9 PÉRDIDAS EN ENERGÍA (%Ept) 19
2.7.10 FACTOR DE PÉRDIDAS (Fpe) 19
2.7.11 POR TIPO DE PÉRDIDA: 20
2.7.11.1 Pérdidas por transporte 20
2.7.11.2 Pérdidas por transformación 21
2.7.11.3 Pérdidas en las mediciones: 21
2.7.11.4 Por causa de pérdidas: 21
2.7.12 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA 21
2.7.13 POR HURTO
2.7. U POR FRAUDE _ _ __ _____ 22
2.7.15 POR ADMINISTRACIÓN _ 22
2.8 METODOLOGÍA GENERAL DE ESTIMACIÓN _ 23
2.9 PÉRDIDAS "FIJAS" Y PÉRDIDAS "VARIABLES" _ 25
2.10 BALANCE ENERGÉTICO _ 27
2. 10. 1 METODOLOGÍA PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE BALANCE DE
ENERGÍA _ 27
2.11 INFLUENCIAS Y CONSECUENCIAS DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA
ELÉCTRICA _ 29
2.11.1 ENEL ORDEN SOCIAL _ 30
2.11.2 EN EL ORDEN DE LA ÉTICA Y LA MORAL __ _ .... 31
2.11.3 ENLOS ASPECTOS DE SEGURIDAD _ 32
3 DEPURACIÓN DEL CATASTRO Y CODIFICACIÓN DE LOS ASONADOS POR
ALIMENTADOS _ 34
3.1 METODOLOGÍA PARA LA DEPURACIÓN DEL CATASTRO _ 36
3.1.1 TRABAJO A REALIZARSE ENEL CAMPO _ 37
3. 1 .2 DATOS A REGISTRARSE EN EL CAMPO 38
3.1.3 RUTAS ESPECIALES _ 39
3.1.4 CODIFICACIÓN DE LOS ABONADOS POR ALIMENTADOR _ 39
4 ESTUDIO DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN LA DEPURACIÓN 42
4.1 INFORME DE LA RUTA 269 _ 47
4.2 RESUMEN DE LAS NOVEDADES BE LAS RUTAS _ 58
4.3 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DEL INFORME FINAL _ 60
5 BALANCE ENERGÉTICO EN SISTEMAS ELÉCTRJCOS_ _ : _ 64
5.1 METODOLOGÍA GENERAL PARA LA REALIZACIÓN DE UN
BALANCE ENERGÉTICO ______ _ _____ 64
5.2 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EMELESA
68
5.2.1 SISTEMA DE GENERACIÓN
5.2.2 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
5.2.3 SUBESTACIONES
5.2.4 LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
5.2.5 SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN
5.2.6 SISTEMA SECUNDARIO DE DISTRIBUCIÓN
3 BALANCE GLOBAL DE ENERGÍA
4 ANÁLISIS DEL BALANCE ENERGÉTICO
ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS DE ENERGÍA
68
69
69
70
70
71
74
77
79
5.3
6
6,1 ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA
79
6:2 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN 80
6.2.1 ACCIONES A TOMAR POR PARTE DE LA EMPRESA PARA
MEJORAR EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN __^____^_^___ 80
6.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 82
6.3.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA ____________ 82
6.3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA 83
6.4 ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE
ENERGÍA 85
6.5 PAUTAS Y CRITERIOS PARA EL DESARRIOLLO DE UN
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA.
86
6.6 PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE
ENERGÍA DIRIGIDA A EMELESA 88
7 ESTUDIO COSTO-BENEFICIO PARA EL PLAN DE REDUCCIÓN DE
PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA DE EMELESA 94
1.1 EVALUACIÓN DE PROYECTOS ELÉCTRICOS 95
7.2 CÁLCULO DE BENEFICIOS 96
7.2.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS (NEGRAS) 97
7.2.1.1 Proyecto con costo de inversión bajo ^_____^__ „_____, 99
7.2.1.2 Proyecto con fínanciamiento directo por parte de la empresa eléctrica 101
7.2.1.3 Proyecto con fínanciamiento otorgado por créditos hacia la empresa
eléctrica 104
8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 107
8.1 CONCLUSIONES 107
8.2 RECOMENDACIONES 109
9 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 111
10 ANEXOS _ _ _ _ _ _ ._ 112
1 RESUMEN
Este trabajo esta orientado al cálculo de porcentajes de pérdidas no técnicas de
energía que existe en la Ciudad de Esmeraldas a partir del balance energético por
alimentador. Estrategias para ia reducción de pérdidas no técnicas de energía y
un análisis costo - beneficio para proyectos de reducción de pérdidas no técnicas
que puedan ejecutarse en la Empresa Eléctrica Regional de Esmeraldas S. A. La
misma que posee tres subestaciones que dan servicio eléctrico a dicha ciudad,
las cuales son : Santas Vainas, Propicia y Las Palmas.
Este estudio se realiza basándose en la depuración del catastro, mismo que tiene
como objetivo encontrar la situación de todos los usuarios servidos por las
subestaciones mencionadas (tipo de tarifa, nombre del usuario, ubicación
geográfica, estado en que se encuentra el medidor, etc.) y codificar a cada cliente
por alimentador.
El estudio de la depuración del catastro es la base para la nueva forma de
facturación de la Empresa Eléctrica que empezó el mes de Enero de! año 2003, la
cual indica a! usuario que alimentador le está sirviendo, se pudo obtener la
energía total facturada por alimentador al mes.
De los resultados obtenidos en la depuración del catastro se pudo apreciar el
estado en que se encuentra cada cliente, cuántos usuarios cometen la infracción
de hurto de energía eléctrica y cual es ía cantidad de energía perdida.
Estos resultados indicaron que e! porcentaje de pérdidas no técnicas llega a un
valor del 41 % de la -energía total registrada, el mismo que se puede dar por dos
razones:
Error en la facturación y
Hurto de energía eléctrica.
Además se determinaron los alimentadores con mayores porcentajes de pérdidas
Norte en la subestación Santas Vainas con el 68 % de pérdidas no técnicas y
Pradera en la subestación Propicia con el 54 % de pérdidas no técnicas.
De igual manera al analizar la relación costo - beneficio para un proyecto muy
ambicioso de reducción de pérdidas no técnicas de energía a largo plazo (5
años), se obtuvo que los porcentajes de estas pérdidas bajan considerablemente
a valores manejables.
7
CAPITULO II
2 INTRODUCCIÓN
2.1 PRESENTACIÓN DÉLA PROBLEMÁTICA
Durante la operación comercial de una empresa distribuidora de energía eléctrica,
la energía, generada o comprada por la empresa, debe ser transportada a los
centros de consumo para venderla a los usuarios. Como en toda empresa
comercializadora de bienes o servicios, el éxito depende de una adecuada
relación entre ios costos de producción y los ingresos por ventas.
A lo largo del proceso de producción, transporte y venta de ía energía eléctrica, no
es posible entregar a los consumidores toda la energía que se tiene disponible.
Esto obedece a restricciones físicas fundamentales de los materiales utilizados
para el transporte de la energía. La energía que se pierde por este concepto se
denomina PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA,
De la energía suministrada a los usuarios la empresa debe llevar registros
precisos, con el fin de poder cobrar a los consumidores la energía que han
comprado. Sin embargo, por diversas razones, se presentan inexactitudes en los
registros de los consumos, los cuales se traducen en pérdidas para las empresas.
Por otra parte es muy difícil que la empresa logre recaudar el pago de toda la
energía que fue registrada. La diferencia entre la energía que fue entregada a los
usuarios, y la energía por la cual la empresa logra facturar su pago se denomina
PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA1
Por razones que se presentarán posteriormente a lo largo de este trabajo, no esposible reducir las pérdidas no técnicas a cero, ni aun en las empresas mejor
organizadas. No obstante, la experiencia ha demostrado que existe una fuerte
1 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
correlación entre e! éxito comercial de una empresa de energía y su capacidad
para mantener las pérdidas dentro de niveles aceptables.
Motivo por el cual este trabajo se lo realiza principalmente pensando en ¡a
necesidad que tienen las Empresas Eléctricas de Distribución en disminuir sus
pérdidas de energía, conocer donde están las áreas más críticas y poder dar
soluciones a este problema, el cuai les produce elevadas pérdidas financieras
cada año a las Empresas, ocasionando deficiencias en la parte administrativa y ¡a
entrega de una mala calidad de energía a los usuarios, siendo esto penalizado
por los Entes Reguladores.
Estudios realizados por el CONELEC (Consejo Nacional de Electricidad), el cual
es el ente regulador en nuestro país demuestran que a partir del año 1999, el
promedio nacional de pérdidas de energía ha aumentado en 1% en cada año, de
20,92 % en 1999 al 22,61 % en el 2001. Las pérdidas no técnicas de todas las
empresas superan los rangos permitidos en la Regulación No. "CONELEC -
003/99" Reducción Anual 7de Pérdidas no Técnicas en las Empresas de
Distribución"2.
Esto ha llevado a la Empresa Eléctrica de Esmeraldas tomar la decisión de
realizar el estudio adecuado para poder primeramente diagnosticar el estado de ía
Empresa y basándose en estos resultados, dar soluciones en beneficio de la
Institución y a un costo social bajo.
En el procedimiento de! proyecto, se va a realizar el estudio de cada uno de los
abonados, pertenecientes a la Ciudad de Esmeraldas, y poder conocer a fondo
datos tales como: dirección exacta, tipo de conexión con la empresa (medidor,
breaker o directo (gancho)), a que alimentador corresponde cada abonado, todo
este trabajo se lo realizará en el campo, y de esta manera se podrá diagnosticar
el estado del catastro de la Empresa, lo que nos servirá para realizar el balance
de energía por alimentador.
2 Página web del CONELEC, www.conelec.gov.ee
Para la ejecución de este objetivo se requiere de una adecuada legislación
(penalización de los hurtos de energía) y una mejor gestión administrativa, que
contemple planes de acción y la creación de unidades de control de ¡as pérdidas
no técnicas de energía.
Es evidente que toda acción que estimule la eficiencia en la producción y
distribución como en el uso posterior de la energía eléctrica contribuirá a optimizar
ios requerimientos de inversión. La realidad de los últimos tiempos ha puesto en
evidencia que la no inversión en los sistemas de distribución y comercialización
de la energía eléctrica no sóio conduce a un deterioro en la calidad del servicio
que se presta, sino que es uno de los factores contribuyentes al incremento de las
pérdidas de energía eléctrica, tanto las técnicas como las no técnicas.
La reducción de las pérdidas de energía en los sistemas de distribución y
comercialización de energía eléctrica libera equipos de generación y transmisión,
incidiendo tanto en los niveles de inversión futura, como en e! valor de los costos
marginales y de las tarifas basadas en ellos
Para comenzar a hacer algo es necesario conocer por qué, donde y en qué se
producen las pérdidas de energía.
10
2.2 OBJETIVOS
2.2.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar las pérdidas no técnicas existentes en !a Ciudad de Esmeraldas, con
ayuda de los datos de las pérdidas técnicas proporcionados por la Empresa
Eléctrica Regional Esmeraldas, para con esto poder realizar e! balance de energía
por alimentador que sirve a esta ciudad.
2.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
-7 Realizar la depuración del catastro.
V Codificación de los abonados por alimentador.
V Realizar el balance energético por alimentador y poder determinar los
porcentajes de pérdidas no técnicas de energía eléctrica.
•J Hallar la solución más óptima para la empresa orientada a disminuir este
tipo de pérdidas.
11
2.3 ANTECEDENTES3
La Ciudad de Esmeraldas cuenta con aproximadamente 30000 usuarios, de los
cuales la mayoría son de tipo residencial, la Ciudad de Esmeraldas carece de
industrias grandes que representen ingresos significativos para la Empresa, esto
nos lleva a concluir que la Empresa tiene un factor de carga netamente
residencial.
La Ciudad de Esmeraldas está servida por 12 alimentadores que salen de tres
subestaciones y estos son los siguientes;
Alimentadores de la subestación Las Palmas:
Las Palmas Puerto Libre
AÜmentadores de la subestación Santas Vainas:
Balao Norte
Centro - Olmedo Centro - Sucre
Sur Chico
AÜmentadores de la subestación Propicia
Viche Toíita
Sur Grande Aeropuerto
Pradera
3 Datos proporcionados por EMELESA (Esmeraldas/ Santas Vainas apartado 161)
12
2.4 BREVE DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO A REALIZAR
Este estudio esta dirigido para ía Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas
(EMELESA), la cual necesita conocer e! estado en que se encuentra
principalmente la ciudad de Esmeraldas con respecto a las pérdidas de energía
técnicas y no técnicas, y de esta manera dar soluciones para e¡ control de
reducción de dichas pérdidas en !a ciudad mencionada, para que un futuro muy
cercano lograr aplicar este plan a toda el área de concesión de EMELESA, con el
fin de ofrecer un producto de calidad dentro de los limites permitidos por ios entes
reguladores, los mismos que exigen a las empresas de distribución rebajar sus
pérdidas de energía a valores aceptables.
El estudio se basa principalmente en determinar las pérdidas no técnicas de
energía, para las cuales e! procedimiento será realizar ¡a depuración del catastro
y poder diagnosticar su estado, ordenarlo y depurarlo, otro punto de este
proyecto será realizar la codificación de los abonados por alimentador, con esto
se pretende determinar los balances de energía mensuales por aumentación. Con
la ayuda de !a Empresa Eléctrica Esmeraldas ha sido posible obtener ¡os datos de
las pérdidas técnicas de energía4, para cada componente del sistema de
distribución: pérdidas en conductores primarios, en transformadores de
distribución (núcleo y devanados), en conductores secundarios, en circuitos de
alumbrado público, en acometidas y en medidores; y con esta información poder
realizar el balance energético respectivo para determinar en que estado se
encuentra la empresa.
Como punto final se pretende dar un plan de reducción y control de las pérdidas
no técnicas de energía para esta empresa, el mismo que contemplará una
integración entre todos los departamentos de esta empresa dando como resultado
una mejor gestión administrativa que conlleve a planes de acción y la creación de
unidades de control de las pérdidas no técnicas.
4 Estudio del sistema eléctrico en la ciudad de Esmeraldas realizado por SERCONEL, año 2000
13'
2.5 METODOLOGÍA DEL TRABAJO A REALIZAR
Depuración del catastro y codificación de los abonados
Este trabajo se lo realiza totalmente en el campo, ejecutando un censo de lo$
medidores y recopilando la información necesaria para diagnosticar e! estado del
catastro, ordenarlo y depurarlo.
La codificación se !a realiza tomando en cuenta la situación geográfica, ubicación
física y el alímentador correspondiente de cada abonado de acuerdo a su
respectiva ruta. El cual se lo ha identificado con los siguientes puntos:
1. Nombre completo del cliente.
2. Dirección,
3. Referencia.
4. Número de! medidor.
5. Número de cuenta de! cliente (número de orden del cliente de acuerdo con
su nueva ubicación física en la ruta).
6. Si el cliente no tiene medidor se determino la razón:
6.1 Si es conexión directa con breaker y tarifa fija o
6.2 Si es una conexión directa (gancho)
7. Se registro la fecha, de la visita, se tomo la lectura, de kW-h y se registro el
tipo de tarifa.
8. Se registro las novedades físicas del medidor y de ia acometida.
Una vez terminado el trabajo de campo de una ruta se procede al ingreso de los
datos actualizados y codificados a la base de datos para proceder a la depuración
del catastro.
14
Para realizar el balance energético se procederá a obtener información de la
empresa eléctrica sobre ia energía entregada y !a energía facturada de cada
alimentador que posee esta, para lo cual se deberá ir a cada subestación
existente en esta ciudad.
15
2.6 CONCEPTOS GENERALES5
2.6.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA
Se deben en general a las condiciones propias de las instalaciones, del manejo y
conducción de la energía. Están provocadas por la circulación de !a corriente
eléctrica a través del sistema. Su magnitud depende de las características de las
redes y de la carga abastecida por esta.
Estas pérdidas se producen en todos los niveles desde las barras de salida de la
planta de generación hasta la iiegada de ios equipos de los usuarios, o sea en los
transformadores primarios, las líneas de transmisión, subtransmisión, de
distribución, bajadas o acometidas a clientes y mediciones.
Cada componente del sistema (líneas, subestación, conductores,
transformadores, medidores) tienen una resistencia asociada a sus características
técnicas y tipo de materia! componente. En forma general la relación entre las
pérdidas (P), la corriente (1) y la resistencia (R) se expresa por:
P= I2 R
Donde la corriente (1) depende de la carga o demanda del sistema y la resistencia
(R) de la conductividad del material, la configuración técnica del sistema, la
distancia entre los puntos de entrega y recepción de la energía, la temperatura
ambiente, etc.
La ecuación muestra que las pérdidas crecen geométricamente con la demanda y
que son directamente proporcionales a la resistencia del medio material que
conduce la energía desde la producción al consumo.
5 Pérdidas de energía, Ing. Mario L. Martin, Ing. Orlando H. Ramati, Montevideo Uruguay 1991
16
2.7 REVISIÓN DE CONCEPTOS
2,7.1 CURVA DE DEMANDA
Es el gráfico de las demandas medias (Di), en intervalos de tiempo definidos, que
para el presente estudio es de 15 minutos (At), durante un período establecido,
que en este estudio es de al menos una semana. En el gráfico No 1 se puede
observar las curvas de demanda entregada en un primario y las curvas de
pérdidas técnicas en cada componente del primario.
Gráfico No 1: Curva de demanda de un día
PE
RD
IDA
S K
W
CURVA DE DEMANDADE UN DÍA -PRIMARIO
-r 1400
•PRIMARIOS —NÚCLEO COBRE SECUNDARIOS MEDIDORES SUMINISTRADO
2.7.2 DEMANDA MÁXIMA (Dmáx)
Es la máxima demanda registrada en un período de tiempo dado.
6 Pérdidas de energía, tng. Mario L, Martín, Ing. Orlando H. Kamati, Montevideo Uruguay 1991 y
Seminario Internacional de calidad y seguridad en el servicio eléctrico CIEEPI, Octubre del 2002
17
/~'T A OTTTVÍTWTOTTTri 4. T» A d? <.\
ara e! cálculo de ía energía suministrada (Es) utilizamos eí registro de la
demanda activa medida en cada intervalo de 15 minutos (At) y e! período de
registro (número de días de registro) puede ser variable, requiriendo como mínimo
los datos de una semana completa.
/=!
Donde:
Di: Demanda en cada intervalo de tiempo.
(At): Intervalo de tiempo. •
2.7.4 FACTOR DE CARGA (FC)
El factor de carga (FC) en un período dado se define como ¡a relación entre la
demanda media de un período y la demanda máxima. Nos permite relacionar la
energía suministrada con la demanda máxima de un sistema.
Es - FC * Dmáx * SAt = FC * Dmáx * n * At
FC = Es / (Dmáx * SAt) = 2 Di / (n * Dmáx)
Donde:
n Número de intervalos en el período registrado.
Es: Energía suministrada.
Dmáx: Demanda máxima registrada en un intervalo de tiempo.
At: Intervalo de tiempo.
2.7.5 DEMANDA MÁXIMA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS (DMpt)
Es la demanda perdida en los elementos de conducción eléctrica a la demanda
máxima del sistema analizado.
2.7,6 PÉRDIDAS EN DEMANDA (%Dpt)
Es la relación entre la demanda máxima de pérdidas y la demanda suministrada
del sistema analizado expresada en porcentaje.
%Dpt =Dmáx
Donde:
DMpt:
Dmáx:
Demanda máxima de pérdidas técnicas.
Demanda máxima registrada en un intervalo de tiempo.
2.7.7 DEMANDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UN INTERVALO (Dpti)
Es la demanda perdida en los elementos de conducción eléctrica a la demanda
del intervalo analizado. Se puede demostrar que la relación entre la Dpti y la DMpt
está dada por la siguiente fórmula:
Donde:
Di:
Dmáx:
Dmpt:
Dmáx*Cosq)i
Demanda en un intervalo de tiempo.
Demanda máxima registrada en un intervalo de tiempo.
Demanda máxima de pérdidas técnicas
19
2.7.8 ENERGÍA PÉRDIDAS TÉCNICAS (Ept)
La energía de pérdida técnicas (Ept) es ¡a sumatoria del producto de las pérdidas
en demanda en cada intervalo analizado por el tiempo del intervalo.
Ept = S Dpti * At
Donde:
Dpti: Demanda de pérdidas técnicas en un intervalo de tiempo.
At: Intervalo de tiempo.
2.7.9 PÉRDIDAS EN ENERGÍA (%Epí)
Es la relación entre la energía perdida y la energía entregada al sistema
analizado, expresada en porcentaje.
Es
Donde:
Ept: Energía de pérdidas técnicas.
Es: Energía suministrada.
2.7.10 FACTOR DE PÉRDIDAS (Fpe)
El factor de pérdidas (Fpe) en un período dado nos permite relacionar la energía
perdida con la demanda máxima de pérdidas (DMp) en ese período.
Ept = Fpe * DMp * ZAt
También se puede demostrar qu© ©I factor de pérdidas se calcula con la siguiente
fórmula:
Di*Cos(p. ~\,f trtcix \ M
20
Al dividir las relaciones de Energía perdida/Energía suministrada para la
Demanda máxima perdida/Demanda máxima, obtenemos la siguiente relación:
%Epe Fpe
%Dpe ~ ~FC
Donde:
%Epe: Porcentaje de energía perdida.
%Dpe: Porcentaje de pérdidas en demanda.
Fpe: Factor de pérdidas.
FC: Factor de carga.
Las pérdidas técnicas se pueden clasificar según el tipo y según la causa que la
produce.
T 1 1 T**~*D TTt»*"V TVE1 T>TC'T»T\TT\* •. /,JL i JL V/JLV JLJUL \s JLSJÍI A ÍL/jLVjLíJUL?A.
Según la parte y proceso del sistema donde se produce, correspondiendo a las
siguientes:
2.7.11.1 Pérdidas por transporte
Son las que se producen en las redes y conductores que transportan la energía
desde las barras de las centrales a! Jugar de consumo, a saber:
-J En líneas de transmisión.
•J En líneas de subtransmisión.
-7 En circuitos de distribución primaria.
•7 En circuitos de distribución secundaria.
21
2*7*11.2 Pérdidas por transformación
Son las que se producen en ios transformadores. Depende de la calidad técnica
de los aparatos y del factor de carga de los mismos, y son:
-7 En transformadores de potencia AT/AT (Transmisión / Subtransmisión) y AT
/ MT (Subtransmisión / Distribución).
•Y En transformadores de distribución MT / BT.
2.7.11.3 Pérdidas en las mediciones:
Son las que se producen en los equipos aparatos de medición, incluidas las
pérdidas en los elementos de transformación (transformadores de potencia y
corriente) en el caso de mediciones indirectas.
2.7.11.4 Por causa de pérdidas:
Según la causa que originan las pérdidas técnicas se pueden agrupar en las
siguientes:
V Pérdidas por efecto corona.
V Pérdidas por efecto Joule
V Pérdidas por corrientes parásitas o histéresis.
2.7.12 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
Son las pérdidas calculadas como la diferencia entre las pérdidas totales de un
sistema eléctrico y las pérdidas técnicas estimadas para el mismo.
Desde el punto de vista macroeconómico no constituyen una pérdida real para la
economía, dado que la energía que no se factura es utilizada por los usuarios
para una actividad que económicamente se integra a nivel general, no obstante
para la empresa prestataria representa una perdida económica o financiera ya
que solo recibe parte o ninguna retribución por el valor de la energía que
suministra.
22
Existen distintos criterios para clasificar este tipo de pérdidas. Los cuales son
mencionados según los siguientes casos:
2.7.13 POR HURTO
Corresponde a la energía que es apropiada Üegalmente de las redes por usuarios
que no poseen medición como ser:
J Conexiones clandestinas (directos) bajo o fuera de red.
V Conexiones o instalaciones provisionales no registradas (obras en
construcción, circos, quermeses, etc.).
2.7.14 POR FRAUDE
Corresponde aquellos casos que a pesar de tener medición, los usuarios
manipulan la misma a fin de lograr que los consumos registrados sean inferiores
a los reales.
2.7.15 POR ADMINISTRACIÓN
Corresponde a la energía no registrada por problemas de gestión administrativa
de la empresa, prestataria del servicio, como sen
V Errores en la medición de los consumos.
V Errores en los procesos administrativos de los registros de los consumos.
V Inadecuada información que produce errores y/o demoras en la facturación.
-7 Falta de registro adecuado de los consumos propios.
V Errores en la estimación de consumos en los casos en los que por cualquier
motivo no es posible registrarlos por la medición (usuarios con breaker).
J Errores y/o atrasos en los registros y censos de instalaciones de alumbrado
público, semáforos, cabinas telefónicas.
23
Las deficiencias en la gestión administrativa de las empresas eléctricas lleva
generalmente al incremento de las pérdidas no técnicas que son el reflejo de la
organización y eficiencia empresaríaj de los recursos y esfuerzos que se dedican
a la operación comercial y a los controles y seguimiento de los procesos
administrativos y de gestión de la clientela.
2.8 METODOLOGÍA GENERAL DE ESTIMACIÓN7
En primer lugar se considera el problema de estimar las pérdidas no técnicas en
forma global. A partir de este dato se puede llevar a cabo un proceso de
desagregación para estimar las pérdidas atribuibles a las diversas causas.
Es preciso resaltar ia importancia que tiene la estimación de pérdidas no técnicas,
tanto a nivel global, como las partes o subsistemas, para e! éxito de un programa
de control de pérdidas. No sólo permite la orientación eficiente de los esfuerzos
de una empresa, atacando el problema en las áreas donde es más provechosa la
acción, usando la desagregación geográfica de las pérdidas, sino que, cuando su
cálculo se efectúa en forma periódica, sirve como elemento de diagnóstico acerca
de la efectividad de las medidas que se están implantando.
La forma usual de estimar las pérdidas no técnicas consiste en efectuar un
balance energético para parte del sistema a la cual se le quieren estimar sus
pérdidas. El proceso puede ser efectuado para el sistema total o para
alimentadores, circuitos individuales, etc.
Para la descripción del procedimiento de estimación se usará un modelo en el
cual se incorporan los procedimientos de medición; esto se hace con el fin de
involucrar los posibles errores que presenten tanto en mediciones como en
estimación.
7 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
24
La expresión para el valor estimado de las pérdidas no técnicas es:
LNT = Edisp - Lj — EF -
Donde:
Edisp : Energía disponible estimada
EF: Energía total facturada
LT : Pérdidas técnicas estimadas
LNT: Pérdidas no técnicas
: Energía vendida en bloque
Esta forma de cálculo requiere que se registre toda la energía entregada a las
subestaciones. En la energía facturada se debe incluir también la energía no
cobrada, incluyendo correcciones por alumbrado público, instituciones
gubernamentales, usuarios a quienes no se les cobra o que tienen tarifa especial,
subsidios, etc.
Los consumos propios de la empresa deben ser incluidos también en la energía
distribuida o facturada..
La primera variable que debe ser estimada es ía energía disponible (Ed¡sp), la cual
se obtiene a partir de mediciones de la energía generada y las compras del
sistema.
Ed¡sp = Generación + compras
25
2.9 PÉRDIDAS "FIJAS" Y PÉRDIDAS "VARIABLES"8
Esta clasificación permite definir la variación de las pérdidas en función de ciertos
parámetros.
Así existen pérdidas tanto de potencia como de energía que varían con !a
demanda, mientras que otras son independientes de las variaciones de las
mismas, lo cual resulta de utilidad para identificar cuales son función de la
demanda y cuales se mantienen fijas con la misma.
V Las pérdidas "fijas" incluyen las siguientes pérdidas:
V Efecto corona.
•Y Pérdidas por histéresis y corrientes parásitas.
Las pérdidas fijas se presentan por e! solo hecho de energizar la línea y/o el
transformador en el cual se producen y ocurren igualmente aunque !a carga sea
nula, y su variación depende en segundo orden de la demanda.
Así por ejemplo las pérdidas por corrientes parásitas e histéresis de un
transformador dependen de los parámetros técnicos de este y del voltaje en que
opera. Dado que este solo varia en un pequeño porcentaje con la demanda
(generalmente no supera el 5%) puede considerarse que estas pérdidas son fijas.
Las pérdidas variables son las que dependen de la demanda, como por ejemplo
las producidas por efecto Joule.
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar en su totalidad como variables con
la demanda ya que constituyen parte de la misma, pero con particularidad que
por este servicio la empresa prestataria no recibe ninguna retribución o una
retribución menor que la correspondería por las tarifas en aplicación.
8 Pérdidas de energía, Ing. Mario L. Martín, Ing. Orlando H. Ramati, Montevideo Uruguay 1991
26
En el cuadro siguiente se resume la clasificación de las pérdidas según lo
expuesto anteriormente:
PERDIDAS TÉCNICAS
PERDIDAS NO TÉCNICAS
POR TIPO
TRANSPORTE
TRANSFORMACIÓN
MEDICIONES
TRANSMISIÓN
SUBTRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA
ALUMBRADO PÚBLICO
TRANSMISIÓN AT/AT
SUBTRANSMISIÓN AT/MT
DISTRIBUCIÓN MT/BT
ACOMETIDAS
EQUIPOS DE MED.
POR CAUSA
CORONA
PARÁSITAS 0
HISTERESIS
<—Oc1—m
- HURTO
* FRAUDE
* POR ADMINISTRACIÓN
FIJAS
VA
RIA
BL
ES
27
2.10 BALANCE ENERGÉTICO
La exactitud del balance de energía y por consiguiente el valor de las pérdidas
totales esta determinado por
1. Precisión en las mediciones de la energía, tanto de la que se factura a los
clientes como las de producción e intercambio (compra y venta a
mayoristas).
2. Simultaneidad de ¡as lecturas y formas de evaluación de la energía
pendiente de facturación.
3. Correcta contabilización de la energía facturada en el periodo considerado.
2.10.1 METODOLOGÍA PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE BALANCE DE
ENERGÍA9
La base del cálculo es la obtención del Balance de Energía en cada primario; la
energía suministrada a la salida de la subestación es igual a la energía registrada
más las pérdidas.
Es = ER + EpT
ES = Energía suministrada o entregada,
ER= Energía registrada,
= Energía de Pérdidas total
La energía registrada tiene varios componentes como son: la energía facturada
(Ep), el consumo por alumbrado público (AP) y los consumos propios de la
empresa distribuidora (CP).
ER = EF + AP + CP
9 Seminario Internacional de calidad y seguridad en el servicio eléctrico CIEEPI, Octubre del 2002
28
Por último se tiene que las Pérdidas (EPT) son dividas en pérdidas técnicas (PTE) y
pérdidas no técnicas (PNT).
EpT = PTE + PNT
Este balance de energía se realiza para todos y cada uno de los primarios de
cada empresa de distribución.
Se realiza el cálculo de las pérdidas técnicas, para cada componente del sistema
de distribución: pérdidas en conductores primarios, en transformadores de
distribución (núcleo y devanados), en conductores secundarios, pérdidas en
circuitos de alumbrado público, en acometidas y en medidores. Una vez calculado
el total de las pérdidas técnicas y con los datos de la energía suministrada y la
energía registrada se pueden obtener las pérdidas no técnicas, para cada
primario.
PNT = Es - ER - PTE
Debe resaltarse que algunos de ¡os valores de las ecuaciones anteriores se
calculan en base a estimaciones y por lo tanto los valores pueden tener un rango
de error que es necesario precisar para poder conseguir un valor confiable de
pérdidas sectorizadas.
29
2.11 INFLUENCIAS Y CONSECUENCIAS DE LAS PERDIDAS DE
ENERGÍA ELÉCTRICA10
En ¡a gestión técnico - económica de las empresas prestatarias.
El valor de ¡as pérdidas es uno de los indicadores de la gestión técnico -
administrativa de la empresa, por lo cual es imprescindible conocer y evaluar la
incidencia de las mismas en las diferentes etapas funcionales de un sistema
eléctrico desde la producción a la entrega al usuario, con el fin de establecer
criterios y políticas conducentes a lograr un control permanente de las mismas
posibilitando su corrección.
La falta de control de las pérdidas de energía tiene un doble efecto sobre la
gestión empresarial, ya que:
V Produce un rápido deterioro de las redes e instalaciones, obligando a
fuertes inversiones tanto en renovación como en ampliaciones que luego no
reditúan adecuadamente pues deben ser sobredimensionadas para poder
soportar el incremento indiscriminado de los consumos.
V Origina una pérdida de ingresos por los consumos no facturados, con un
incremento de los gastos de venta o producción de energía, como a los de
explotación, motivado en un mayor nivel de las reparaciones de redes.
Instalaciones y por una operación inadecuada de las mismas.
En general las empresas carecen de los recursos financieros suficientes para
encarar proyectos y programas de reducción de pérdidas. Dado que para
solucionar el crecimiento de la demanda se deben efectuar inversiones que
también requieren recursos que son escasos, debido en parte a que un porcentaje
importante de los ingresos se pierden en pérdidas de energía no registrada, lo
que conduce a un circulo vicioso del cual resulta difícil salir.
10 Pérdidas de energía, Ing. Mario L. Martín, Ing. Orlando H. Ramati, Montevideo Uruguay 1991
30
Por otra parte mientras las inversiones presentan resultados visibles en el corto
plazo, los programas de reducción de pérdidas en cambio necesitan, para
visualizar resultados, una persistencia en el tiempo de las acciones que se
encargan.
En función de ello, el índice de pérdidas presenta generalmente una mayor
aceleración de su tasa de crecimiento que el impacto de las acciones que se
realiza, por lo cual la tendencia en los últimos años ha sido creciente.
Este mecanismo, que hasta cierto punto puede considerarse perverso, produce
en la organización empresarial un sentido de frustración que con el tiempo se
traduce en indiferencia, lo cual facilita la degradación de los procedimientos y los
controles, que lleva a un fuerte deterioro de la operación dando lugar a:
V Desarrollo de un sentimiento generalizado de impotencia en los
responsables de la supervisión y control.
•J Encubrimiento de acciones ilícitas por parte de los propios integrantes de la
organización ya sea en beneficio propio o de terceros, que perjudican
económicamente a ¡a empresa.
V Creación entre ios usuarios de una sensación creciente de impunidad, que
se traduce en un aumento permanente de la agresividad para hurtar energía
o realizar todo tipo de fraude, para reducir ilícitamente !os registros de
consumos y por ende e! valor de la facturación.
2.11.1 ENELORDENSOCIAJL
La fuerte caída del poder adquisitivo que se ha dado en nuestro país ha
conllevado a los usuarios ha imaginar y a poner en práctica nuevos recursos para
apropiarse en forma indebida de la energía eléctrica agrediendo las redes e
instalaciones que generalmente se encuentran en la vía pública, sin ninguna
vigilancia y poco control por parte de la empresa eléctrica.
La falta de una legislación adecuada tanto desde el punto de vista comercial,
administrativo, como en lo penal que ponga en manos de la administración de las
31
empresas la herramienta jurídico - legal para enfrentar con éxito estos desbordes,
como así mismo la insuficiencia de acción policial correctiva, a creado en la
sociedad usuaria una conciencia de impunidad tota! ante estos hechos.
Este fenómeno que en principio se producía solamente en algunas áreas
marginales (invasiones) donde no existían redes legaimente instaladas, se fue
extendiendo paulatinamente a núcleos de poblaciones suburbanas e inclusive se
hizo práctica en obras en construcción y barrios residenciales de buen nivel
económico.
El crecimiento demográfico en poblaciones suburbanas, donde se fueron
haciendo nuevos lotes, origino también una fuerte demanda en la ampliación del
alumbrado público, condición indispensable para mejorar fos niveles de seguridad
de estas zonas.
2.11.2 EN EL ORDEN DE LA ÉTICA Y LA MORAL
El hurto de energía eléctrica a través de conexiones directas ilegitimas en las
redes de distribución y ef manoseo de las mediciones para obtener registros
fraudulentos, realizado en forma indiscriminada y con una alta impunidad, además
de producir efectos económicos negativos sobre los ingresos de las empresas,
produce una fuerte incidencia sobre la moral y la ética de la población.
Si bien no es justificable, seria comprensible que en las zonas periféricas, los
habitantes de escasos recursos traten de apropiarse de la energía eléctrica
mínima necesaria sin pagarla por ser un elemento indispensable para superar el
primer eslabón de la marginalidad hacia un confort elemental.
No lo es tanto en las zonas residenciales o clubes privados, donde los habitantes
poseen recursos suficientes, lo cual convierte este acto directamente en un delito
totalmente penable.
En las industrias y comercios donde la modalidad característica del ilícito consiste
en e! manipuleo de las mediciones, es decir, una intervención ¡lícita técnicamente
mas calificada, la degradación ético moral es mas injustificable dado que persigue
32
fines de lucro, fomentando la competencia desleai y la evasión fiscal que
repercute luego sobre toda !a sociedad.
2.11.3 EN LOS ASPECTOS DE SEGURIDAD
Para apoderarse en forma ilegitima de ía empresa eléctrica, los usuarios producen
verdaderas agresiones sobre las instalaciones que conducen a un pronto
deterioro de las mismas con serias consecuencias para ¡a segundad pública. .
En el caso de redes secundarias de distribución en zonas residenciales
periféricas, las conexiones ilícitas son realizadas generalmente por los propios
residentes, sin ninguna norma técnica, con uniones manuales, con conductores
inadecuados, que llevan hasta los domicilios colgándolos de árboles, paredes,
techos de otras casas, postes de pequeña altura, que representan un verdadero
enjambre de cables y constituyen circuitos informales secundarios que por sus
precarias condiciones son un constante peligro, contribuyendo fuertemente a!
aumento de las pérdidas.
El nivel de voltaje de los domicilios de los usuarios es en estas condiciones
ínfimo, con !o cual !a utilización normal de aparatos electrodomésticos es
técnicamente peligrosa para la duración de los mismos. Al aumento de las
pérdidas en el sistema se suma una disminución del nive! de tensión y
confiabílidad en los servicios a los usuarios normales que reciben suministros de
las redes donde se derivan estas conexiones clandestinas, a tal punto que:
No pueden usar ningún electrodoméstico en las horas pico de mayor demanda.
Ante la mayor contingencia climática adversa (viento, tormenta, lluvia, etc.) la
confiabilidad de las redes se vuelve precaria, produciendo fallas en el servicio
como ser su interrupción o intermitencia en la prestación.
Así mismo, la permanente agresión por personas inexpertas sobre los
conductores, aislaciones y/o sostenes producen un prematuro deterioro sobre los
mismos que ocasionan ante condiciones climáticas severas la rotura y caída de
estos sobre la vía pública, con el consiguiente peligro que ello representa para la
circulación de las personas y animales.
33
De la misma manera, el manejo por personas no idóneas de partes
sustancialmente sensibles de las instalaciones como elementos de maniobra y
protección, transformadores, borneras y medidores, produce sobre los mismos un
deterioro prematuro, con el aumento de las fallas posteriores y una fuerte
disminución de las condiciones de seguridad, que aumentan el peligro
permanente para la operación tanto por parte del personal de la empresa que
debe normalizarlo como de los propios infractores que lo manipulan.
Así es frecuente por ejemplo los hechos fatales con graves consecuencias
(quemaduras y aun muertes) en usuarios ilícitos que manipulan conductores
clandestinos o que por desconocimiento actúan sobre redes de media tensión
(13.2 kV o mas) pretendiendo hacer conexiones sobre la misma para obtener
suministro para sus domicilios.
Lo mismo ocurre con la acción permanente sobre las borneras de los medidores
y/o transformadores de medición, que producen el recalentamiento de las mismas
y por lo tanto la inutilización del elemento correspondiente, que provoca los
recalentamientos o reparaciones necesarias para normalizarlos.
34
CAPITULO 111
3 DEPURACIÓN DEL CATASTRO Y CODIFICACIÓN DE
LOS ABONADOS POR ALIMENTADOR
La depuración del catastro es lo más importante a realizarse para el estudio de
pérdidas, debido a que es la base del estudio, ya que con esto se podrá conocer
los lugares más entices que tiene la Empresa Eléctrica, este estudio informará el
estado que tiene cada usuario, además proporcionará el dato de que si este
existe o no, así como en qué condiciones de servicio se encuentra el mismo; con
toda esta información recopilada se tiene una herramienta para poder determinar
fos mecanismos de ayuda para solucionar los problemas existentes en la
Empresa Eléctrica.
Motivo por el cual este estudio debe ser lo más veraz posible, de este
dependerán los resultados a obtener, además es de mucha importancia la
colaboración de cada uno de los usuarios, ya que se pueden dar casos en íos
cuales estos ocultan la información debido al temor de ser sancionados por la
empresa.
E! objetivo de una depuración de catastro es el de clasificar las pérdidas no
técnicas con el fin de aclarar el significado de estas pérdidas y establecer las
relaciones entre causas de las pérdidas y las acciones de control
correspondientes a tomarse.
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar medíante varios criterios. Entre los
más convenientes se mencionan los siguientes:
1. Clasificación por la causa que las producen.
2. Clasificación por su relación con las actividades administrativas de la
empresa.
La Empresa Eléctrica de Esmeraldas se ha propuesto, "reducir el porcentaje de
sus pérdidas de energía", este también debería ser el objetivo de todas las
35
Empresas Eléctricas del país, y por esta razón se comenzó ha estudiar la parte
más importante del sistema el cliente. Toda Empresa de Distribución debe
realizar diagnósticos técnicos y de gestión en forma periódicaj a fin de determinar
la calidad de servicio que está brindando, para lo cual debe cumplir por lo menos
con las siguientes características técnicas:
V Ei voltaje de entrega a los abonados debe estar dentro de ¡os rangos
permitidos por la normas.
-J La frecuencia (Hz) de la red debe permanecer en su valor nominal.
>/ El número de desconexiones de la red debe ser mínimo.
•7 Las pérdidas técnicas y no técnicas deben ser mínimas y que no
afecten el rendimiento de la gestión Técnico - Económica.
Para poder obtener estas características técnicas, la Empresa Eléctrica debe
contar con los recursos necesarios, los mismos que son obtenidos de la
comercialización de energía a sus abonados, por lo tanto si los abonados no
cumplen con el pago de sus planillas, cometen infracciones en las redes eléctricas
o simplemente realizan contrabando de energía, están perjudicando a todos los
abonados que consumen este servicio, debido a que la Empresa Eléctrica debe
recuperar el costo de estas pérdidas y lo realiza elevando el precio de la tarifa
eléctrica. Por lo tanto mientras más altas sean las pérdidas de energía en una
empresa de distribución el valor del kWh se incrementará.
36
3.1 METODOLOGÍA PARA LA DEPURACIÓN DEL CATASTRO
Para ia elaboración de este trabajo se utilizará ia base de datos existente de ¡a
Empresa, ¡a misma que debe ser suministrada por el Centro de Computo de la
misma, ¡a cual consiste en Ja siguiente información y elaboración:
Las hojas de lectura de! último mes
registrado de cada una de ¡as rutas
en las cuales se va a trabajar y !os
planos existentes de estas rutas.
El objetivo principal es "ordenar" a los
abonados de acuerdo a su situación
geográfica y actualizar en este orden los
listados. Ya que los usuarios se pueden
presentar en nuevas urbanizaciones, por
lo que es tarea difíci! encontrar la
situación geográfica exacta de cada uno.
Además por la falta de ayuda de cada
usuario sus nombres pueden constar en
nombres de urbanizaciones diferentes a
las que estos habitan, y su medidor o
breaker pueden estar a nombre de
familiares o terceros.
Esto será de mucha ayuda, en el momento que ios lectores comiencen a utilizar
las nuevas rutas actualizadas y poder realizar ei trabajo de una mejor manera,
esto es optimizando el tiempo en el campo.
Para ia realización de este trabajo es necesario ia formación de grupos de trabajo
de campo para dar iugar a un censo, el cual consiste en registrar todos ios
medidores, breakers o ganchos (directos) encontrados en cada ruta, y pedir la
información concerniente de estos medidores o breakers (nombre del dueño y
ultima planilla pagada); además de tomar toda la información mencionada
anteriormente, es necesario ubicarlo en eí sitio correcto en el cual se encuentra
este dentro del catastro, para con esto poder ordenarlo y depurarlo.
37
Este trabajo de campo se lo realiza de la siguiente manera:
3.1.1 TRABAJO
REALIZARSE
CAMPO
EN
A
EL
Visita a cada uno de los abonados en
orden respectivo según a su ubicación
física en cada una de !as rutas, para tomar
los datos previamente mencionados.
Verificación de la información, esto
consiste en ordenar la ruta y ubicar a cada
uno de los usuarios en el listado
correspondiente.
Registro en el orden correspondiente a los
abonados que no constan en las rutas,
estén estos con medidor, breaker ó
directos (ganchos).
Una vez tomada toda la información
pertinente, se procede a colocar un sticker
con el orden ordinal correspondiente a
todos los sen/icios, sea que consten o no
en la ruta.
Además se registrará e! alimentador a! que
corresponde e! respectivo abonado.
La información que obtengan estos grupos de trabajo será de gran importancia
siempre y cuando, esta información sea lo más completa posible, para que de
esta manera no existan inconvenientes al momento de ingresar estos datos a la
base de datos de la Empresa, una información mal obtenida daría como resultado
nuevamente la salida del grupo de trabajo al campo a recopilar la información
correcta.
38
Los datos de campo que serán registrados por los distintos grupos de trabajo
deberán ser !os siguientes:
3.1.2 DATOS A
REGISTRARSE EN EL
CAMPO
Nombre completo del cliente.
Dirección.
Referencia.
Número del medidor.
Número de cuenta del cliente (Número de
orden del cliente de acuerdo a su nueva
ubicación física en la ruta).
Si el cliente no tiene medidor, se procederá a
determinar la razón: si este se encuentra con
conexión directa con breaker y tarifa fija ó si
es una conexión directa (gancho).
Además se registrará la fecha de la visita, se
tomará la lectura de los kWh y se registrará
el tipo de tarifa.
Se tomará en cuenta los estados físicos del
medidor y de la acometida.
Se codificara a cada uno de los abonados
por el alimentador que a este le esta
sirviendo.
Una vez terminado el trabajo de campo de una de las rutas se procederá a
ingresar los datos actualizados y codificados en la base de datos para realizar la
depuración del catastro.
En la base de datos solo sé podrán realizar ciertos cambios del cliente ya que
puede existir una restricción por parte de la Empresa Eléctrica, pudiendo ser estos
39
variables según la Empresa en la que se este realizando el estudio, un ejemplo de
los cambios que pueden realizarse son ios siguientes:
V Dirección.
>/ Codificación del abonado por aiimentador.
V Número de cuenta de cada abonado.
V Número de medidor.
3.1.3 RUTAS ESPECIALES
Se fes cataloga como rutas especiales a ios grandes consumidores, en el caso de
estudio en la Empresa Eléctrica Esmeraldas existen tres rutas especiales las
cuales tienen las siguientes numeraciones 501, 502, 506. Los medidores de
estas rutas están ubicados en diferentes sitios de la ciudad, por lo tanto su
secuencia no depende de un orden geográfico como en las otras rutas.
3.1.4 CODIFICACIÓN DE LOS ABONADOS POR ALUMENTADOR
Otro de los trabajos incluidos en el proyecto se refiere a la codificación de cada
uno de los abonados con e! aiimentador del cual toma el servicio, con esto se
pretende determinar los balances de energía mensuales por aiimentador.
Como ejemplo se toma los alimentadores con los que cuenta la ciudad de
Esmeraldas la misma que esta servida por 12 alimentadores que salen de 3
subestaciones y se procede a codificar de la siguiente manera:
Alimentadores de la subestación Las Palmas:
Las Palmas LP-01
Puerto Ubre LP-02
40
Alimentadores de ¡a subestación Santas Vainas:
Balao SV-01
Norte SV-02
Centro-Olmedo SV-03
Centro-Sucre SV-04
Sur Chico SV-05
Alimentadores de la subestación Propicia:
Viche PR-01
Tolita PR-02
Sur Grande PR-03
Aeropuerto PR-04
Pradera PR-05
Todos ios abonados que se encuentran dentro de la ciudad y que están en el
catastro serán codificados con las siglas indicadas, de tal manera que su
consumo mensual se puede clasificar para el balance de energía por alimentador.
La codificación de los alimentadores es para todos y cada uno de los abonados
servidos, sean estos tanto urbanos como rurales, en nuestro caso cabe
mencionar que las subestaciones Las Palmas y Santas Vainas son netamente
urbanas; y la subestación Propicia tiene parte urbana y parte rural.
Para esta codificación es de gran ayuda que todos los postes de la ciudad se
encuentren marcados con el código del alimentador al que pertenecen, y esto es
muy importante para que los futuros abonados puedan ser fácilmente codificados
por el personal que instala los nuevos servicios.
41
Con la ayuda que proporciona !a codificación indicada, esta sirve para poder
conocer las condiciones normales de operación del sistema de distribución de la
empresa, por lo tanto se ve necesario llevar un controi detallado cuando se
realicen transferencias de carga entre alimentadores sean estas debido ha fallas
en el sistema, mantenimiento, o cambio del mismo. Se debe tornar muy en
cuenta que s¡ existiera un cambio definitivo en la red se debe también cambiar los
códigos en los postes y del Catastro.
Se puede apreciar varios ejemplos de depuración de distintas rutas así como los
planos correspondientes a cada una en el ANEXO 111
11 Estudio del catastro realizado por SERCONEL para EMELESA en el año 2002
42
CAPITULO IV
4 ESTUDIO DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN LA
DEPURACIÓN
Aquí se procede ha realizar el estudio basado en ia depuración del catastro, el
cual se encuentra detallado por ruta existente en la ciudad y para el cual se
deberá tomar en cuenta los siguientes puntos con sus respectivas
consideraciones:
CAMBIOS DE
SECUENCIA EN LA
RUTA
Los cambios deben realizarse con el propósito de que el orden de!
listado coincida con el orden físico que tiene el plano de cada ruta. Ya
que en algunas rutas es imposible ordenar a algunos abonados
respecto a tos números de secuencia dados por la empresa, por lo que
es necesario de definir una nueva secuencia. Esto es de gran
importancia ya que se facilita fa lectura y facturación de cada abonado.
CONEXIONES SIN
MEDIDOR
Se definen dos clases de conexiones que toman e[ servicio eléctrico sin
medidor
V Legales.
•S ilegales.
Legales: se consideran aquellos abonados que tienen breaker y este
esta registrado por ia empresa, por lo tanto tienen tarifa fija".
Ilegales: son los "ganchos" personas que toman el servicio en forma
de hurto.
" TARIFA FIJA: Dependiendo de la potencia instalada en cada vivienda es decir los artefactos
eléctricos que posea cada abonado, la Empresa Eléctrica fija un vator mensual a pagarse por ei
consumo de energía eléctrica.
43
MEDIDORES DE 10 A Debido a que [a capacidad de medición de estos equipos es
"pequeña" considerando la carga a la que se lo ha conectando, es
evidente su cambio inmediato.
MEDIDORES CON
NÚMERO DIFERENTE
AL DEL LISTADO
Ya que en algunos casos se pueden encontrar medidores con números
incompletos o números diferentes a los indicados en el listado de la
base de datos, pero el usuario si aparece en la ruta; se procederá a
corregir este error y anotar el número correcto en la base de datos.
MEDIDORES
FÍSICAMENTE
DAÑADOS
Cuando en la revisión de los medidores se determine que tienen daños
parciales o totales, como fallas en la bobina de comente la cual puede
producir errores graves en la medición, incremento de fricción en las
partes mecánicas o variaciones en las propiedades de los circuitos
magnéticos (manipulación del mismo), estos daños se los puede
apreciar a simple vista o con una simple inspección. Los resultados de
las novedades de estos medidores se indicarán con la referencia y !a
dirección de modo que la empresa pueda fácilmente realizar una
revisión para definir s¡ mide corectamente, si es necesario su
reparación o cambio total del equipo.
CLIENTES DEL
LISTADO QUE NO
APARECEN EN LA
RUTA
Son los clientes que estando en el listado, pero por alguna de las
siguientes razones no se les puede ubicar en la ruta:
•S Existió cambio de domicilio.
•S El medidor fue retirado.
S Existe un servicio temporal.
s Fue ubicado en otra ruta.
S Por moroso procedió a ocultar el medidor, etc.
Al igual estas novedades se proceden a escribirlas en las hojas de
campo y deben detallarse las razones en el informe final.
" MEDICIÓN PEQUEÑA: Ya que se tendría una carga equivalente de 10 A al solo encender 10
focos de 100 W cada uno, el momento en el cual el abonado tenga mas carga instalada, este
equipo dará error en la medición.
44
MEDIDORES QUE
ESTÁN EN LA RUTA
PERO QUE NO
CONSTAN EN EL
LISTADO
Una de las razones por las cuales se da este error es que los
medidores pudieron ser instalados mientras se realiza el trabajo, motivo
por el cual no constan en los listados que la empresa proporciona,
también pueden ser medidores que nunca fueron ingresados al
catastro por motivos de diferentes índoles (cambio de domicilio,
negociados internos de los trabajadores de la empresa, etc.).
MEDIDORES QUE
DEBEN SER
REUBICADOS
Se puede dar el caso que el medidor este ubicado internamente en el
domicilio, y no es accesible a! lector, ya que sus puertas permanecen
cerradas o medidores que están instalados en lugares de difícil toma
de lectura o para cualquier revisión. Estos deben ser reubicados hacia
la calle de modo que su lectura pueda realizarse rápidamente y sin
ningún inconveniente.
En las novedades de cada ruta debe indicarse el número de orden y la
referencia, para que estos puedan ser reubicados lo más rápido
posible.
ABONADOS CUYOS
NOMBRES SE DEBEN
COMPLETAR O
CAMBIAR
El grupo de trabajo de campo debe solicitar una planilla de pago para
verificar si el nombre es el correspondiente de cada abonado y si este
esta completo en la base de datos (dos nombres y un apellido o un
nombre y dos apellidos), si no lo esta se procederá ha completar en las
respectivas hojas de campo.
MEDIDORES QUE SE
VEN EN BUEN ESTADO
PERO QUE ESTÁN
PARADOS A PESAR DE
TENER CARGA
Una actividad muy importante en el trabajo de campo es pedir a los
abonados que prendan algún electrodoméstico con el objeto de
verificar si el medidor opera adecuadamente, en varios casos se
determina que, a pesar de estar en buen estado visualmente, el
medidor sigue parado al conectarle la carga. Esto nos indicará si este
ha sido manipulado y que debe ser revisado o cambiado.
ABONADOS CUYO
MEDIDOR HA SIDO
RETIRADO
En este grupo se clasifican los abonados cuyos medidores han sido
retirados por personal de la Empresa Eléctrica y se preguntará las
razones por las cuales este fue retirado, y estas observaciones serán
anotadas en ¡as hojas de campo.
MEDIDORES
CORTADOS
Estos cortes lo realiza únicamente el personal de la Empresa Eléctrica
por diferentes razones, siendo una de [as principales la falta de pago
de las planillas, en las novedades de las rutas se indicará el número
de orden y la referencia de los medidores y ¡a fecha de la visita cuando
estos abonados tengan este problema.
45
ACOMETIDAS A SER
CAMBIADAS
Como parte de! censo se inspeccionará también los estados fiscos de
cada acometida, ya que pueden encontrarse acometidas en mal
estado por su respectivo uso o por que han sido manipuladas para
realizar los "by pass" por lo que es necesario su cambio; también
pueden encontrarse acometidas que están fuera de servicio y por ende
deben retirarse. En las novedades se debe clasificar al primer grupo
con el número de referencia del medidor respectivo, y el segundo solo
con ía dirección.
Para determinar el número de acometidas que necesita la Empresa
Eléctrica en [a ciudad de a la que esta dando el servicio se debe suman
/ Las acometidas a ser cambiadas y;
S Las acometidas para los directos "ganchos", cuando se instale el
medidor.
ABONADOS CUYA
LECTURA Y/O
FACTURACIÓN ES
INCONGRUENTE
Se ha considerar los casos en los cuales las lecturas tomadas para la
depuración del catastro, presenten diferencias significativas con las
lecturas registradas por la empresa; ya sea que, estas se deban a
errores cometidos al ingresar la información, a errores en la toma de
lecturas o a procedimientos adoptados por la empresa para la
facturación.
ABONADOS MOROSOS Se consideran abonados morosos los casos en los cuales estos deban
un número de planillas mayor de 5. Pudiendo cambiar este valor
dependiendo de la zona de estudio.
A continuación se presenta un claro ejemplo de cómo se realizaron los informes
de las diferentes rutas en la ciudad de Esmeraldas, tomando en cuenta todos ¡os
puntos mencionados anteriormente, pudiendo con esto constatar en que estado
se encuentra cada cliente.14
14 Estudio del catastro realizado por SERCONEL para EMELESA en el año 2002
INIC
IO
EM
PR
ES
A E
LÉC
TRIC
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A.
4.1 INFORME DE LA RUTA 269
1. CAMBIOS DE SECUENCIA EN LA RUTA
47
N°30316462636870748184759310910712325136139143148150152184183220208a212234246268270412411410413292297211306317
•316340352354293382
Referencia73526518083757410118691934764768641686396864567448720315959010235416595289562522707884848240700369626384758144125015747212547511945059412553672676258217841129234768252402129187094544981453387167967269672701264644542638886727656669
N° ANTERIOR0021-800022-000023-000037-500037-530041-000041=200043-600048-040048-050048-400053-200062-000064-000074-100075-200084-050087-000090-100094-000095-500095-500123-000123-100139-000139-550147-000161-000164-200179-500180-000183-000183-200183-300184-000200=500203-000206-000212-200221-250221-350242-000253-000257-200266-400269-40
N° ACTUAL0020-500020-600037-500037-400037^50040-050040=200042-500048-200048-300042-600052-700063-200062-200072-500017-500043-800085-500089-500092-500094-000096-200123-100123-000146-500140-700141-500160-200164-050178-500179-600287-800287-700287-600287-900198=500201-500141-300211-50021 9-00021 8-000241-000254-500255-500199-000281-50
48
N°368374377381378398392
Referencia46319672555371012627518022363550234
N° ANTERIOR0272-000274-210277-200279-000280-150289-500292-00
N° ACTUAL0272-250277-500277-800281-000278-000287-500287-00
t49
2. ABONADOS SIN MEDIDOR (BRECKER O GANCHO)
N° Orden Referencia Breaker312141518192223293236374042434445464748495053545558596566727778818283868789919596101102105111113116117118119120
1
Directo1111111111111
1111111111111111111111111111111111111
Nombre
Gladys Mina Becerra
Dirección
San José y 9naImbabura x CanchaImbaburax CanchaImbabura x CanchaSan José y 8va.Imbabura y 7ma.Imbabura y 7ma.Imbabura y 7ma.Imbabura y callejón 2Imbabura y callejón 3¡mbabura y Callejón S/Nirnbabura y Callejón S/NImbabura y 9na.Imbabura x LomaI rnbabura boca de loboI mbabura boca de loboI mbabura boca de loboI mbabura boca de loboI mbabura boca de loboI mbabura boca de loboI mbabura boca de lobo[ mbabura boca de lobo[mbabura y boca de loboImbabura y boca de loboImbabura y boca de loboImbaburax LomaImbabura x LomaImbabura final lomaImbabura final lomaImbabura y boca de loboImbabura y callejón 4Imbabura y callejón 4Imbabura y callejón 4Imbabura y callejón 4¡mbabura y callejón 4Imbabura y callejón 4[mbabura boca de loboImbabura boca de loboImbabura boca de loboImbabura y Callejón 3Imbabura y Callejón 3Imbabura y Callejón 3Imbabura y Callejón 3Imbabura y Callejón 2 •imbabura y callejón 2imbabura y callejón 2¡mbabura y callejón 2Callejón 2 ImbaburaImbabura y callejón 2Imbabura y callejónImbabura y callejón
50
N° Orden
135
167
170
172
173
177
178
179
180
189
193
194
197
198
199
200
201
202
203
205
207
209
216
218
221
229
235
237
238
239
240
243
246
249
250
251
254
257
258
265
271
272273
274
- 275
276
282
283
284
285
286
287
288
Referencia
68744
12543672656928173736
67267
72163
68742
69699
Breaker
1
1111
1
1
1
1
Directo111111111111
111111111111
111
1111111
1
1111
11111
Nombre
Valencia Simísterra Jesús
Castillo Arce Alipio
Medranda Olmedo Manuel
Barce Charcopa Nancy
Barce Charcopa Marina
Portocarrero Muñoz Juana
Ortiz Esíupiñan Mariana
Rodríguez Ángulo Washinto
Vera Vasques Rosa
Dirección
Imbabura y callejón 1
Imbabura y séptima
Zamora y amazonas loma
Zamora y amazonas loma
Zamora y amazonas loma
Zamora y amazonas
Zamora y amazonas loma
Zamora y Amazonas
Zamora y Amazonas
Barrio la Ceiba loma
Barrio la Ceiba arriba
Barrio la Ceiba arriba
Barrio la ceiba alto
Barrio la Ceiba alto
Zamora y Amazonas la Ceiba altt
Zamora y Amazonas la Ceiba altt
Zamora y Amazonas la Ceiba alti
Zamora y Amazonas la Ceiba alti
Zamora y Amazonas la Ceiba alti
Ceiva alta
Zamora y Amazonas
Barrio la ceiba loma
Zamora callejón las luchas
Zamora x callejón
Callejón las luchas
Montufary Panamá
Bellavista Sur
Montufary la y
Montufar y callejón
Montufary callejón
Montufary callejón
Montufar final callejón
Bellavista Sur
Montufary callejón
Montufar final callejón
Montufar final callejón
Montufary callejón
Montufar y callejón
Montufar y callejón
Montufary Panamá
Montufar fina!
Montufar loma final
Bellavista Sur
Bellavista Sur
Montufar loma final
Montufar loma final
Montufar y Francisco Mejia
Montufar- vellavísta sur
Montufary Francisco Mejia
Montufary Francisco Mejia
Montufary Francisco Mejia
Montufary Francisco Mejia
Montufary Francisco Mejia
51
N° Orden
291
293
295
305
308
309
311
312
314
315
316
317
318
319
320
322
325
329
330
332
334
336
337
338
339
342
343
348
360
367
369
370
372
373
374
375
385
388
390
391
393
394
395
396
397
398
400
401
402
403
404
405
406
Referencia
67276
67270
67269
67268
12647
68747
67257
67258
67256
67255
Breaker
1
11
1
11
11
1
1
Directo1
11111111
11
11111111111
1
1
1
1111111i1111111111
Nombre
Meza Ojeda Ángel
Vera Ortíz Antonio
Nazareno Ángulo Th a lían o
Quiñones Márquez Esmerlír
García Castillo Ed'rth
Valencia Cuero Manuel
Arboleda Bautista Julio
Obando Ortiz María
Gómez Barariona Esmerald
Gómez Alarcon Jessica
DirecciónMontufarx loma
Bellavísta Sur
Montufary Panamá
Los Ríos y Francisco Mejía Villa,
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los RÍOS y Francisco Mejia Villa.
Bellavísta Sur
Bel I avista Sur
Bellavista Sur
Beüavísta Sur
Bellavista Sur
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Panamá y Moníufar
Bellavista Sur
Bellavista Sur
Azuayy Fransisco Mejia V
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Los Ríos y Francisco Mejia Villa.
Panamá y azuay
Azuay y Fransisco Mejía V
Azuayy Fransisco Mejia V
Bellavista Sur
Bellavista Sur
Bellavista Sur los Ríos
Bellavista Sur los Ríos
Bellavista Sur los Ríos
Bellavista Sur los RÍOS
Bellavista Sur los Ríos
Bellavista Sur los Ríos
20 de noviembre y loma
El Oro y Los RÍOS
Ei Oro y Los Ríos
El Oro y Los RÍOS
El Oro y Los Ríos
El Oro y Los RíosÉl Oro y Los Ríos
El Oro y Los Ríos
Pasaje 28 Montufar
Pasaje 28 Montufar
Pasaje 2B Montufar
Pasaje 2B Montufar
Pasaje 2B Montufar
Pasaje 2B Montufar
Pasaje 2B Montufar
Pasaje 2B Montufar
pasaje 2B Montufar
52
3. MEDIDORES DE 10 AMPERIOS QUE DEBEN CAMBIARSE
N° Orden203885
165170225228234303313347386389
Referencia10093101046171110167101771253712535125535828612608126541044412917
Direcciónímbabura y CallejónImbabura y calle AImbabura y Boca del LoboImbabura y 8va.Imbabura y 7ma.Galápagos LomaMontufar y PanamáCallejón S/N y PanamáPanamá y MontufarLos Ríos y Feo. Mej'iaAzuay y Feo. MejiaCañizares y Los RÍOSEl oro y Los RÍOS
4. MEDIDORES CON NUMERO DIFERENTE AL DEL LISTADO
Nc Orden75
138213274296
Referencia7203110153125411257612595
N° Anterior25436226520
23938595195
550792
N° Actual254356200265206137148
05195550797
5. MEDIDORES FÍSICAMENTE DAÑADOS
N° Orden115117327323
Referencia1740477
MED. 267610081263612634
DirecciónCallejón 2 e ImbaburaCallejón 2 e ImbaburaLos Ríos y Feo. MejiaLos Ríos y Feo. Mejia
6. CLIENTES DEL LISTADO QUE NO APARECEN EN LA REALIDAD
53
Referencia
12562100890
73528
74101
10102
69086
68636
68642
68637
38643
68647
10117
10128
68644
68646
68648
68638
56099
35907
73090
61930
35299
32344
39552
23208
22011
12542
41229
23204
17840
48006
46317
69342
12552
N° FacturasPendientes
10110
7141314213
21415112135154
2815760130102044112
Referencia
62621
12555
67266
46218
56723
12571
51858
71925
73487
73488
12583
12597
23975
67271
67272
67273
12635
67259
12645
12650
45329
46614
67275
56601
12630
12622
12617
17212
12628
37892
12629
17843
12912
66262
N° FacturasPendientes
13991120434
5
54423419
1910471930156
1
1721240073209412
54
7. MEDIDORES QUE ESTÁN EN LA RUTA PERO QUE NO CONSTANEN EL LISTADO
N° Orden114
11324268551210204117168303359370394386
N° Medidor5608213560821 39967894636226966251
17432892617119823088478910464018626761008411090258286
970377823364236612948610444
Referencia
56088
51326
10128
8. MEDIDORES QUE DEBEN SER REUBICADOS
N° Orden6
112627127
Referencia34955
462622617432892
1009910146
9. ABONADOS CUYOS NOMBRES SE DEBEN COMPLETAR O CAMBU
N° Orden. . 57
697090
112122141166228230234273274277279384389
Referencia. 101.19
68640686411013110139100921015510170125351254512553687421257612575125801291312917
NombreQuintero Valyerde.MelisanaSimisterra Quíñonez LucilaSimisíerra Quiñonez José IVBustos Gamez EpidioPalacios Cavallos IsmeniaRincones Fuentes BettyCaicedo Quintero DamianaTarira Cortez LeandroSalvatierra Cedeño ZenenPalacios Triviño LeopoldoBone Becerra WashintonRodríguez Ángulo WashintoCasterra Salazar AlvinaCabezas Zoila TeresaTenorio Quiñonez SirilaValdez Carmen CeciliaMinaTenorio Ángel
RazónCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletar
55
10. MEDIDORES QUE SE VEN EN BUEN ESTADO,PERO QUE ESTÁN PARADOS A PESAR DE
TENER CARGA
N° Orden112
208A208222219263296377
N° Medidor1130779653449504539660552584502635755079296241 9
Referencia1013951194507111253941523125721259553710
11. ABONADOS CUYO MEDIDOR HA SIDO RETIRADO
N° Orden343
N° Medidor .732724
Referencia12647
12. MEDIDORES CORTADOS
N° Orden24566576218275281305317327346361374372420
Referencia100941010551198101261256317720125811260267269126363901012666672556725612926
13. ACOMETIDAS HA SER CAMBIADAS
N° Orden59
242355
Referencia DirecciónImbabura - LomaMontufar - FinalAzuay y Feo. Mejia
Inconsistencias
56
N° Orden101720318098
103104106110107112125130133134136138141145153160164165169170171176181182185183186187188195196206
208A208217
Referencia10082100911009351808534691013410371615746261740658416591013910144
101150433751015270788101531015510159101611016410168101671017110177101721252012510125115870757472398114122858068611546209023207511945071112506
N° Orden219222225227228230245248255256260261268275277281296300302305306310345346349350353352358361362363364368377380384395389398420
Referencia4152312539125377350212535125451255912563499981256012588233146258217720125751258112595125984543412602716796670512651390101265512662126604454235833126661261512668126314631953710510201291372011129172363512926
57
Morosos
N° Orden3
212430645676849098
104110112114133134139151170181183196197206
206 B208A206C
208219231235237
Referencia1007710096100947352637574101051012667448101311013461574406581013938861433751015248482101601017712510574726209068744232074650851194239965071141523407336726569281
Planillas65
1659
35585
34221621
928
9419
1920291315
56
437
319778
N° Orden238253261273274275281296302305306317321329327346354361362363382368367369374377372379380384395398420
Referencia125631256423314687421257617720125811259545334126027167967269126236727412636390106388812666126151266856669463196725767258672555371067652334485102012913720112363512926
Planillas616530152037525723619715261053353661019517231982319688
Los informes de diferentes rutas se los puede apreciar en el ANEXO 2.
Después de detallar estos puntos se procede ha presentar el resultado del
informe fina! general sobre la situación de los abonados en la ciudad de
Esmeraldas, cabe destacar que para la realización de este informe se ha tomado
en cuenta los informes parciales entregados a la empresa 15. Estos resultados
son los siguientes:
15 Se presenta solo el estado de resultados que contiene este informe, y no el informe presentado en
su totalidad por razones de Institución. Pero representa un claro ejemplo de la situación de la
EMPRESA ELÉCTRICA ESMERALDAS.
58
1.2 RESUMEN DE LAS NOVEDADES DE LAS RUTAS
RUTAS
276277278351352353354355356357358359360361362363410420430440450455460470480487488489490491495499530531532533534535536537538
CANTIDAD DEBREAKERS
18137336156111020557161
101523207813184663439431031312
100343159287278345755
CANTIDAD DEDIRECTOS
127126321091041295425751105778501066641871
5010214189744511065114293046142134142288936251
MEDIDORES10 A
31
24
93054144936211
2
1
FÍSICAMENTEQ^M A r»r\
42
1
111
25
422515
221
32
41111
11 J22121
ACOMETIDAS A SERCAMBIADAS
1
33
1131122
3137
4
9
3
1
51
14
59
RUTAS
276277278351352353354355356
357358
359360
361
362363410420430440450
455460470480487488489490491495
499530
531
532533
534535536537538
CANTIDAD DEBREAKERS
18
13
73
36156
1110
20
55
716
1
1015232078
1318466343943
1031312
1003431
5928
7278345755
CANTIDAD DEDIRECTOS
127
12
6
3210910
4129
542575110
5778501066641871
501021418
974451
106
5114293046
142134
142288936251
MEDIDORES10 A
31
24
930
541449
36211
2
1
FÍSICAMENTEDAÑADOS
4
2
1
111
25
4
22515
221
32
41111
1122121
ACOMETIDAS A SERCAMBIADAS
1
33
1131122
313
7
4
9
3
1
51
14
60
RUTAS
501502506507
CANTIDAD DEBREAKERS
10
2
42
31
CANTIDAD DEDIRECTOS
55
MEDIDORES10A
1
FÍSICAMENTEDAÑADOS
2
ACOMETIDAS A SERCAMBIADAS
TOTAL 1997 4377 173 133 143
4.3 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DEL INFORME FINAL
La ciudad de Esmeraldas en la parte urbana tiene 1997 breakers, 4377 ganchos,
173 medidores de 10 A y 133 medidores físicamente dañados.
La cantidad de acometidas necesarias se podrían estimar sumando las
acometidas para los ganchos mas las acometidas dañadas dando un total de
4520 acometidas.
Para el balance de energía será de mucha importancia la localización de los
abonados que no constan en las rutas, los cuales pueden ser motivos
anteriormente mencionados.
La identificación exacta de los medidores con el nombre completo y la dirección
exacta será de mucha utilidad para ubicar al abonado.
61
a) Debido a la fuerte cantidad de abonados no encontrados en todas las rutas se
procedió a clasificarlos de acuerdo a los siguientes motivos:
MOTIVOS O RAZONES POR
LAS CUALES NO SE PUEDEN
UBICAR A LOS ABONADOS
Fueron servicios temporales (no notificaron
el retiro).
Se cambiaron de residencia dentro de la
Provincia (sin notificación y llevándose el
medidor).
Realizaron e! cambio de medidor y no se
actualizó la información.
Escondieron el Medidor y se engancharon
(tienen demasiadas planillas por pagar).
E! medidor estuvo ubicado en un lugar
inaccesible, siendo por tanto imposible
obtener información acerca del mismo,
pudiendo ser este un cliente que consta
como no encontrado.
Solicitaron servicio con breaker y
escondieron el medidor.
Por errores involuntarios el censador no les
localizó.
No existen.
62
b) Debido a las facturas pendientes también se los puede agregar o quitar del
catastro y se ha considerado dividirlos en tres grupos los cuales son:
PRIMER GRUPOLos abonados que se hallan al día en sus pagos
pudiendo ser de hasta 5 planillas pendientes
SEGUNDO GRUPOLos abonados que tienen entre 6 y 20 planillas
pendientes
TERCER GRUPOLos abonados que tienen más de 20 planillas
pendientes.
PUNTOS A APLICARSE
PARA ABONADOS QUE
NO HAN SIDO UBICADOS
O ENCONTRADOS EN EL
CENSO
A los Abonados en observación que pertenecen al primer
grupo, pedirles que actualicen su información (Nombre y
Dirección), este trabajo debe realizarse en las ventanillas de
recaudación.
A los Abonados que pertenecen al segundo grupo debe
tratarse de ubicarles y actualizar su información en ios
catastros, reinsertándolos al grupo de abonados que
cumplen a cabalidad con la empresa mediante programas.
Los Abonados del tercer grupo por su condición deben ser
eliminados de¡ catastro aquellos que no puedan ser
identificados definitivamente.
Durante la toma de lecturas se puede ir insertando a los
abonados que aparecen y no están en el catastro de
lecturas, como el catastro ya está ordenado, e! cliente que
aparece ocupará el lugar que le corresponde.
63
Con este procedimiento, en el transcurso del tiempo se los irá codificando por
alimentador tomando como referencia el plano general de rutas y alimentaciones.
Por ¡o pronto a estos abonados no deben ser considerados en los balances
energéticos por alimentador, debido a que ei error es mayor cuando se los toma
en cuenta que cuando no son tomados en cuenta.
Una vez que el abonado ha realizado todos los tramites para conseguir el nuevo
servicio dentro de la empresa, se procede a la instalación domiciliaría de su
medidor para lo cual se recomienda seguir un procedimiento para habilitarlo
dentro de! catastro el mismo que sería e! siguiente:
V Ubicarle en la ruta de lectura que corresponda, para el efecto los
instaladores tienen que manejar correctamente tanto el plano de la ruta
como el listado de la misma.
V En el sitio, pedir un comprobante de pago a las casas vecinas, para ubicarlo
exactamente dentro del catastro, para de esta manera evitar que el catastro
se desordene.
64
CAPITULOV
5 BALANCE ENERGÉTICO EN SISTEMAS ELÉCTRICOS
5.1 METODOLOGÍA GENERAL PARA LA REALIZACIÓN DE UN
BALANCE ENERGÉTICO16
En primer lugar se debe considerar el problema de estimar las pérdidas en forma
global. A partir de este dato se puede llevar a cabo un proceso de desagregación
para estimar las pérdidas atribuíbles a las diversas causas.
Es preciso resaltar la importancia que tiene la estimación de pérdidas no técnicas
de energía, tanto a nivel global, como de partes o subsistemas, para el éxito de un
programa de control de pérdidas. No solo permite la orientación eficiente de los
esfuerzos de una empresa, atacando al problema en las áreas donde es más
provechosa la acción, usando la desagregación geográfica de las pérdidas, sino
que, cuando su cálculo se efectúa en forma periódica, sirve como elemento de
diagnóstico acerca de la efectividad de las medidas que se están implantando.
La forma usual de estimar las pérdidas no técnicas de energía consiste en
efectuar un balance energético para la parte del sistema a la cual se le quieren
estimar sus pérdidas. El proceso puede ser efectuado para el sistema total o para
alimentadores tal es el caso de estudio en este capitulo.
Se considerara en primer tugar la estimación para todo el sistema. El método
compara la energía distribuida con la facturada. Cabe notar que este proceso
puede efectuarse para partes seleccionadas de un sistema, tales como
alimentadores, circuitos individuales, etc.
Para la descripción del procedimiento de estimación se usará un modelo de
medición basado en la figura 1, donde se incorporan también los procedimientos
16 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
65
de medición; esto se hace con e! fin de involucrar los posibles errores que se
presenten tanto en mediciones como en estimación.
PERDIDASTÉCNICAS
A
PÉRDIDASHD TÉCNICAS
A
LNT
Figura 1: Modelo de medición de pérdidas no técnica:;
La expresión para el valor estimado de las pérdidas no técnicas de energía de
energía es:
A A A
-Ebloque
66
Donde:
A
Idísp '• Energía disponible estimada.
EF: Energía total facturada.
A
LT'. Pérdidas técnicas estimadas.
A
LNT'. Pérdidas no técnicas de energía.
•^bloque'- Energía vendida en bloque.
Esta forma de cálculo requiere que se registre toda la energía entregada a las
subestaciones. En la energía facturada se debe incluir también la energía no
cobrada, incluyendo correcciones por alumbrado público, instituciones
gubernamentales, usuarios a quienes no se les cobra porque tienen tarifa
especial, subsidios, etc.
Los consumos propios de la empresa deben ser incluidos también en la energía
distribuida o facturada.
La primera variable que debe ser estimada es la energía disponible (Edis), la cual
se obtiene a partir de mediciones de energía generada y de las compras de!
sistema.
Edisp = Generación + Compra
Este proceso de medición introduce errores debidos a imprecisión o
descaübración de los aparatos de medida o a procedimientos inadecuados de
registro de las mediciones. Aunque este proceso esta bajo el control de la
empresa de energía, con frecuencia se pasa por alto su efecto sobre la
estimación de pérdidas de energía. Puesto que las mediciones en esta área
involucran un número relativamente pequeño de instrumentos y dada la
importancia que revisten para ¡a compañía, es recomendable que se le dé la
67
mayor prioridad al control de errores en esta área. Las empresas deben incluir en
sus programas de mantenimiento, ¡a revisión y calibración de instrumentos de
medición en puntos de generación e intercambio de energía eléctrica.
Nótese que la estimación de las pérdidas no técnicas de energía se basa en el
valor calculado de las pérdidas técnicas de energía, por lo cua! es necesario
incluir un diagnóstico técnico de! sistema eléctrico realizado anteriormente por la
empresa.
Además de estimar las pérdidas no técnicas de energía a nivsl globa!, es
necesario hacer una desagregación geográfica de las mismas.
Esto permite la localización de las pérdidas con el fin de identificar las áreas mas
afectadas, en la cua! se debe iniciar prioritariamente el proceso de control.
La desagregación geográfica de las pérdidas no técnicas de energía se puede
efectuar por alimentadores o por circuitos individuales. La metodología de
estimación es, básicamente, la misma que en e! caso del sistema total. Para la
estimación de las pérdidas no técnicas de energía se requieren los datos de
energía facturada y la energía disponible además de las pérdidas técnicas de
energía.
En la estimación de pérdidas en sistemas de distribución, debido a la
configuración de tipo radial, usual en esta clase de circuitos, el flujo de potencia
se produce en una sola dirección. Por esta razón, la determinación de energía
disponible se simplifica, puesto que basta con medirla directamente, en la
subestación o punto de alimentación.
La energía facturada se conoce directamente como resultado del proceso de
registro de consumos.
Para la estimación de las pérdidas no técnicas de energía, se debe contar
además, con valores estimados de la energía consumida por servicios públicos,
tales como alumbrado, señalización, etc.
68
E! cálculo de las pérdidas no técnicas de energía se debe realizar periódicamente.
Un cálculo anua! es la mínima frecuencia requerida, aunque valores mensuales
son mucho más útiles y mejor aun un valor anual calculado mensualmente (año
móvil). Esto permite describir la evolución de las pérdidas, detectando tendencias
o comportamientos estaciónales, los valores anuales, por otra parte, suavizan el
efecto de !os periodos de facturación y ayudan a eliminar el efecto de retardo en
¡a facturación.
El cálculo periódico de las pérdidas no técnicas de energía constituye la forma
mas apropiada para evaluar la efectividad de !as medidas de control de pérdidas
no técnicas de energía. Las mismas que se explicaran en los capítulos finales.
Además permite efectuar un seguimiento del efecto de esas medidas, con el fin
de desarrollar programas de verificación. Esto ultimo es especialmente
importante en programas tales como reducción de fraudes, en los cuales la
detección de infractores por primera vez es tan importante como la comprobación
de que no reincidan en su conducta ilegal.
5.2 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE
EMELESA17
En la actualidad EMELESA sirve aproximadamente a 46000 abonados
residenciales, 4900 comerciales y 460 industriales con una demanda máxima de
51 MW. La energía en su totalidad proviene de! Sistema Nacional Interconectado.
Para brindar el servicio a los abonados descritos, la Empresa de Distribución de
Esmeraldas dispone de los siguientes sistemas:
5.2.1 SISTEMA DE GENERACIÓN
Central Propicia.- Esta central está formada por dos grupos que entran en
funcionamiento a !a hora de demanda máxima solamente los días en que se
requiere su generación a solicitud del CENACE.
17 Estudio del sistema eléctrico en la ciudad de Esmeraldas realizado por SERCONEL, ano 2000
69
Central San Lorenzo.- Esta centra! entra en funcionamiento solo en
emergencias, cuando sale de servicio e! alimentador que sirve a la ciudad del
mismo nombre, por lo tanto, en ningún caso trabaja en paralelo con el Sistema
Nacional Interconectado.
Central de Refinería.- Esta central sirve únicamente para su auto consumo, es
decir no aporta a los flujos de carga del sistema de EMELESA, se la toma en
cuenta solo para determinar los niveles de cortocircuito de la red.
5.2.2 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
El sistema de eléctrico de EMELESA está interconectado al Sistema Nacional
iníerconectado a 69 kV. Por dos líneas comandadas por los interruptores 52- L3 y
52 - L4 que están ubicados en la C.T. Esmeraldas.
La línea L3 sirve exclusivamente a la Refinería de Esmeraldas y a Petrocomercial.
La línea L4 sirve a la carga de la ciudad de Esmeraldas y a los Cantones de la
Provincia.
De la subestación Propicia salen dos líneas a 69 kV, una para servir a las
subestaciones Santas Vainas y las Palmas y la otra línea que alimenta a la
subestación de seccionamiento Winchele; desde cuyas barras se sirve a las
subestaciones de Atacames, Quinindé, Rocafuerte y Agua Potable. Finalmente, el
sistema de subtrasmisión se complementa con las líneas Rocafuerte - Bortón,.
Atacames - Muisne y sus respectivas Subestaciones de 69, /13.8 kV.
5.2.3 SUBESTACIONES
El Sistema tiene 11 subestaciones de las cuales, solo una, Winchele es de
seccionamiento, ¡as 10 restantes son de transformación, 9 de relación 69/13.8 kV
y 1 de relación 69/4.16 kV.
De las 11 subestaciones, tres son de particulares (Refinería, Petrocomercial y
Agua Potable).
70
De las 8 Subestaciones de EMELESA, tres (Santas Vainas, Borbón y Muisne)
fueron construidas en 1992 como parte del proyecto de Subtransmisión B1 del
que entonces era INECEL con equipo japonés, se encuentran en buenas
condiciones.
Las subestaciones Quinindé y Propicia, luego de las readecuaciones y
ampliaciones realizadas, se encuentran en buen estado. La S/E las Palmas es la
última que entró en servicio a inicios del 2000.
Las S/E de la fase A (Winchele, Atacames, Rocafuerte) fueron montadas en 1984
estas subestaciones necesitan ser readeudas.
5.2.4 LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
En los años 1982 y 1984 se construyeron las líneas Propicia - Winchele -
Quinindé, Winchele - Atacames, Winchele - Rocafuerte y Propicia - Santas
Vainas; posteriormente, en el año 1992 entraron en servicio las líneas: Atacames
- Muisne, Rocafuerte -. Borbón y Santas Vainas - Las Palmas.
La mayoría de las estructuras son en postes de hormigón armado y se completan
con estructuras metálicas especialmente en ángulos o vanos largos.
En general el estado de las líneas es aceptable, debiendo realizarse una variante
en la línea Winchele - Rocafuerte en una longitud aproximada de 6 km. Que fue
afectada en el Fenómeno de! Niño del año 1999.
5.2.5 SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN
De las ocho subestaciones de transformación 69/13.8 kV, salen 27 alimentadores
de distribución (13.8 kV).
Las redes troncales de estos alimentadores tienen conductor 1/0 AWG, con
excepción de los alímentadores: Las Golondrinas, Sur Grande, San Lorenzo y las
salidas de los alimentadores Norte ( 0.5 km) y Viche ( hasta la población de San
Lorenzo) que tiene conductor 1/0 AWG.
71
5.2.6 SISTEMA SECUNDARIO DE DISTRIBUCIÓN
A pesar de que en los secundarios es donde se tiene la mayor cantidad de
elementos dentro del sistema, en EMELESA la información disponible para
realizar estudios es muy escasa, solamente se tiene, por alimentador, el número
de transformadores de distribución.
Una vez descrito todo esto se presenta el diagrama unifilar de! sistema eléctrico
de EMELESA actualizado del año 2002.
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73
A continuación se presentan los resultados del balance energético
correspondiente de la Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas (EMELESA).
Para la realización de estos cálculos se han considerado ciertos valores obtenidos
de un promedio resultante de los registros encontrados en el año 2002. Estos
valores son:
Porcentaje de pérdidas técnicas de energía en el sistema 11%.
Porcentaje de falta de pago en cada mes debido a energía facturada 24%.
Estimado de consumo de energía eléctrica a! mes por cada sub estación 250
kWh.
Tarifa eléctrica 8 cUS/kWh.
Los anteriores valores dados como son los de pérdidas técnicas de energía y
error o falta de pago en recaudación se pueden observar en el ANEXO 318
18 Datos proporcionados por EMELESA (Esmeraldas/ Santas Vainas apartado 161) y Estudio del
sistema eléctrico en la ciudad de Esmeraldas realizado por SERCONEL, año 2000
74
5.3 BALANCE GLOBAL DE ENERGÍA
ENERGÍA [kWh]
ENERO
FEBRERO
MARZO
MEDIDA
9589240
8462180
9306166
FACTURADA
2680412
4253523
4183532
LUMINARIAS
636136
636136
636136
PÉRDIDAS
6272692
3572521
4486498
%DE
PÉRDIDAS
65%
42%
48%
12000000 -,
10000000
8000000 -|¿I
| 6000000 -
4000000 -
2000000 -
O -
ENERO
B MEDIDA
E FACTURADA
FEBRERO MARZO
GRÁFICO DE ENERGÍA FACTURADA Y MEDIDA
75
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [kWh]
ENERO
FEBRERO
MARZO
TOTAL
6272692
3572521
4486498
11 %
TÉCNICAS
1054816,4
930839,8
1023678,26
NO TÉCNICAS
5217875,6
2641681,2
3462819,74
$0.08
COSTO
SI. 417.430,05
SI. 211.334,50
SI. 277.025,58
7000000 -
6000000 -
5000000 -
5
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ENERO FEBRERO MARZO
H TOTALES
Q TÉCNICAS
n NO TÉCNICAS
GRÁFICO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS
76
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [kWh]
ENERO
FEBRERO
MARZO
NO
TÉCNICAS
kWh
5217875,6
3572521
4486498
AUTOCONSUMO
kWh
500
500
500
$0.08
COSTO
S/. 40,00
Sí. 40,00
S/. 40,00
POR ERROR EN LA
FACTURACIÓN
kWh
643298,88
1020845,52
1004047,68
$0.08
COSTO
S/. 51.463,91
S/. 51.042,28
S/. 50.202,38
POR HURTO DE ENERGÍA
KWh
4574576,72
2551675,48
3482450,32
$0.08
COSTO
S/. 365.966,14
37.204.134,04
S/. 278.596,03
6000000 -i
5000000 -
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ENERO FEBRERO MARZO
ENOTÉCNICAS
E CUENTAS PORCOBRAR
D HURTO
GRÁFICO DE DESGLOCE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA NO TÉCNICAS,
ERROR EN FACTURACIÓN Y HURTO DE ENERGÍA
77
5.4 ANÁLISIS DEL BALANCE ENERGÉTICO
Como se puede observar en los resultados obtenidos, el porcentaje de pérdidas
de energía eléctrica está alrededor del 52% en estos tres meses de estudio
(Enero, Febrero y Marzo).
Al desglosar estas pérdidas de energía se encuentra que el 11% son debido a
pérdidas técnicas de energía, quedando como resultado que el 41% del resto de
energía comprada por la empresa tiene problemas en esta ciudad. Para tratar
este 41% se ha desglosado en dos ítems importantes los cuales son CUENTAS
POR COBRAR considerando que en este punto se encuentran los errores de
facturación que tiene la empresa y a aquellas personas que no cumplen con el
pago a tiempo de sus planillas eléctricas, el porcentaje de esta es del 10%, y
HURTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA abarca a toda aquella persona que toma su
energía directamente de la red sin control ninguno esta alrededor del 31 %.
Se debe tomar muy en cuenta las cantidades de dinero que representan estos
dos ítems a la empresa, siendo estas cantidades las siguientes:
CUENTAS POR COBRARA $ 213 455 equivalentes a $835765.64 alano.
POR HURTO DE ENERGÍA = $ 692 344 equivalentes a $ 2 590 873.47 a! año.
Debido que el incremento de la demanda que se puede apreciar en e! año 2002,
se calcula la proyección de demanda para e! ano 2003 de esta manera se puede
estimar la demanda de energía para el presente año por aiimentadores en las dos
subestaciones de estudio, este valor alrededor de 104 470 705 kWh al año,
restando las pérdidas técnicas de energía que tendría el sistema, la energía a
facturarse seria 92 978 927 kWh por lo que los ingresos en el año 2003 a una
tarifa de $0.08/kWh es de $ 8 357 6546.36
En el siguiente gráfico se encuentra representado el porcentaje en el cual esta
distribuido el dinero, así como e! recaudado, pérdidas no técnicas de energía,
pérdidas técnicas de energía y cuentas por cobrar en la ciudad de Esmeraldas.
78
Balance Financiero
Recaudación48,00%
Cuentas por Cobrar
10,00%
31,00% Hurto de Energía
11 00% Pérdidas Técnicas
Es preciso resaltar la importancia que tiene la estimación de pérdidas no técnicas
de energía, tanto a nivel global, como de partes o subsistemas, para el éxito de un
programa de control de pérdidas de energía. No solo permite la orientación
eficiente de los esfuerzos de una empresa, atacando el problema en las áreas
donde es más provechosa la acción, usando la desagregación geográfica de las
pérdidas, sino que, cuando su cálculo se efectúa en forma periódica, sirve como
elemento de diagnóstico acerca de la efectividad de las medidas que se están
implantando.
Para el caso de la Empresa Eléctrica de Esmeraldas se ha realizado el balance
energético principalmente por alimentadores, de esta manera se puede conocer
con mejor claridad donde están las áreas más criticas de la Empresa, y por donde
comenzar a atacar el problema de reducción de pérdidas de energía. Las
acciones a tomar por parte de la Institución deberán estar orientadas a combatir el
hurto de energía, ya que estas representan e! mayor porcentaje de pérdidas no
técnicas de energía en la Empresa.
Y una de las mayores zonas a atacar por motivo de este tipo de pérdidas deberán
ser aquellas que están servidas por los aümentadores "NORTE" y "PRADERA"
que son los alimentadores que tienen el mayor porcentaje de pérdidas de energía.
Todas las tablas y sus cálculos respectivos para evaluar el balance energético por
alimentador, así como la proyección de la demanda, se los puede encontrar en el
ANEXO 4.
79
CAPITULO VI
6 ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS DE
ENERGÍA19
6.1 ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS TÉCNICAS DE
ENERGÍA
La reducción de las pérdidas técnicas de energía origina dos ahorros importantes,
uno originado en la disminución de la energía que se requiere generar, en muchos
casos quemando combustibles no renovables, y otro por disminución del piso de
demanda máxima.
Por otra parte la evaluación y reducción de las pérdidas técnicas debe ser una
preocupación permanente de las áreas de planificación de las empresas, ya que
su contabilización depende de la disposición de una buena base de datos de todo
el sistema y su reducción implica acciones tanto de corto, mediano y largo plazo.
Una política permanente de reducción de pérdidas significa no sólo accionar
sobre mejoras técnicas de las redes eléctricas a través de su renovación y /o
adecuación sino sobre el adecuado diseño de la estructura de las redes y la
introducción de innovaciones tecnológicas en los materiales a utilizar, como en los
procesos de la operación con el fin de minimizar las pérdidas por estas causas.
En la orientación y criterios técnicos a aplicar en los proyectos de nuevas redes o
de renovación de las existentes, debe darse prioridad a todo aquello que tenga
por objetivo minimizar las pérdidas técnicas de energía siempre dentro del
equilibrio entre costo y beneficios.
Para ello debería tenerse en cuenta el análisis permanente sobre los parámetros
que inciden en la reducción de pérdidas de energía eléctrica. AI respecto de la
19 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993 y Estudio del catastro realizado por SERCONEL para EMELESA en el año 2002
80
información técnica disponible merece destacarse la clasificación y evaluación
que de estos parámetros se realiza a continuación referente a la Empresa
Eléctrica de Esmeraldas:
6.2 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
Para la subtransmisión se recomienda la instalación de nuevas subestaciones y el
cambio de transformadores de potencia para evitar !as sobrecargas y tener
potencia disponible para el futuro. El Programa de la Fase B2 de subtransmisión
de! EX ÍNECEL es la solución inmediata que se debe implemeníar en EMELESA
6.2.1 ACCIONES A TOMAR POR PARTE DE LA EMPRESA PARA MEJORAR
EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
La zona más crítica y a la que se debe prestar una atención urgente es la zona de
Atacames. En la actualidad el trasformador está sobrecargado con un 30% a
pesar que gran parte de la carga está siendo alimentado por los transformadores
de Propicia y Muisne. En el programa de la fase B2 está previsto instalar en
Atacames una subestación terminal (1T) de 10/12.5 kVA. Su montaje y puesta en
servicio debe ser urgente.
El nuevo transformador de Atacames ayudará al alivio de carga del transformador
de la S/E Propicia en 2 MW, con lo cual la carga de este trasformador a la hora
pico será de 7 MW. ( 70% de su capacidad nominal OA). Con esta solución se
puede postergar ó evitar e! cambio del trasformador de la S/E Propicia, como
tiene programado TRANSELECTRIC y más bien este transformador nuevo debe
instalarse directamente en la S/E Quinindé 2.
El transformador que saldría de la S/E Atacames ( 3.75 MVA) debe ser instalado
en la S/E las Palmas, en paralelo con el existente ( son exactamente iguales), con
lo que se podría atender e! crecimiento de la demanda en la ciudad de
Esmeraldas.
Petroecuador tomó 600 kW en la Estación de Cupa y se espera que suba a 1000
kW, con lo que los transformadores de la S/E Quiníndé estarán trabajando a plena
carga y no se podrá atender las futuras extensiones. Es necesario instalar una
81
nueva subestación a 1 otro lado de la ciudad de Quinindé (Quinindé 2), para lo
cual se requiere una línea de 69 kV de aproximadamente 5 km.
La S/E Quinindé 2 deberá entrar en operación a más tardar a fines de! 2001 e
inicialmente debe tomar la carga del alimentador Golondrinas que en la actualidad
tiene 3.5 MW. Con esta solución se alivia la carga de los transformadores de la
S/E Quinindé 1 e inclusive se puede sacar de servicio el transformador de 1.5
KVA para trasladarlo a la zona de Viche.
Esta solución para Quinindé es válida hasta que la línea Winchele - Quinindé de
69 kV se sature y no se pueda compensar las caídas de tensión por la carga y la
longitud. Se espera que esto suceda después del año 2005. En esas fechas debe
estar en operación la subestación de 30 MVA de relación 138/69 kV que debe
instalarse en un circuito de la línea Santo Domingo - Esmeraldas.
La subestación San Lorenzo (1T) 69 /13.8 kV de 5/6.25 MVA de capacidad debe
entrar en servicio a más tardar en el año 2002, para lo cua! se debe construir la
línea de 69 kV Borbón - San Lorenzo.
La subestación Viche ( 69/13.8 kV) se debe construir utilizando el transformador
de 1.5 kVA que saldrá de la subestación Quinindé. Para la construcción de esta
subestación no se requiere de línea de transmisión.
En la S/E Winchele es necesario de forma urgente, el cambio de los tableros de
control y protección, los que existe en la actualidad están en mal estado y tienen
muchas deficiencias operativas que han causando suspensiones innecesarias del
servicio, !as mismas que ocasiones perdidazas económicas para la Empresa. Es
necesario instalar relés con iocaüzadores de fallas, telemedida y telemando en las
líneas Quinindé, Atacames y Rocafuerte.
Se debe poner en operación del Centro de Despacho con telemando de los
interruptores de 69 kV. Para poder controlar adecuadamente la operación del
Sistema.
S2
6.3 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
6.3.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
En distribución, la situación es diferente en comparación con el sistema de
transmisión dada que en esta parte del sistema, se concentra el mayor porcentaje
de pérdidas.
Cabe resaltar, que el reducir las pérdidas en distribución se descargará todo el
resto de! Sistema del transporte de esta energía. En la mayoría de los casos se
disminuye indirectamente las pérdidas al disminuir la caída de tensión. Esto se
debe a que el porcentaje de pérdidas de energía y el de caída de tensión están
proporcionalmente relacionados.
Los factores que inciden en las pérdidas pueden resumirse en el siguiente
gráfico20:
BAJO FACTOR DE
POTENCIA
CARGA EN LOS
CONDTTCTORK.S
PROBLEMAS DE
DTSRÑO
EXCESIVA LONGITUD DE LOS
CTR curros
PÉRDIDAS DEL COBRE Y EL VACIO
EN TRANSFORMADORES
NIVEL DE TENSIÓN INADECUADO
20 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
83
Para La Empresa Eléctrica cíe Esmeraldas se recomienda ¡mplementar un
programa de control de pérdidas técnicas de energía para el Sistema de
Distribución Primaria que debe constar lo siguiente:
a) Instalación de medidores multí - función en la salida de los alimentadores
para controlar el desequilibrio de las fases, la energía de cada alimentador,
su factor de potencia, niveles de voltaje, etc. Y con estos parámetros tener
un mejor control de su operación.
b) Es necesario instalar banco de capacitares especialmente en los
alimentadores que sirven a cargas industriales para disminuir las caídas de
tensión y mejorar el factor de potencia a la hora de carga media. Los
capacitores son equipos que generan una corriente capacitiva que al
sumarse con la corriente que circula por el circuito ( predominantemente
inductiva), origina una nueva corriente con un módulo menor y un mayor
factor de potencia.
c) Es importante mejorar el mantenimiento de !os alimentadores con limpiezas
periódicas de la rutas y cambio de elementos en mal estado a fin de evitar
fallas y suspensiones de! servicio innecesarias.
d) Como en este estudio no incluye la determinación de los futuros proyectos
de distribución primaria, se recomienda realizar un estudio basado en
estadísticas y proyecciones para cada zona de concesión a fin de
determinar el número de kilómetros de líneas necesarias para !a expansión
de la Distribución Primaria.
6.3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN SECUNDAJRIA
Las redes en BT son uno de los mayores contribuyentes de las pérdidas en un
sistema eléctrico. Por tal motivo, una reconfiguración de esta red puede
proporcionar ahorro significativos. Dicha reconfiguración debe orientarse a :
V Cambios de conductor
V División de sectores
V Disminución o aumentos de !a capacidad de transformación
V Reubicación de transformadores hacia su centro de carga.
Como en la distribución primaria, se debe programar y aplicar un Plan de Control
de las Pérdidas Técnicas de Energía que conste de los siguientes puntos:
a) Reubicar y/o cambiar los transformadores para evitar la mala ubicación de
los centros de carga y el excesivo número de transformadores en algunas
urbanizaciones. Los transformadores de distribución pueden hasta
duplicar su porcentaje de pérdidas si operan con cargas muy bajas ( por
las pérdidas de vacío) o muy altas ( pérdidas combinadas de vacío y de
carga).
b) Realizar un mantenimiento continuo de los elementos de encendido y
apagado del alumbrado púbíico a fin de evitar el excesivo número de
luminarias encendidas todo el tiempo.
c) Es importante llevar un control de equilibrio de fases especialmente
cuando se realiza una reconexión ( luego de un corte); generalmente, lo
realizan en una fase diferente porque la acometida no alcanza a la fase
original. Utilizando terminales se podría evitar este problema ya que de
esta manera no se cortaría la acometida.
d) Preparar un Plan para la reducción de pérdidas no técnicas de energía.
Como en las redes primarias, se debe determinar los proyectos de distribución
que deben construirse en el futuro.21
21 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
85
6.4 ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE
ENERGÍA
Antes de describir los programas de reducción de pérdidas no técnicas de
energía y los beneficios que los mismo producen en la operación y en la
economía de las empresas, procederemos a ampliar algunos conceptos sobre las
características de este tipo de pérdidas.
Como ya expresamos anteriormente, las pérdidas no técnicas resultan de varias
causas que podemos dividir en tres grandes grupos:
a) Fraude: provocado por usuarios que poseen medición pero que a través de
acciones ilícitas sobre los aparatos o las conexiones, hacen que no se
registren los consumos o que estos resulten menores que los reales.
b) Hurto: provocado por aquellos usuarios que obtienen energía
conectándose clandestinamente en forma directa a las redes de
distribución y por lo tanto sin que posean medición que registre estos
consumos ilícitos.
c) Administración o de gestión: son aquellos cuyo origen está en la
inadecuada gestión comercial - administrativa de la empresa, como puede
ser: errores de lectura, o de estimación, clientes no registrados, mala
calibración de los medidores, retrasos en la facturación de nuevos clientes,
falta de consumos de registros propios, problemas de gestión en !a
operación comercial, equipos de mediciones obsoletos, incompletos e
inadecuados, etc.22
22 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de perdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
86
6.5 PAUTAS Y CRITERIOS PARA EL DESARRIOLLO DE UN
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
DE ENERGÍA.
Efectuar un buen diagnóstico sobre el nivel de las pérdidas y sus causas, de ser
posible discriminando por zonas geográficas, y por tipo de diente y/o por grupo de
usuarios con características similares, residencia!, industrial, comercial,
alumbrado público, consumos clandestinos, etc.
Definir una estrategia de prioridad para las acciones, destinada a lograr la
verificación y normalización de la franja de usuarios de mayores consumos a fin
de optimizar la utilización de los generalmente escasos recursos disponibles.
En el caso de usuarios residenciales, de ser posible diferenciar las acciones a
desarrollar por estratos o por tipo de barrios (precarios o de bajos ingresos,
residencial de ingresos medios o de altos ingresos, etc.).
Definir si existen grupos de clientes o situaciones atípicas que merecen ser
tratados a través de proyectos específicos, de duración limitada (por ejemplo
verificación y normalización de usuarios que no registran consumo en forma
reiterada).
Dar prioridad a las acciones de verificación y control de los circuitos administrativo
- comercial y de las rutinas internas de control a fin de detectar errores de gestión
que produzcan anormalidades en la facturación correcta de los consumos y
posibiliten su normalización en el más corto plazo.
Apoyar el desarrollo de las acciones con una adecuada campaña de difusión y
concientización, tanto interna en la empresa como externa de la opinión pública
en general que actúe como elemento disuasor para el "ilícito" y de motivador para
el resto.
Poner especial énfasis en asegurar la correcta y sistemática evaluación del nivel
de pérdidas de energía a nivel tota! y/o por sectores geográficos.
87
Dedicar especial atención al desarrollo de funciones de "Ingeniería de
prevención del fraude y hurto de energía" planificando y desarrollando medios
técnicos de prevención que dificulte el desarrollo de los ilícitos, como programas
de orden comercial - administrativos para manejar los procedimientos y / o
resultados a obtener, como asimismo optimizar el uso de los recursos
informáticos disponibles para facilitar la detección y mejorar la administración de
la operatoria contra ilícitos o fallas de gestión, y sistematizar el tratamiento como
el control y seguimiento de los casos detectados.
Perfeccionar los medios administrativos y jurídico - legales para hacerlos más
efectivos e idóneos para apoyar las acciones a desarrollar que permitan lograr un
real efecto de moralización y una imagen de no impunidad.
Adecuar la organización para lograr que las acciones tanto internas como
externas a la Empresa, se lleven a cabo en forma coordinada, a fin de asegurar
su éxito. La implementación aislada de algunas de ellas no tendrá probablemente
mayor efecto, si no es dentro de un marco orgánico que de lugar a la interacción y
reforzamiento de las acciones que se emprendan.
Enfocar la solución del problema de manera integra!, de tal forma que se logre
una ¡mplementación coherente y sistemática de las medidas de control directo, de
acción comercial y técnicas de protección de la red.
Lograr en forma efectiva e¡ compromiso directo de todo el nivel ejecutivo de la
empresa como de todo el personal y no sólo del área específica que aparezca
como directa responsable.23
23 Manual Latinoamericano y del Caribe para el control de pérdidas técnicas "OLADE", diciembre
1993
88
6.6 PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
DE ENERGÍA DIRIGIDA A EMELESA
ACTIVIDADOBJETIVOS A
ALCANZAR
TAREAS A
DESARROLLARFRECUENCIA
1.1 Concretar en elmediano plazo la'normalidad de la totalidad ,de los usuarios clandestinosen barrios de menoresrecursos, tanto en losaspectos técnicos(conexiones y mediciones)como en lo comercial(facturación y control depagos) teniendo en cuentaa parte socio ~ económica.
1.1 Efectuar un relevamiento de [a 1.1 Por única vezsituación de conexiones con actualizaciónclandestinas bajo y fuera de la red. 'anua!.
1. Normalización
de usuarios
clandestinos.
( En la actualidad la
Empresa cuenta con
aproximadamente
4400 "ganchos").
1.2 Diseño de sendos programasde medianos plazo para:a) Regularizarlos suministros delos usuarios clandestinos bajo red,utilizando métodos noconvencionales {consumoconvenido por un lapsopreestablecido y control de pagosprevio a la instalación demediciones tipo económico).b) Electrificación de barriosperiféricos y normalización deusuarios clandestinos, siguiendométodos similares a los indicadosen a).
1,2 Permanentehasta sufinalización.
1.3 Seguimiento y control depagos de los usuarios¡normalizados, para lo cual sedeberá efectuar un subsistemaespecial transitorio dentro delsistema comercial general paradarle un tratamiento especialorientado a garantizar la costumbre
1.3 Período nonferior a 24 meseshasta suincorporacióndefinitiva.
e estos clientes al uso racional de,!a energía y pago
orma! de los consumido.
ACTIVIDADOBJETIVOS A
ALCANZAR
TAREAS A
DESARROLLARFRECUENCIA
2.1 Optimizar en el corto 2.1 Tomar acciones para dism¡nuir2.1 Permanenteplazo los resultados de los las estimaciones y / o suministrosregistros de consumos a fin sin mediciones que afectan la
1 " facturación. ( En la Ciudad deEsmeraldas existen 1997 abonados!con este servicio).
de garantizar que losmismos reflejen la realidadde lo consumido
2. Programa de
mejoramiento de la
ectura y
mediciones
2.2 Tomar acciones para posibilitadel análisis previo anterior a lafacturación para corregir desvíosde lectura.
!.2 Permanente.
2.3 Efectuar un programa de¡mantenimiento intensivo de
2.3 Por única vezhasta tanto se
mediano plazo para todo el parque complete la( medidores en mal estado y normalización.medidores de 10 amperios)utilizando;
Contratos por terceros:residenciales.
2.4 Tomar acciones para:
Dar respuesta en tiempo y forma aos ordenativos de trabajo queproducen los lectores.
2.5 Desarrollo e implemeníaciónde un sistema de informacióncomputarizado para laadministración del parque demedidores.
2.4 Permanente.
2.5 Desarrollo: porünica vez.Operación ymantenimiento:permanente.
3. Campaña
aublicitaria
G.1 Concientizar alpersonal de la Empresapara crear alto grado deadhesión y comprensiónsobre el problema.
G.1 Desarrollar con apoyo de ¡3.1 En función deespecialistas, una campaña de Ja experiencia queifusión interna y extema orientada purja del desarrollolograr el cumplimiento de los de los programas y
objetivos previstos de los resultadosque se vayanobteniendo.
3.2 Concientizar a lapoblación en general y al"usuario clandestino" para sunormalización.
3.3 Disuadir del ilícito aquien lo comete.
¡3.4 Crear una concienciade pago en la población.
.5 Crear conciencia en lasInstituciones que apoyen lacampaña y respondan porel más necesitado.
90
ACTIVIDADOBJETIVOS A
ALCANZAR
TAREAS A
DESARROLLARFRECUENCIA
4.1 Asegurar a través de 4.1 Asegurar el correctoprocedimientos fehacientes ¡funcionamiento y registro de las¡y sistemáticos ia correctaevaluación del nivel depérdidas totales de energíapor aümentador de cada
4.1 Permanente.
¡Subestación y global para[toda la Empresa.
.lecturas de los medidoresinstalados de frontera enSubestaciones y el resto de iospuntos de entrega y / o deintercambio de energía en A.T.
4.2 Determinar losalimentad o res que tenganmayores problemas de
4. Medición de las
pérdidas de energía hal se debe realizar.balances energéticos
\.2 Conjúntame rite eliepartamento técnico y comercia!le la Empresa, llevar un control de
4.2 Permanente.
sórdidas de energía, con lo las mediciones y facturación de
eléctrica. periódicamente.
bada subestación poralimentador,pon esto se podrá tener un mejorcontrol sobre la Empresa y detectar¡con mayor eficacia las áreas más
ríticas de la Institución.Una vez detectadas estas áreas sedeben colocar medidoreslectrónicos adecuados en los
alimentadores y detectar conmayor precisión los consumos deenergía.
5. Verificación y
control de
Alumbrado Público,
semáforos,
luminarias varias,
5.1 Asegurar cada 12 6.1 Realización de censosmeses que los consumos globales periódicos a fin dede instalaciones de actualizar cantidad de luminarias,Alumbrado Público y otros tipo y potencia instalada comousos similares se asimismo de las restantescontabilicen y facturen de 'nstalaciones.acuerdo a la existencia yuso rea!.
5.2.1 Verificación de luminariascon encendido permanente.
5.2 Mantener actualizadaesta situación en formapermanente.
5.1 Una vez poraño en formaconjunta conpersonal municipal.
5.2.1 Permanente.
5.2.2 Identificación por Sucursales |5cié zonas problemáticas en cuanto
luminarias clandestinas.
.2.2 Por única vezcon actualizaciónanual.
5.2.3 Actualización de zonasproblemáticas.
5.2.3 Cuatrimestral.
5.2.4 Seguimiento yfacturación mensual .
control de5.2.4 Permanente.
92
ACTIVIDADOBJETIVOS A
ALCANZAR
8.1 Disponer en el cortoplazo de medios
8. Adecuación de administrativos y jurídicos -
recursos y medios
administrativos y
Jurídico - Legales
legales efectivos e idóneosDará apoyar la accióncontra los ilícitos yanormalidades detectadas,que sirvan para lograr unreal efecto de moralizaciónsobre la imagen dempunidad iota! actual.
TAREAS A
DESARROLLAR
7.2 Creación de un grupoespecializado para desarrollarfunciones de Ingeniería dearevención del fraude y Hurto deenergía eléctrica, responsable de :
7 Planificar y desarrollarmedios técnicos para laprevención del fraude y hurto deenergía.
•J Programar acciones deorden comercial -administrativos para mejorar losprocedimientos y / o resultadosen la reducción de pérdidas.
8.1 Realizar acciones ante elDoder Judíela! con el fin deperfeccionarlas herramientasegales para apoyar la accióncontra los ilícitos que se detecten.
FRECUENCIA
7.2 Permanente
8.1 Por única vez.
En general el objetivo principal de la Empresa es reducir los altos índices de
pérdidas a niveles económicamente justificables, por medio de proyectos de
remodelación de redes de distribución, localización adecuada de subestaciones y
centros de transformación, replanteamiento de sus áreas de influencia, mejora en
los sistemas de facturación, instalación de contadores y en general, la ejecución
de las medidas correctivas de carácter técnico que se identifique en los estudios
como económicamente recomendables para cada sistema distribuidor.
En función de los objetivos de orden genera! establecidos y que se indican
anteriormente, se establecerán metas de corto y mediano plazo, cuyo
cumplimiento permitirá revertir la situación actual.
93
Estas acciones buscan mejorar la eficiencia administrativa respecto a instalación
de medidores, censos de carga, lectura de contadores, facturación, atención de
reclamos y otros tipos de actividades administrativas.
Es muy importante indicar que la ¡rnplementacíón de medidas debe ser integral,
de forma tal de aplicar en forma conjunta y coherente las medidas de protección
de la red, comerciales y de control, directo. Lo anterior, representa la única
estrategia que permita lograr resultados permanentes en el tiempo.
Para que se puedan cumplir estas estrategias de reducción de pérdidas de
energía debe ser importante el compromiso de los niveles ejecutivos superiores y
de todo ei personal de la empresa con el objetivo de eliminar las pérdidas por
hurto de energía. Este-compromiso debe involucrarse a todas las: áreas de la
Institución, incorporándolas en la búsqueda-e imple mentación de soluciones.
94
CAPITULO Vil
7 ESTUDIO COSTO - BENEFICIO PARA EL PLAN DE
REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE
ENERGÍA DE EMELESA
Para reaüzar un estudio costo - beneficio, es necesario llevar a cabo un proyecto
o proyectos, los cuales estarán destinados a legalizar conexiones clandestinas o a
mejorar la cobertura de medición en sectores en los cuales es deficiente. La
recuperación de pérdidas no técnicas de energía (negras) tiene un doble
propósito, pues al mismo tiempo que recupera para la empresa distribuidora
ingresos económicos, regula el sistema y mejora el servicio desde el punto de
vista técnico.
Los beneficios económicos percibidos por la empresa distribuidora, al efectuar este
tipo de proyectos, están representados por el incremento en la energía distribuida y
efectivamente facturada.
Desde el punto de vista social, se presentan costos y beneficios. Los costos
sociales están representados por la disminución en el consumo de energía por parte
de los usuarios clandestinos. En la situación en la que no exista proyecto, los
usuarios clandestinos no efectúan un pago por el servicio, lo que indica que ellos
cuentan con un consumo de energía muy alto. En !a situación que exista proyecto,
estos usuarios deberán pagar una tarifa por unidad consumida de energía y por
ende disminuirán su consumo.
Los beneficios sociales que ofrece este tipo de proyectos está representado por el
ahorro que para la sociedad significa una disminución en el consumo de energía.
Esta cantidad de energía liberada podrá ser utilizada para atender otras regiones o
permitirá aplazar inversiones en e! sector eléctrico.
Para la identificación del problema es necesario hacer esfuerzos en identificar si se
están utilizando todas las herramientas para control de pérdidas no técnicas de
energía (negras) que posea la empresa, como seguimiento a usuarios fraudulentos,
95
revisión de contadores para evitar descalibración, censos de carga y otros. La
utilización de estas herramientas permite en muchos casos que las pérdidas no
técnicas de energía (negras) del sistema se mantengan a un nivel aceptable.24
7.1 EVALUACIÓN DE PROYECTOS ELÉCTRICOS
La evaluación de proyectos eléctricos tiene por objeto establecer si son viables o no
las inversiones. Igualmente estimar indicadores que permitan priorizar los proyectos
de inversión estableciendo cuáles son los proyectos prioritarios y cuáles no lo son.
La mejor herramienta para este propósito es el análisis beneficio-costo, en e! cuál se
comparan todos los beneficios y costos de los proyectos, y se determina la
rentabilidad que se obtendría si se llevaran a cabo las inversiones.
Como ya se mencionó, en el caso de los proyectos eléctricos, el análisis costo -
beneficio debe hacerse bajo dos puntos de vista diferentes. El primero, con el objeto
de determinar la rentabilidad económica para la empresa que ¡o ejecuta y el
segundo con el objeto de establecer la rentabilidad social sobre el país como un
todo.
Estos análisis se pueden realizar, si existe información suficiente y confiable. La
obtención de buenos resultados depende de la calidad de la información utilizada.
El análisis de viabilidad económica y social de los proyectos se lleva a cabo cuando
técnicamente se ha comprobado que éstos pueden realizarse. En este sentido, para
evaluar económica y socialmente, es necesario que la fase de preparación técnica
esté concluida. Sin embargo, la evaluación de los proyectos generalmente permite
tener herramientas de juicio sobre el dimensionamiento de !ps mismos y por lo tanto
volver sobre fases anteriores en la preparación del proyecto.
Para realizar una evaluación adecuada es necesaria información sobre:
24 Manual metodológico para la evaluación de proyectos de transmisión, subtransmislón y
distribución eléctrica, "Banco de Proyectos de inversión Nacional", Junio 1993
* ' 96
a) La situación existente actualmente tanto en relación con el consumo de los
usuarios o beneficiarios del proyecto como en relación con la oferta- o
suministro sin proyecto.
b) Los costos de inversión y operación de los proyectos.
c) Los beneficiarios'de los proyectos y sus características de consumo.
* Esta información debe tener un mayor o menor nivel de detalle dependiendo de ¡a
comptejidad dei proyecto qué se esté realizando.25
.2 CÁLCULO DE BENEFICIOS
Los proyectos eléctricos tienen, por lo general efecto sobre e! consumo y ¡a
eficiencia en la oferta del servicio. Se pueden determinar beneficios dados por:
-7 Reducción de pérdidas no técnicas de energía (negras).
V Reducción de pérdidas técnicas.
•7 Reducción de fallas.
:/ .Reducción de racionamiento programado.
s/ Ahorro de combustible de generación.
Cada- uno de estos elementos es independiente y se valora en forma diferente
dependiendo de si es un análisis económico o social. A continuación se describe
como se debe cuantificar el análisis beneficio - costo .para un programa de
reducción de pérdidas no técnicas.
25 Manual metodológico para la evaluación de proyectos de transmisión, subtransmisión y
distribución eléctrica, "Banco de Proyectos de inversión Nacional", Junio 1993
97
7.2.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS (NEGRAS)
Son atribuíbies a los usuarios que se conectan a la red de distribución sin efectuar
un pago por el servicio, o a usuarios que pagan por el servicio una fracción de la
tarifa impuesta. Usualmente las acometidas realizadas por usuarios fraudulentos
para obtener e! servicio, no son técnicamente apropiadas, causando un
incremento en las pérdidas físicas y un deterioro en la calidad del servicio
prestado. Cuando estos usuarios son legalizados, se presenta una reducción en
su consumo de potencia y energía, y posiblemente una reducción de pérdidas
físicas y una mejora en la regulación del voltaje.
Estos beneficios varían dependiendo del nivel de consumo de los usuarios
legalizados. Se consideran dos posibles efectos de la legalización:
Una reducción en la energía y potencia que anteriormente era comprada por la
empresa distribuidora para atender los usuarios fraudulentos y debido a una
reducción en el consumo de tales usuarios ya no es necesario comprar esta
cantidad reducida.
La facturación de la energía que anteriormente no se cobraba y que sigue siendo
consumida.
El beneficio para la sociedad está determinado por el ahorro de la energía y
potencia requerida por el sistema, debido a la disminución en consumo de los
usuarios ilegales. El costo social esta dado por la disminución del consumo de
estos usuarios y se valora con base en su disponibilidad a pagar por el servicio.26
Para !a facilidad del estudio de beneficio se ha considerado a los usuarios que
poseen breakers, medidores (en mal estado o dañados) y ganchos, teniendo en
cuenta que se puede caer en errores ya que no se han considerado los clientes que
a pesar que se los factura no pagan, por lo cual se han establecido porcentajes de
26 Man.ua! metodológico para la evaluación de proyectos de transmisión, subtransmisión y
distribución eléctrica, "Banco de Proyectos de inversión Nacional", Junio 1993
98
los usuarios que puedan caer en el acto de hurto de energía, y estos se detalla en la
siguiente tabla.
UsuarioBreakerMedidorGanchos
# total Porcentaje Muestra1997306
4377
48%10%
100%
95830
4377
•§f Para la elaboración de el estudio costo - beneficio en la Empresa Eléctrica
Esmeraldas se a considerado tres maneras de realizar este proyecto tomando en
cuenta que el porcentaje financiero en pérdidas no técnicas que tiene la empresa
esta en el valor de 41 %, !as cuales son:
a) Proyecto con costo de inversión bajo por parte de la Empresa Eléctrica.
b) Proyecto con financiamiento directo por parte de la Empresa Eléctrica.
c) Proyecto con financiamiento otorgado por créditos hacia la Empresa
Eléctrica.&
Para la realización de estos proyectos se ha considerado una tarifa fija la cual esta
vigente que es de S 0.08, y no se ha considerado el incremento que pueda existir en
esta.
Para realizar estos proyectos se considerara dar charlas o conferencias sobre lo que
se esta pretendiendo hacer en la empresa, de igual manera charlas de ética y moral
hacia los trabajadores, a fin de comenzar a concientizar desde las raíces propias de
la institución. Estas charlas también deben ser dadas a los ciudadanos tanto de
Colegios como Universidades.
%• Estas charlas pueden ser dadas por el mismo personal ejecutivo de la empresa o
por la contratación de especialistas.
De igual manera debería pedirse ayuda para la realización de estas campañas a las
Instituciones Publicas y Privadas a fin de que todos contribuyan al mejoramiento de
la Empresa Eléctrica Esmeraldas ya que esta es una de las pocas empresas en las
que puede encontrar la población plazas de trabajo.
yy
7.2.1.1 Proyecto con costo de inversión bajo¿7
Para ¡a realización de este proyecto la Empresa Eléctrica debe ser la que muestre
publicidad dirigida a una campaña de ahorro de energía, la cuai no se la realizaría
por los medios de comunicación, sino por medio de altavoces o pancartas
dispuestas en ios vehículos de ¡a empresa y en ias instalaciones de ia misma.
Tratando de esta manera de llegar al usuario.
Al realizar este tipo de propaganda la empresa tendría una inversión muy baja, pero
no se fíegaría a toda ía pobíacíón sino soio a la parte urbana por donde mas se
escucharía este anuncio y esta alrededor de un 10 al 15% del total de los usuarios
que realizan este acto ilícito y estos usuarios serian en gran parte los que no pagan
a tiempo sus planillas eléctricas debido a razones sociales, este plan se lo realiza a
un corto plazo máximo a 6 meses.
COSTO
El costo de esta campaña llegaría a un valor de $ 4 450
BENEFICIO
Debido a que esta campaña solo llegaría a usuarios que tienen planillas pendientes
ya sea que posean breakers o medidores, la recuperación de capital estimada en
pérdidas sería:
Para 10% $41 788.28
15% $62682.42
Motivo por el cual la relación costo - beneficio estaría en los siguientes rangos [8.39
- 13.09] se puede observar que la relación es alta, debido que existe un beneficio
que esta alrededor del 1000 %, pero el porcentaje monetario en pérdidas no
técnicas de energía no es muy bueno ya que se mantendrían en un valor cercano al
27 Ver cálculos en ANEXO 5
9
100
actual, ya que quedaría en un rango de [36% - 35.8%], lo que no es muy eficiente
en un programa de pérdidas no técnicas.
A continuación se presenta gráficamente como quedaría el balance financiero en la
Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas (EMELESA).
Balance financiero proyecto a corto plazo
-i -i no/Pérdidas técnicas 1 1 )U /0
48,6%
Recaudación
¿L o/, Cuentas por'4 /0 Cobrar
31,0%Hurto de
GRÁFICO CON DISMINUCIÓN DEL 10% DE PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
Balance financiero proyecto a cortoplazo
Pérdidas técnicas 11,0% 9,2% Cuentas por Cobrar
48,8%
31,0%
Hurto de energía
Recaudación
GRÁFICO CON DISMINUCIÓN DEL 15% DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENER'GÍA
101
7.2,1.2 Proyecto con finan cía miento directo por parte de la empresa eléctrica28
Para este proyecto la empresa debe correr con gastos de propaganda en algún
medio de comunicación, de preferencia el mas barato y que llegue a la mayoría
de los usuarios, se podría utilizar una radio ¡ocal la cual realice cuñas dirigidas
hacia la ciudadanía acerca de e! no hurto de energía y el pago a tiempo de las
planillas eléctricas, dando a conocer ias consecuencias que tiene este acto hacia
sus mismos bienes y hacia los bienes de la empresa. A más de esto dar
información paralela a aquellas personas que realizan este acto, acerca de las
facilidades que otorgaría la empresa para que estos sean legalizados y
debidamente facturados, y a aquellas personas morosas las facilidades de pago
que puede dar la institución a un mediano plazo pudiendo variar este período
según del número de planillas pendientes. Pudiendo de igua! manera dar
información por medio de hojas volantes. Este proyecto se lo realizaría a
mediano plazo en un tiempo de duración de 1 a 3 anos.
Con este proyecto se pretende llegar al 40% o 50% de la población con
problemas con una recuperación en el primer año del 20% y la restante en el
transcurso del tiempo.
COSTO
El costo de esta campaña tendría 3 valores diferentes cada año, al representar
estos rubros a valor presente obtenemos un costo de campaña de
Para 40% $102519.52
50% $ 114 120.99
Para obtener este capital la empresa debería pedir ayuda a ias Instituciones
Públicas y Privadas como ya se mencionó anteriormente, en un valor aproximado
2S Ver cálculos en ANEXO 5
102
del 40 % del capital, y el resto debería autofinanciarse la empresa de lo que
ingresa por facturación, de tal manera que e! proyecto este a mano de todos los
entes de dicha ciudad.
BENEFICIO
Al realizar un estudio detallado, tanto como proyección de demanda en tres años,
estimado a facturar en los 3 años de! proyecto se llego a la siguiente recuperación
de capital de igual manera teniendo los rubros de ingresos a valor presente:
Para 40 % $ 1 408 766.80
50% $1 775324.07
Motivo por el cual la relación costo - beneficio estaría en ios siguientes rangos
[12.74 - 14.56] el valor es alto, de ahí el porcentaje monetario en pérdidas no
técnicas quedaría en un rango de [22.9% - 18.5%], se puede apreciar que sigue
siendo un valor alto para un porcentaje de pérdidas no técnicas.
Con este proyecto se reducen las pérdidas no técnicas en un porcentaje
considerable, lo cual representa un ingreso monetario muy alto para los objetivos de
la empresa.
A continuación se presenta gráficamente como quedaría eE balance financiero en la
Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas (EMELESA).
103
Balance financiero proyecto a mediano plazo
Pérdidas técnicas11,00%
Recaudación
22,91%
Pérdidas no técnicas
66,09%
GRÁFICO CON DISMINUCIÓN DEL 40% DE PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
Balance financiero proyecto a mediano plazo
Pérdidas técnicas 11,00% 18i53o/o
Recaudación
Pérdidas no técnicas
70,47%
GRÁFICO CON DISMINUCIÓN DEL 50% DE PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
104
7.2,1.3 Proyecto con fínanciamiento otorgado por créditos hacia la empresa
eléctrica2
La institución debería realizar las siguientes gestiones:
Plantearse como objetivo recuperar un 80 a! 90% las pérdidas no técnicas de
energía (negras) a un tiempo de 5 años. Teniendo una recuperación anual variable
en el tiempo.
Para esto se ve necesario contratar una empresa o varias empresas de publicidad
que se encarguen de la propaganda que merece dicho problema, como es la
elaboración de anuncios publicitarios, afiches, anuncios por radio, prensa escrita y
televisión, según la necesidad que se desee llegar al usuario.
Formar un departamento de control de pérdidas para lograr soluciones eficientes. El
mismo que debe estar ligado directamente con el departamento técnico y comercial
que existe en la empresa, dando lugar a una mejor comunicación para poder
identificar al usuario que tiene problemas y tratar de solucionar lo mas pronto
posible.
Este departamento debería ser eí encargado de llevar un seguimiento a como va
evolucionando el control de pérdidas.
COSTO
•El costo de esta campaña tendría 3 valores diferentes cada año, al representar
estos rubros a valor presente obtenemos un costo de campaña de
Para 80% $431 056.48
90% $445487.55
Para el financiamiento de este proyecto la empresa, debería realizar gestiones en
los diferentes Organismos Nacionales e Internacionales o Bancas Privadas, y dar
29 Ver cálculos en ANEXO 5
105
a conocer el objetivo principa! para poder ser otorgado a la institución, además se
debería recurrir a! estado, por medio de¡ Fondo de Solidaridad, el cual es el actual
dueño mayoriíario de las Empresas Eléctricas del país.
A! resudar un estudio detallado, tanto ^omo proyección de demanda en cinco años,
estimado a facturar en !os 5 años del proyecto se llego a Is siguiente recuperación
de capital de igual manera teniendo los rubros de ingresos a valor presente:
Para 30% $2410323.90
90% $2834437.02
Motivo por el cual !a relación costo - beneficio estaría en ¡os siguientes rangos [4.5S
- 5.36] el valor de ia relación es bajo, pero el porcentaje monetario en pérdidas no
técnicas quedaría en un rango de [7.0% - 1.9%], lo cua! se podría decir que esta
campaña a largo plazo seria la mas eficiente para lo que respecta a la empresa.
Como se puede apreciar la reducción de pérdidas no técnicas se las disminuyó en
tal punto que entran en rangos aceptables, para !a operación norma! de una
Empresa Distribuidora, razón por la cual, este proyecto se debe tomar más en
cuenta para su realización. Debido a que sus valores podrían variar a beneficio de la
empresa ya que este proyecto abarcaría a toda la población de la Provincia de
Esmeraldas, las pérdidas tenderían a disminuir su valor,
A continuación se presenta gráficamente como quedaría el balance financiero en la
Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas (EMELESA).
106
Balance financiero proyecto a largo plazo
Pérdidas técnicas ' ,UU /o1 1,00% Pérdidas no técnicas
Recaudación 00%
GRÁFICO CON DISMINUCIÓN DEL 80% DE PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
Balance financiero proyecto a largo plazo
Pérdidas técnicasPérdidas no técnicas
11,00%1,93%
Recaudación 87,07%
GRÁFICO CON DISMINUCIÓN DEL 90% DE PERDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
107
8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
8.1 CONCLUSIONES
> La Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas en su afán de disminuir los
porcentajes de pérdidas de energía está ¡nvirtiendo una significativa
cantidad de dinero para la realización de estudios orientados básicamente
a la detección de las áreas críticas de la empresa, uno de estos estudios es
la depuración del catastro y codificación de los abonados por alimentador
en la ciudad de Esmeraldas, con el cual se logró detectar cuales eran las
áreas más conflictivas.
> Una vez detectadas estas áreas, proceder con la elaboración de planes
que estén enfocados principalmente a la disminución de pérdidas no
técnicas de energía (negras o hurto de energía eléctrica) ya que estas
^ pérdidas representan los porcentajes más elevados dentro del estudio
realizado en nuestro proyecto.
> Dentro del proceso modernizador de la Empresa Eléctrica Regional
Esmeraldas el problema de hurto de energía dejó de ser marginal y ahora
es prioritario para la actual administración, lo que permitió concretar el
siguiente estudio.
> Las Empresas Eléctricas del país registran porcentajes de pérdidas
técnicas y no técnicas de energía de alrededor del 18% al 40%, los niveles
tolerables son de! orden del 11% al 14%, donde el porcentaje de pérdidas
9 no técnicas debe ser cero. Esta ineficiencia de las Empresas Eléctricas se
ve reflejada en e¡ valor de las tarifas eléctricas.
> De los resultados obtenidos en el balance energético realizado para la
Empresa Eléctrica de Esmeraldas, el valor de pérdidas de energía es del
52% de la energía total medida, de la cual el 41% corresponde a pérdidas
no técnicas de energía, valor que contrasta con los valores presentados al
CONELEC.
108
> El costo de la energía no facturada por pérdidas no técnicas (pérdidas
negras) es el motivo por el que la empresa está en la quiebra.
> Además el excesivo porcentaje de pérdidas han conllevado a la empresa
a tener un déficit financiero que se ve reflejado en la falta de inversión en
nuevos proyectos y a un mejoramiento del servicio eléctrico.
> Una de las razones para los altos valores de pérdidas es debido a que no
existe comunicación entre los organismos públicos y privados hacia la
empresa, ya que con ia aparición de nuevas urbanizaciones estas no
solicitan el servicio eléctrico sino que concurren al hurto de energía
> Se ha observado que los principales problemas por los que se dan estos
altos valores de pérdidas de energía son: tanto las relaciones de orden
social, como las ligadas a la cultura propia que debería tener cada
organización empresarial, mientras no se logre involucrar a todos los
integrantes de la empresa; comenzando por los niveles superiores y
finalizando en los empleados de cualquier jerarquía y categoría, ya sea con
los directamente involucrados en la atención del problema, como con los
de las áreas de apoyo y servicios. No se obtendrán resultados significativos
por más espectaculares que sean las acciones que se realicen y los
procedimientos que se utilicen, si el personal no se integra a la solución del
problema.
> Los empleados de la Empresa Eléctrica de Esmeraldas pueden estar
involucrados directa o indirectamente en actos de fraude a la institución.
> Se ha detectado que la influencia política, en ciertas empresas ha originado
ía falta de compromiso con las metas de eficiencia empresarial, lo que se
ha traducido en la falta de apoyo especialmente en la parte comercial.
> De igual manera todos los proyectos orientados a la reducción de pérdidas
de energía deben realizarse por etapas: a corto, mediano y largo plazo, las
mismas que se plantean en el estudio de costo - beneficio.
1098.2 RECOMENDACIONES
> Generar una imagen corporativa de la Empresa Eléctrica Regional
Esmeraldas S. A. (EMELESA) como empresa solvente con visión
empresarial, creando planes estratégicos y operativos hacia metas de
mejoramiento de la calidad de servicio, en beneficio de la ciudad.
> Realizar una campana de sensibilización ciudadana para preservar la
empresa de servicio eléctrico ya que es parte del patrimonio de la ciudad.
Esta campaña que realice EMELESA debe estar orientada a una adecuada
difusión respecto al buen uso de la energía eléctrica.
> EMELESA en función de sus particulares características debe analizar la
conformación y dependencia estructural de las unidades de control de
pérdidas, brindándoles todo el apoyo para que realice una función eficiente
y autónoma. De igual manera sus departamentos tanto técnico como
comercial deben trabajar conjuntamente para que toda la información
concerniente a este problema muy grave, se lo resuelva lo mas rápido
posible.
> Dar prioridad a los alimentadores Norte y Pradera, ya que son los que
tienen el mayor porcentaje de pérdidas no técnicas de energía.
> También es imprescindible que se coloquen medidores electrónicos en
cada alimentador, ya que de esta manera se podrá obtener un mejor
control en la evolución de las pérdidas no técnicas de energía,
complementando este estudio con cálculos periódicos de balances
energéticos.
> Recuperar la cartera vencida, y cobrarla otorgando facilidades de pago a
corto o mediano plazo según el caso.
> Otorgar créditos a los consumidores para facilitar e! pago de acometidas y
medidores.
no
> El programa de reducción de pérdidas de energía debe ser difundido en
escuelas, colegios y universidades con el apoyo de entidades públicas y
privadasj dando a conocer que e! servicio eléctrico es un bien común y que
si existe hurto de energía no solo hace daño a la empresa sino a la
sociedad.
> Toda acción que tome EMELESA para 3a disminución de las pérdidas no
técnicas de energía, es recomendabie que esta lleve un exhaustivo control
sobre sus empleados, y s¡ estos están cometiendo algún acto ¡lícito tomar
las medidas correspondientes de acuerdo a los estatutos de la empresa.
> Realizar una campaña para concientizar al usuario, la cual debe dar una
imagen corporativa como empresa de servicios, eliminando la ingerencia
política en la gestión de la empresa, designando personal idóneo o
concesionar la empresa a administradores privados, para que de esta
manera el ciudadano se sienta obligado a pagar por el servicio prestado.
> Iniciar las actividades para la reducción de pérdidas de energía
programadas, siguiendo el cronograma presentado en el estudio costo -
beneficio.
> EMELESA debe conseguir los financiamientos para todos los proyectos
mediante créditos blandos otorgados por entidades financieras, bancarias u
organismos internacionales. Pero este financiamiento es muy difícil de
conseguir por la falta de apoyo que dan estas entidades af país debido a la
situación de este, sin embargo habrá que gestionar los préstamos
presentando planes sólidos de reducción de perdidas de energía.
111
9 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. MANUAL LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE PARA EL CONTROL DE
PÉRDIDAS TÉCNICAS "OLADE", DICIEMBRE 1993.
2. PÁGINA WEB DELCONELEC wwvv.coneiec.qov.ec
3. DATOS PROPORCIONADOS POR LA EMPRESA ELÉCTRICA
REGIONAL ESMERALDAS (Esmeraldas, Santas Vainas apartado 161)
4. ESTUDIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN LA CIUDAD DE ESMERALDAS
REALIZADO POR LA EMPRESA SERCONEL CÍA. LTDA. EN EL AÑO
2000
5. PÉRDIDAS DE ENERGÍA ING. MARIO L MARTIN, ING. ORLANDO H.
RAMATI, MONTEVIDEO URUGUAY 1991.
6. SEMINARIO INTERNACIONAL DE CALIDAD Y SEGURIDAD EN EL
SERVICIO ELÉCTRICO CIEEPl Octubre del 2002
7. ESTUDIO PARA EL CONTROL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EMPRESA
ELÉCTRICA LOS RÍOS C. A.
8. ESTUDIO DEL CATASTRO REALIZADO POR LA EMPRESA SERCONEL
CÍA. LTDA. PARA LA EMPRESA ELÉCTRICA ESMERALDAS EN EL AÑO
2002
9. MANUAL METODOLÓGICO PARA LA EVALUACIÓN DE PROYECTOS
DE TRANSMISIÓN, SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA,
"BANCO DE PROYECTOS DE INVERSIÓN NACIONAL" JUNIO 1993
112
10 ANEXOS
ANEXO 1
DEPURACIÓN DEL CATASTRO POR RUTAS
ANEXO 2
INFORMES ENTREGADOS A EMELESA DE CADA RUTA
ANEXO 3
PORCENTAJE DE ERROR EN FACTURACIÓN
PORCENTAJE DE PÉRDIDAS TÉCNICAS
RESUMEN FACTURACIÓN POR ALÍMENTADOR
ANEXO 4
BALANCE ENERGÉTICO DE LAS SUBESTACIONES SANTAS VAINAS Y
PROPICIA
PROYECCIÓN DE DEMANDA POR SUBESTACIONES AÑO 2003
ANEXO 5
CÁLCULOS REALIZADOS DEL ANÁLISIS COSTO BENEFICIO
COSTOS DE MEDIDORES
COSTOS DE TV
ANEXO 1
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EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S.A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 111
1. CAMBIOS DE SECUENCIA EN LA RUTA
N° Orden12
21222543447576133137138141152153
Referencia298296
43153311
250636888627022
463461
43146610
51282402692519825199
N° Anterior0003-000001-000023-000022-000028-000046-500046-000079-000077-000135-0001 36-500136-250139-550155-000156-00
N° Nuevo0001-000003-000022-000023-000025-500046-000046-500077-000079-000133-8001 36-250136-500138-800152-500152-80
2. ABONADOS SIN MEDIDOR (BRECKER O GANCHO)
N° Orden Referencia Breaker Directo Nombre Dirección
3. MEDIDORES DE 10 AMPERIOS QUE DEBEN CAMBIARSE
N° Orden35376572
Referencia329332456460
DirecciónLTeüo y H PadillaLTello y H PadillaBarbísotty y A GuerraCalle G y Barbisotty
4. MEDIDORES CON NÚMERO DIFERENTE AL DEL LISTADO
N° Orden Referencia N° Listado N° Encontrado
5. MEDIDORES FÍSICAMENTE DAÑADOS
N° Orden2063
Referencia747454
DirecciónL Tello LomaBarbisotty 503 y Valdez
SERCONEL CÍA. LTDA. JULiO, 2002
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S.A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 111
6. CLIENTES DEL LISTADO QUE NO APARECEN EN LA RUTA
Referencia
71276506
50528
N° FacturasPendientes
3120
7. MEDIDORES QUE ESTÁN EN LA RUTA PERO QUE NO CONSTANEN EL LISTADO
N° Orden120
N° Medidor9556824
Referencia
8. MEDIDORES QUE DEBEN SER REUB1CADOS
N° Orden125126
Referencia604
17486
9. ABONADOS CUYOS NOMBRES SE DEBEN COMPLETAR O CAMBIAR
N° Orden8
13183234406288
124134
Referencia803308305322315334453474599458
NombreEspaña Castro HerminioPalacios Montano RebecaIndeÜra Moran de GonzalesPante Todesco RiñoZambrano Alvarez FelipePalacios Rivera PaúlSoné Pata CarmenPérez Montano LincolnMarín Camino Luis FCarvache Reina Guido
RazónCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletarCompletar
10. MEDIDORES QUE SE VEN EN BUEN ESTADO, PERO QUE ESTÁN PARADOSA PESAR DE TENER CARGA
N° Orden59
141
N° Medidor Referencia451
40269
SERCONELCIA. LTDA. JULIO, 2002
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S.A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTAN0 11111. ABONADOS CUYO MEDIDOR HA SIDO RETIRADO
N° Orden1980
129
N° Medidor Referencia7
46733244
12. MEDIDORES CORTADOS
N° Orden Referencia
13. ACOMETIDAS HA SER CAMBIADAS
N° Orden Referencia Dirección
SERCONEL CÍA. LTDA. JULIO, 2002
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S.A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 111
Inconsistencia en Lecturas
N°11421232938446368747885889193
Referencia298307
43153314318331
27022454
61514462465
63699474
4095023885
N°9598107109113114121126144146148150154157161
Referencia504
17661515514
47088602598
1748618238618625627
252003092930932
Puertas Cerradas
N°6971
103162
Referencia440993597133554
478
DirecciónGuerra y BarbisottyCalle G y BarbisottyBarbisotty y MenguiPadilla y LTello
Abonados Morosos
N°
131
Referencia
29866431
N° PlanillasPendientes
77
SERCONEL CÍA. LTDA. JULIO, 2002
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EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S. A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 237
1. CAMBIOS DE SECUENCIA EN LA RUTA
N° Orden52839424852535861636774767879859399104120125134135141142159168176184187193195196200
Referencia461026463614165726680782705730292626740152625675044634053083530843356026152608273627352725272274479410362709546616484944257635752673267621979549306669654175
N° Anterior000050001100001900012130002505002800002750003000002998003100003810004150004360004355004300004715005200
. 005850006200007410008150008810009010009310009615011120011900012600013320013300003005014010000750014650
N° Nuevo000022000950001750002000002400002620002640002993003000003150003600004250004355004360004365004850005450005890006380007650008050008950008980009450009500011050011850012510013300013320014060014150014200014550
2. ABONADOS SIN MEDIDOR (BRECKER O GANCHO)
N" Orden
18
31
49
95
114
128
138
147
149
197
198
200
202
22
Referencia
2719
65959
54175
2663
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Directo
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1
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11
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Nombre
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Quiñonez Córdova Esperanza
Yepez Ortiz Carlos
Godoy Gonzales Rosa
Capurro Pachte Daniel
Castillo Moreno Rosa
Aguirre M ó nica
Iglesia Evangélica
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Castro Preciado Shírley
España Macías Mermen
Maldonado Blanchi
Rojas Moreíra Edüma
Dirección
Sucre y M.Cortez
Sucre y M. Cortez
Sucre 2213 y H López
F. Tello 4O3 y Sucre
Olmedo y Pabmino
Olmedo y Palomino
Olmeda y H LópezH La pez y Sucre
H López y Chone Entrada
Cortoz 307 ontre Sucio y Olmodo
Sucre y M. Cortez
Olmedo y 24 de Mayo
Olmedo y 24 de Mayo
Sucre y M. Cortez
SERCONELCIA.LTDA. JULIO , 2002
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S. A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 237
3. MEDIDORES DE 10 AMPERIOS QUE DEBEN CAMBIARSE
N° Orden27
Referencia2647
DirecciónSucre 903 y Perdomo
4. MEDIDORES CON NUMERO DIFERENTE AL DEL LISTADO
N° Orden Referencia N° Anterior N° Actúa I
5. MEDIDORES FÍSICAMENTE DAÑADOS
N° Orden100
Referencia25682
DirecciónF.Tello y Olmedo
6. CLIENTES DEL LISTADO QUE NO APARECEN EN LA REALIDAD
Referencia
42346429866969526887
N° FacturasPendientes
739
129
7. MEDIDORES QUE ESTÁN EN LA RUTA PERO QUE NO CONSTANEN EL LISTADO
N° Orden60
10919111
N° Medidor464038084790114110903348514
Referencia
8. MEDIDORES QUE DEBEN SER REUBICADOS
N° Orden34
212
Referencia4055346518
9. ABONADOS CUYOS NOMBRES SE DEBEN COMPLETAR O CAMBIAR
N° Orden1520
124
Referencia265526533854
NombreMoreno Arlo MíltonPerlaza Ramírez DorilaTello Vivas Aníbal
RazónCompletarCompletarCompletar
SERCONEL ClA. LTDA. JULIO . 2002
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S. A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 237
10. MEDIDORES QUE SE VEN EN BUEN ESTADO, PERO QUE ESTÁN PARADOSA PESAR DE TENER CARGA
N° Orden19305159646585919998135142
N° Medidor8518525465266735115627858592765
5610100348390
461337611892647122813879251037406786
Referencia595854448726305943124642452126152610273627374103654661
11. ABONADOS CUYO MEDIDOR HA SIDO RETIRADO
N° Orden ND Medidor Referencia
12. MEDfDORES CORTADOS
N° Orden5088
143
144146180
Referencia7199959358400361800127082681
13. ACOMETIDAS HA SER CAMBIADAS
N° Orden Referencia Dirección
SERCONEL CÍA. LTDA. JULIO , 2002
EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL ESMERALDAS S. A.DEPURACIÓN DEL CATASTRO
RUTA N° 237
Inconsistencias en Lecturas
ND1013273547697173778286100121125
Referencia461346172647224126334478226202619546025102826142568227242722
N°129137146154155a162164166171182185186184'208209
Referencia635422711270837727269926953325326922688219652674267526732325424747
Morosos
N°
4750717782868899
105119146
155a164175180195200209212
Referencia
2633719992620
5460251028
2614593582736
470023094027082699
3325326852681
54930541752474746518
N° PlanillasPendientes
226
42315
195
51958
1043326
18241236
SERCONEL CÍA. LTDA. JULIO , 2002
ANEXO 3
PORCENTAJE DE ERROR EN LA FACTURACIÓN
Para realizar este cálculo se tomo como referencia la energía facturada y la
recaudación realizada por la Empresa Eléctrica Esmeraldas en el año 2002,
despreciando las incongruencias que se pueden apreciar en este cuadro de
facturación.
MES
EN ERO 2002
FEBRERO 2002
MARZO 2002
ABRIL 2002
MAYO 2002
JUNIO 2002
JULIO 2002
AGOSTO 2002
SEPTIEMBRE 2002
OCTUBRE 2002
NOVIEMBRE 2002
DICIEMBRE 2002
TOTAL
TOTAL
RECAUDADO
$ 703 323.28
$ 867 786.42
,/ $3 101 480.12
$ 575 436.43
$ 859 738.72
$814280.71
$916389.22
$ 1 355917.24
$771 567.18
* - $ 1-382721.18
$770926.10
$ 1 178 159.47
$9812 172.34
TOTAL
FACTURADO
$ 949 368.44
$ 918 190.59
, $939241.97
$ 961 704.57
$ 1 072416.36
$ 1 129359.21
$ 1 077 557.35
$ 1 078176.69
$ 1 073 744.87
$1 323617.17
$ 1 212317.20
$ 1 417513.75
$ 7 457 607.53
% ERROR EN
FACTURACIÓN
26%
5%
-/ ^230% '*
40%
20%
28%
15%
-26%
28%
-4%
36%
17%
26%
ERROR EN LA FACTURACIÓN 24 %
PORCENTAJE DE PERDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA
Este dato fue tomado del estudio realizado por Serconel Cía Ltda. en el año
2000, por lo que los resultados obtenidos en dicho estudio se presentan en e!
siguiente resumen.
Energía total ingresa al sistema [kWh]
Demanda máxima del sistema [MW]
Energía total facturada [kWh]
Autoconsumo [kWh]
Refacturación y servicios ocasionales [kWh]
Pérdidas totales en energía [kWh]
Factor de carga
SUBSISTEMA
Subíransmisión
Sistema Primario
Núcleo de Trafos
Cobre de Trafos
Sistema secundario
Aporte acometidas y
medidores
Total pérdidas técnicas
...
21310725
51.68
16118745
46338
220926
4924716
0.57
PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE EMELESA '
RESULTADOS
Demanda
kW
643
630
462
804
2078
258
4875
Energía
kWh
298333
176532
332439
240150
519654
1065547
1673661
SISTEMA INDIVIDUAL
Demanda
%
1 .24 %
1 .52 %
1.13%
1 .98 %
5.27 %
0.50 %
11 %
Energía
%
1.40%
1 .00 %
1.90%
1 .37 %
3.07 %
0.50 %
9.24 %
SISTEMA GLOBAL
Demanda
%
1 .24 %
1.22%
0.89 %
1 .56 %
4.02 %
0.50 %
9.43 %
Energía
%
1 .40 %
0.83 %
1.56%
1.13%
2.44 %
0.50 %
7.85 %
RESUMEN DE FACTURACIÓN DE LOS MBSES DE ENERO, FEBRERO
MARZO DEL AÑO 2003 POR ALIMHNTADOR EN kWh
DIRECCIÓN COMERCIAL
RESUMEN DE FACTURACIÓN POR ALIMENTADOR EN kWh
CONSUMO
653
,531,737
69K REFINERÍA. Y SUBESTACIÓNPETROCOMERCIAL
AMENTADORES
ALUMBRADO PUBLICO POR ALIMENTADOR EN LA CIUDAD DE
ESMERALDAS
ENERGÍA CONSUMIDA POR ALUMBRADO PUBLICO EN LA CIUDAD DE ESMERALDAS
S/E ALIMENTADORES
S/E SANTAS VAINAS
C. SUCREC. OLMEDOSUR CHICOBALAONORTETOTAL
S/E PROPICIA
TOL1TA ( V. PETROECUADOR)AEROPUERTOSUR GRANDEVICHETOTAL
S/E LAS PALMAS
LAS PALMASPUERTO PESQUEROTOTAL
TOTAL
POTENCIA[kW]
128273,5249052,1255510,3166902,1118421,5
339247,8194001,9300783,5164304,61285320
41060164788,3
475389,3
2723868,8
ENERGÍA[kWh]
46178,46105585,7691983,70860084,75642631,74
122129,2169840,684108282,0659149,656462715,2
147816,3623323,788171140,15
980592,77
ENERGÍA*[kWh]
42560,4297564,8384776,8755377,1739291,58
112560,564368,7399798,2754515,34
426461,91
136235,0921496,39
157731,48
903764,28
FACTOR APLICADO A LAS LUMINARIAS 0,92165097
ANEXO 4
BALANCE ENERGÉTICO DE LA SUBESTACIÓN SANTASVAINAS
ENERGÍA [kWh]
OLLJ
UJ
FE
BR
ER
O
ONCE
CENTROSUCRECENTROOLMEDOSUR CHICOBALAONORTE
PROMEDIO
MEDIDA
980100
1385780
15461603984381431100
5343140
FACTURADA
349884
576763
58755738383176289
1 690493
LUMINARIAS
42560
97564
847765537739291
264191
PÉRDIDAS
587656
711453
8738273046781215520
3388456
PÉRDIDAS
60.0%
51.3%
56.5%76.5% ;. :
84.9%
63.4%
CENTROSUCRECENTROOLMEDOSUR CHICO
BÁLAO
NORTE
PROMEDIO
903540
1269400
1418560
V 360583
1299980
4891480
586209
678273
715313
839739
287383
2267178
42560
97564
84776
'55377-
39291
264191
274771
493563
618471
-534533*
973306
2360111
30.4%
38.9%
43.6%
--148.2%
74.9%
48.2%
CENTROSUCRECENTROOLMEDOSUR CHICOBALAO" ' -•NORTE
PROMEDIO
964040
1409100
1560900
422281 '
1425380
5359420
563455
686740
707653
' 265084
288320
2246168
42560
97564
84776
55377 ~ '
39291
264191
358025
624796
768471-101820
1 097769
2849061
37.1%
44.3%
49.2%
' 24.1%
77.0%
53.2%
GRÁFICOS DE ENERGÍA FACTURADA Y MEDIDA EN CADA ALIMENTADOR
C E N T R O S U C R E
1 2 0 0 0 0 0 -,
1 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0 -
6 0 0 0 0 0 -
4 0 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0 H
O
E N E R O F E B R E R O M AR 20
C1M ED ID A
Q F A C T U R A D A
C E N T R O O L M E D O
1 6 0 0 0 0 0
1 4 0 0 0 0 0
1 2 0 0 0 0 0
1 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0
6 0 0 0 0 0
4 0 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0
O
E N E R O F E B R E R O M A R Z O
OM ED ID A
E I F A C T U R AD A
1 8 0 0 0 0 0
1 6 0 0 0 0 01 4 0 0 0 0 0
1 2 0 0 0 0 01 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0
6 0 0 0 0 0
4 0 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0O
E N E
S U R C H IC O
R O F E B R E R O M A R Z O
OM ED ID AO D F A C T U R A D A
1 6 0 0 0 0 0
1 4 0 0 0 0 0 -
1 2 0 0 0 0 0
1 0 0 0 0 0 0
8 0 0 0 0 0
6 0 0 0 0 0
4 0 0 0 0 0
2 0 0 0 0 0
O
N O RTE
E N E R O F E B R E R O M A R Z O
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [kWh]
Oa:LJJzLÜ
OK.LJJ01mLJJÜ_
MA
RZ
O
CENTROSUCRECENTROOLMEDOSUR CHICO
BALAO
NORTE
PROMEDIO
TOTALES
587656
711453
873827
304678
1215520
3388456.00
11%
TÉCNICAS
107811
152435.8
170077.6
43828.18
1 57421
587745.40
NO TÉCNICAS
479845
559017.2
703749.4
260849.82
1058099
2800710.60
$ 0.08
COSTO
38387.60
44721.38
56299.95
20867.99
84647.92
S/. 224,056.85
CENTROSUCRECENTROOLMEDOSUR CHICO
BALAO
NORTE
PROMEDIO
274771
493563
618471
-534533
973306
2360111,00
99389,4
139634
156041,6
39664,13
142997,8
538062,80
175381,6
353929
462429,4
-574197,13 \2
1 822048,20
14030,53
28314,32
36994,35
-45935,77, , •
66424,66
S/. 145.763,86
CENTROSUCRECENTROOLMEDOSUR CHICOBALAO..
NORTE
PROMEDIO
358025
624796
768471
• 101820 ...
1097769
2849061,00
106044,4
155001
171699
46450,91 .'•
156791,8
589536,20
251980,6
469795
596772
' 55369,09
940977,2
2259524,80
20158,45
37583,60
47741,76
4429,53. .
75278,18
S/. 180.761,98
GRÁFICOS DE PERDIDAS DE ENERGÍA TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS POR
ALJMENTADOR
•* 3 0 0 0 0 0 -
2 0 0 0 0 0 -
™:.•si
_ i-_
:~~Eh
%m«WWW
ER 0
C E N T R O S U C R E
1i
O T O T A L E S
13?;
F E B R E R O M A R Z O
8 0 0 0 0 0 -n
j=
"* 3 0 0 0 0 0 •
C E N T R O O L M E D O
- =~
—£-~~~-
-SSZ;
•"_- Su-
'¿i-
_T_~ ®é&<
1^ "
-tr-- .
. ^
TSK
sSs TZ~
•~
* E"-
^™^^T
™s. TWJ"
E N E R O F E B R E R O M A R Z O
D T O T A L E S
CUTEC N IC ASCUNO T É C N I C A S
1 0 0 0 0 0 0 -
7 0 0 0 0 0 -
S U R C H IC O
>I.-2™
ss=s
^w
is™
^s:«wá3-=ri=
— 1J
,
s
'SK
nJI!¿Ü
-——
^
•>*»<»»
„^ssr.T^"
aSí-tsar
s
ES83K
— i L D T O T A L E S
1 E 3 T E C N I C A S
— - E N O T É C N I C A S
E N E R O F E B R E R O M A R Z O
NORTE
1500000 -j
1000000 -
500000
FEBFÍERO MARZO
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [kWh]
EN
ER
O
Oce.tuK.CQtuLJ_
MA
RZ
O
CENTROSUCRECENTROOLMEDO
SUR CHICO
BALAO
NORTE
PROMEDIO
NOTÉCNICAS
kWh
479845
559017,2
703749,4
260849,82
1 058099
AUTOCONSUMO
kWh
50
50
50
50 .
50
$0,08
COSTO
4,00
4,00
4,00. 4,00
4,00
S/, 16,00
ERROR ENFACTURACIÓN
24%
KWh
83972,16
138423,12
141013,68
9211.92
42309,36
$ 0,08
COSTO
6717,8
11073,8
11281,1
737,0
3384,7
S/. 32,457,47
ROBO DE ENERGÍA
kWh
395822,84
420544,08
562685,72
-251587,9
1015739,64
$ 0.08
COSTO
31665,8
33643,5
45014,9
20127,0
81259,2
S/. 191.533,38
CENTROSUCRECENTROOLMEDO
SUR CHICO
BALAO '
NORTE
PROMEDIO
175381,6
353929
462429,4
-574197,13
830308,2
50
50
50
50, ,50
4,00
4,00
4,00
4,00
4,00
S/. 16,00
140690,16
162785,52
171675,12
201537,36
68971,92
11255,2
13022,8
13734,0
16123,0 -;5517,8
S/. 43.529,82
34641,44
191093,48
290704,28
-775784,49
761286,28
2771,3
15287,5
23256,3
-62062,8 : .
60902,9
SI. 102.218,04
CENTROSUCRECENTROOLMEDO
SUR CHICO
BALAO' .
NORTE
PROMEDIO
25.19.80,6
469795
596772
.55369,'09
940977,2
50
50
50
"so.: :50
4,OQ
4.QQ
4,00
:: '-4,00
4,00
S/. 16,00
135229,20
164817,60
169836,72
63620,16
69196,80
10818,3
13185,4
13586,9
: 5089,6. .
5535,7
S/. 43.126,43
116701,4
304927.4
426885,28
-8301,07
871730,4
9336,1
24394,2
34150,8
• -664,1 .
69738,4
SI. 137.619,56
GRÁFICOS DE DESGLOCE DE PERDIDAS DE ENERGÍA NO TÉCNICAS,
ERROR EN FACTURACIÓN Y HURTO DE ENERGÍA POR ALIMENTADOR
.c~-
~ -
-— ,
-
E
CENTRO SUCRE
' . . . . - . .!
. . . • . . - • • ' • • • ' - - - • . . . . . . . . . ENOTÉCNICAS
• • •• ' p — ,~- " 0CUFNTAS POR COBRAR
Wlt • ,'.r:r.'í lU&g - '-£& M*íí
JERO FEBRHRO NVVRZO
800000 -,
600000
f 400000.
200000
O
CENTRO OLM BX)
E JERO FEBRERO WVRZO
DNOTECNCAS
0 CUECAS POR COBRAR
DHURTO
1000000 -.
^ 600000 •3^ 400000 -
SUR CHICO
~ir^s==-
gCL.9
i
^x™-
j.j mENERO FEBRERO
-3TÍ-
~^r
—M- U
~
IvíARZO
El NO TÉCNICAS
E3CUE NT ASPOR COBRAR
D HURTO
WORTE
800000 •j=
» «
-_
-_^-_
—-J=-
1
8
-
-_™ n
-
-c~ ÍÍ __
ENERO FEBRERO MARZO
QNOTEOJCAS
O CUENTAS POR COBRAR
n HURTO
BALANCE ENERGÉTICO DE LA SUBESTACIÓN LAPROPICIA
ENERGÍA [kWh]
O
LU
LLI
FE
BR
ER
OM
AR
ZO
TOLITAAEROPUERTOSUR GRANDE
VICHEPRADERA
PROMEDIO
MEDIDA
8077001 0008001308900-•5147001128700
4246100
FACTURADA
276840217742345478
. 9985149859
989919
LUMINARIAS
11256064368997985451595219
371945
PÉRDIDAS
418300718690863624450200883622
2884236
PÉRDIDAS
51 ,8%71,8%66,0%87,5%78,3%
67,9%
TOL1TA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
664000
860500
1 094500
409500
951700
2906700
579759
313330
793079
1616519
300177
1406586
112560
64368
99798
54515
95219
259385
-28319
482802
201 623
' -1261534
556304
1240729
-4,3%
56,1%
18,4%
, -308,1%
58,5%
42,7%
TOLITA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
785500
1002100
1160200
504400
998946
3946746
526862
304286
783743
1527510
322473
1 937364
112560
64368
99798
54515
95219
371 945
146078
633446
276659
-1077625
581254
1 637437
1 8,6%
63,2%
23,8%
-21 3,6%
58,2%
41,5%
GRÁFICOS DE ENERGÍA FACTURADA Y MEDIDA EN CADA ALIMENTADOR
TOLITA
1000000 -i
800000 •
600000 •
400000 -
200000 -
ENERO FEBRERO MARZO
1200000 i
1000000 -
800000 -
600000 -
400000 -
200000 -
O
AEROPUERTO
ENERO FEBRERO MARZO
SUR GRANDE
FEBRERO fv^RZO
1200000 -i1000000 -
800000 -
600000 -
400000 -200000 -
PRADERA
ENERO FEBRERO MARZO
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [kWh]
EN
ER
OF
EB
RE
RO
MA
RZ
O
TOLITA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
TOTALES
418300
718690
863624
450200
883622
2884236,00
11%. TÉCNICAS
88847
1 1 0088
143979
56617
124157
1
467071,00
NO TÉCNICAS
329453
' 608602
71 9645
393583
759465
2417165,00
$ 0.08
COSTO
26356,24
48688,16
57571 ,60
31486,64
60757,20
SI. 193.373,20
TOLITA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE 'V '
PRADERA
PROMEDIO
-28319
482802
201623
••"/ -1261534
556304
1240729,00
73040
94655
120395
^45045
104687
319737,00
-101359
388147
81228
/:-! 306579
451617
920992,00
-8108,72
31 051 ,76
6498,24
'" -104526,32
36129,36
SI. 65.570,64
TOLITA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
146078
633446
276659
-1077625
581254
1637437,00
86405
110231
127622
55484
109884,06
434142,06
59673
523215
149037
-1133109
471369,94
1203294,94
4773,84
41 857,20
11922,96
-90648,72
37709,60
S/. 96.263,60
GRÁFICOS DE PERDIDAS DE ENERGÍA TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS POR
ALIMENTADOR
500000 -,
400000 -
-100000 -
TOUTA
W£¿•¿¿ffiSi
r-izm
=j£=~í
—
w$EMEPf
1*? ??*1 J -\n
•T^ i»] 1
IAR2O
n TOTALES
D TÉCNICAS
n NO TÉCNICAS
800000 -|
AEROPUERTO
— —
• .
- -
£S&'
— _
"-__J-
1—
— --
- -«?
ENERO FEBRERO MARZO
D TOTALES
Q TÉCNICAS
n NO TÉCNICAS
1000000 -,
800000 -
SUR GRANDE
—
--..
-~íT_
^S,
T rr lEuU ctv
' '
ENERO
"~r S^ tí] [
FEBRERO
.-~- —^ I
MARZO
B TOTALES
S TÉCNICAS
D NO TÉCNICAS
1ÜOOOÜO -,
200000 •
PRADERA
_«—
~~
--—
~_
*«i'jr? f¿ti*tK-
ENERO FEBRERO
i-
— •áMortf-
MARZO
D TOTALES
[3 TÉCNICAS
D NO TÉCNICAS
PÉRDIDAS DE ENERGÍA [kWh]E
NE
RO
FE
BR
ER
OM
AR
ZO
TOL1TA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
NOTÉCNICAS
kWh
329453
608602
719645
393583
759465
AUTOCONSUMO
kWh
50
50
50
' 50
50
$0,08
COSTO
4,00
4,00
4,00
4,00
4,00
SI. 16,00
ERROR ENFACTURACIÓN
24%
KWh
66441,6
52258,08
82914,72
. 2396,4
35966,16
$0,08
COSTO
5315,3
4180,6
6633,2
' 191,7
2877,3
S/. 19.006,44
ROBO DE ENERGÍA
kWh
262961 ,4
556293,92
636680,28
. 391136,6
723448,84
$0.08
COSTO
21036,9
44503,5
50934.4
•; 31290,9
57875,9
SI. 174.350,76
TOLITA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
-101359
388147
81228
, -1306579
451617
50
50
50
50
50
4,00
4,00
4,00
4,00
4,00
S/. 16,00
139142,16
75199,2
0
387964,56
72042,48
11131,4
6015,9
0,0
3103-7,2
5763,4
57.22.910,71
-240551,16
312897,8
81178
-1694593,56
379524,52
-19244,1
25031,8
6494,2
-135567,5
30362,0
SI. 42.643,93
TOLITA
AEROPUERTO
SUR GRANDE
VICHE
PRADERA
PROMEDIO
59673
523215
149037
- -11331 09
471369,94
50
50
50
',- 50
50
4,00
4,00
4,00
- - 4,00
4,00
SI. 16,00
126446,88
26455,44
0
366602,4
77393,52
10115,8
2116,4
0,0
' 29329,2
6191,5
S/. 18.423,67
-66823,88
496709,56
148987
-1499761,4
393926,42
-5345,9
39736,8
11919,0
-119980,9
31514,1
Si. 77.823,93
GRÁFICOS DE DESGLOCE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA NO TÉCNICAS,
ERROR EN FACTURACIÓN Y HURTO DE ENERGÍA POR ALMENTADOR
400000 -,
200000
O
-200000
-400000 J
TOLITA
JRE'ÍO MARZO
ENOTÉCNICAS
Q CUBETAS POR COBRA R
D HURTO
800000 T
600000
400000
200000
O
AEROPUERTO
ENERO FEBRERO
D NO TÉCNICAS
0 CUENTAS POR COBRAR
DHURTO
SUR GRANDE
j=
.a:
200000 -
^™-
ii 'iÜc
mr -gc^
'
-
atóíES
i
i
i H
H fT¿^ 1 ' I 1 í -~¿;¿H E
ENERO FEBRERO NV\RZO
HNOTK>aCAS
m CUENTAS POR COBRAR
D HURTO
800000 -
600000 -
f 400000 •.x
200000 -
—
s
"TÍ
'-.
^1•~3g*
PRADERA
5
...,.: .
swi í
E NO TÉCNICAS
0 CUENTAS POR COBRAR
D HURTO
ENERO FEBRERO MA.RZO
PROYECCIÓN DE DEMANDA PARA LAS SUBESTACIONES SANTAS
VAINAS Y PROPICIA EN EL AÑO 2003
Proyección demanda S/E Propicia
AAC\r\0 -
r- /innn
<J oonn
Qcnn -o-inn -
i\ — ™.
\ /' -^_/x'w ^
0 5 10 15
año 2003
Prc
6000 -i
£ 4000 -
* 2000 -
0 -
c
>yección demanda S/E SantasVainas
-._— -^ ^ ^__^
i i ¡) 5 10 15
año 2003
ANEXO 5
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A CORTO PLAZO
BREAKERSMEDIDORESGANCHOS
# USUARIOS
1997306
4377
TIPO TARIFA
FIJA
HURTO DE ENERGÍA
CUADRO FINANCIERO DE PERDIDAS
%
48%
10%100%
958,5630,6
43775366,16
TARIFA 0,08kWh-MES
616,59
USD MES
$ 70,41$ 70,41$ 49,33
TOTAL ANUALcxc
$ 835.765,64
HURTO
$ 2.590.873,47
Sí. 3.426.639,11
] RECAUDACIÓN TOTAL
| Porcentaje de pérdidas
)E PERDIDAS [10%
| S/. 8.358.656,00 (
| 41,0% |
1 15% |
TIEMPO DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS 6 MESES
COSTOS DE INVERSIÓN
CartelesEquipo de ComunicaciónMano de obraMateriales varios
$ 200,00$ 4.000,00
$ 200,00$ 50,00
total anual S/. 4.450,00
BENEFICIO
Recuperación por breakersRecuperación por medidores
10%S 40.495,55$1.292,73
15%$ 60.743,32$1.939,10
| 541.788,28
RELACIÓN COSTO -BENEFICIO
$ 62.682,42
10%
8,39
15%13,09
Reducción financieraPorcentaje financiero
de pérdidas no técnicasactual de pérdidas no técnicas
$ 3.380.400,8340,4%
$ 3.359.506,6940,2%
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A MEDIANO PLAZO
BREAKERSMEDIDORESGANCHOS
# USUARIOS
1997306
4377
TIPO TARIFA
FIJA
HURTO DE ENERGÍA
%
48%10%
1 00%
958,5630,6
43775366,16
TARIFA 0,08kWh-MES
616,59
USD MES
S 70,41$ 70,41$49,33
TOTAL ANUAL
C X C
S 835.765,64
HURTO
S 2.590.873,47
SI. 3.426.639,11
RECAUDACIÓN TOTAL S/. 8.358.656,00
Porcentaje de pérdidas 41,0%
OBJETIVO DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS
TIEMPO DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS
40%
1 A 3 ANOS
50%
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 1
Publicidad en radioSueldos personal informativoCartelesHojas volantes
$ 300,00S 1.800,00S 200,00$ 100,00
# pagos3
1213
7 cuñas diarias al mes fijo
total$ 900,00
321.600,00$ 200,00S 300,00
$ 23.000,0010 personas en información
MedidoresBreakers
$46,85$15,00
20% 25%198875
2471094
variable
$ 9.268,43$13.131,00S 22.399,43
$ 11.585,54$16.413,75S 27.999,29
ANO 1% disminución de pérdidasNúmero de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
20%
1073$ 707.727,25
$ 2.718.911,8632,53%
25%
1342$ 884.659,06
$2.541.980,0530,41%
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 2
Publicidad en radioSueldos persona! informativoCartelesHojas volantes
$ 300,00$ 1.800,00$ 200,00$100,00
# pagos31213
7 cuñas diarias al mes fijo
total$ 900,00
$21.600,00$ 200,00$ 300,00
$23.000,00
10 personas en información
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A MEDIANO PLAZO
MedidoresBreakers
$ 46,85$15,00
13% 17%
129569
168744
variable
$ 6.024,48$8.535,15
S 14.559,63ANO 2
Proyección dinero a facturarDinero debido a pérdidas
% disminución de pérdidas
$8.499.413,94
$2.761.444,93 $2.581.745,30
Número de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
13%
698S 460.022,71
$2.301.422,2227,11%
17%912
$601.568,16$1.980.177,14
23,33%
$7.878,16$ 11.161,35$ 19.039,51
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 3
Publicidad en radioSueldos personal informativoCartelesHojas volantes
$ 300,00$ 900,00$200,00$ 100,00
# pagos312
1
3
7 cuñas diarias al mes fijo
total$ 900,00
S 10.800,00$ 200,00$ 300,00
$ 12.200,005 personas en información
MedidoresBreakers
$ 46,85$ 15,00
7% 8%69
30679
350variable
$ 3.243,95$ 4.595,85$ 7.839,80
$ 3.707,37$ 5.252,40$ 8.959,77
ANOS
Proyección dinero a facturarDinero debido a pérdidas
S 8.931.662,50
2.421.312,79 $2.083.332,72
% disminución de pérdidasNúmero de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
7%376
$ 247.704,542.173.608,25
24,34%
8%
429$ 283.090,901.800.241,82
20,16%
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A MEDIANO PLAZO
TABLA DE INVERSIÓN Y BENEFICIO A VALOR PRESENTETASA DE RETORNO 18%
INVERSIÓNBENEFICIO
ANO 1
$ 45.399,43$ 707.727.25
E 50.999,29$ 884.659,06
ANO 2
$ 44.320,36 $ 49.606,63$ 542.826,80 $ 709.850,43
INVERSIÓNBENEFICIO
ANOS
$ 12.799,73$ 158.212,75
$13.515,08$ 180.814,57
TOTAL 40% 50%
COSTOBENEFICIO
5 102.519,52$1.408.766,80 ,
S 114.120,99M- 775.324,07
¡RELACIÓN COSTO - BENEFICIO 12,74 | 14,56
Reducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero actual de pérdidas no técnicas
$1.915.352,78
22,9%$1.548.795,52
18,5%
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A LARGO PLAZO
BREAKERSMEDIDORESGANCHOS
# USUARIOS
1997306
4377
TIPO TARJFA
FIJA
HURTO DE ENERGÍA
%
48%10%1 00%
958,5630,64377
5366,16
TARIFA 0,08kWh-MES
616,59
USD MES
SI. 70,41SI. 70,41SI. 49,33
TOTAL ANUAL
C X C
3 835.765,64
HURTO
5 2.590.873,47
$3.426.639,11
I RECAUDACIÓN TOTAL
| Porcentaje
PÉRDIDAS
de pérdidas ]
¡80% 90%
S 8.358.656,00 |
41,0% |
TIEMPO DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS SANOS
1• 1 " r
A
,W'* »¿
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 1
Publicidad en radioSueldos personal informativoCartelesStickersPublicidad en televisión
Publicidad en prensa escritaDpío controlEmpresa de publicidadConferenciasHojas volantes
$ 300,00$ 7.200,00S 200,00
33.000,00$ 1.360,00$3.010,00$201,00
S 1.600,00$20.000,00$ 1.000,00$100,00
# pagos3
12
113
21212
1
13
fijo
total$ 900,00
$ 86.400,00$ 200,00
33.000,00$ 4.080,00$ 6.020,0032.412,00
S 19.200,00$ 20.000,00$ 1.000,00$ 300,00
$ 143.512,00
7 cuñas diarias al mes20 personas en información26 cuñas al mes de 30 seg c/u en series de lunes a viernes26 cuñas al mes de 20 seg c/u, fines de semana y de lunes a viernespublicación cada domingo pagina entera B/NSueldos destinados a 2 Ingenieros y 2 ayudantes
MedidoresBreakers
S 46,85S 15,00
35% 45%346
1532445
1970variable
316.219,75$22.979,25$39.199,00
S 20.853,97$29_.544,75.$50.398,72•*;
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A LARGO PLAZO
ANO 1% disminución de pérdidas
Número de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
35%
1878S 1.238.522,6932.188.116,42
26,18%
45%
2415$ 1,592.386,32$ 1.834.252,79
21,94%
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 2
Publicidad en radioSueldos personal informativoCartelesStickersPublicidad en televisión
Publicidad en prensa escritaDpto controlEmpresa de publicidadConferenciasHojas volantes
5 300,0053.600,005 200,00
$ 3.000,00$ 1.360,0033.010,005201,00
S 1.600,00$20.000,00S 1.000,00S 100,00
# pagos3
12112212
12113
fijo
totalS 900,00
S 43.200,005200,00
$ 3.000,00$ 2.720,00S 6.020,0052.412,00
S 19.200,00S 20.000,00$ 1.000,00S 300,00
S 98.952,00
7 cuñas diarias al mes10 personas en información26 cunas al mes de 30 seg c/u en series de lunes a viernes26 cuñas al mes de 20 seg c/u, fines de semana y de lunes a viernespublicación cada domingo pagina entera B/NSueldos destinados a 2 Ingenieros y 2 ayudantes
MedidoresBreakers
S 46,85$ 15,00
20% 25%198875
2471094
variable
S 9.268,43$ 13.131,00$ 22.399,43
S 11.585,54S 16.413,75$ 27.999,29
ANO 2
Proyección dinero a facturarDinero debido a pérdidas
$8.489.413,94S 2.222.346,04 $ 1.862.946,78
% disminución de pérdidas
Número de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
20%1073
S 707.727,2531.514.618,79
17,84%
25%1342
5 884.659,06S 978.287,7111,52%
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A LARGO PLAZO
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 3
Publicidad en radioSueldos personal informativoCartelesStickersPublicidad en televisión
Publicidad en prensa escritaDpto controlEmpresa de publicidadConferenciasHojas volantes
$ 300,00$1.440,00$ 100,00
$ 1.000,00S 1.360,00$3.010,00$201,00
$ 1.600,00520.000,00$1.000,00$ 100,00
# pagos31211118
12113
fijo
totalS 900,00
$ 17.280,00$ 100,00
S 1.000,00S 1.360,00$ 3.010,00$ 1.608,00$ 19.200,00$ 20.000,00$ 1.000,00S 300,00
$ 65.758,00
7 cuñas diarias al mes8 personas en información26 cuñas al mes de 30 seg c/u en series de lunes a viernes26 cuñas al mes de 20 seg c/u, fines de semana y de lunes a viernespublicación cada domingo pagina entera B/NSueldos destinados a 2 Ingenieros y 2 ayudantes
MedidoresBreakers
$ 46,85S 15,00
12% 8%119525
79350
variable
$5.561,06$ 7.878,60
S 13.439,66
$ 3.707,37$ 5.252,40S 8.959,77
ANOS
Proyección dinero a facturarDinero debido a pérdidas
S 8.931.662,50$ 1.593.521,52 $ 1.029.250,75
% disminución de pérdidasNúmero de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
12% 8%
644S 424.636,35
$1.168.885,1713,09%
429S 283.090,90$746.159,85
8,35%
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A LARGO PLAZO
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 4
Publicidad en radíoSueldos personal informativoCartelesStickersPublicidad en televisión
Publicidad en prensa escritaDpto controlEmpresa de publicidadConferenciasHojas volantes
S 300,00
$ 900,00
$0,00
S 500,00
S 1.360,00
$3.010,00
$201,00
$ 1.600,00$ 20.000,00S 1.000,00$ 100,00
# pagos312111112
12
1
13
fijo
total$ 900,00
$10.800,00
$0,00
$ 500,00
$ 1.360,00S 3.010,00
$ 2.412,00
$ 19.200,00$ 20.000,00$ 1.000,00$300,00
$ 59.482,00
7 cuñas diarias al mes5 personas en información26 cuñas al mes de 30 seg c/u en series de lunes a viernes26 cuñas al mes de 20 seg c/u, fines de semana y de lunes a viernespublicación cada domingo pagina entera B/NSueldos destinados a 2 Ingenieros y 2 ayudantes
MedidoresBreakers
$ 46,85S 15,00
7% 6%69
30659
263variable
$ 3.243,95$ 4.595,85S 7. 839,80
$ 2.780,53$ 3.939,30S 6.719,83
ANO 4
Proyección dinero a facturarDinero debido a pérdidas
S 9.323.890,621.220.216,00 $ 778.926,97
% disminución de pérdidasNúmero de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
7%376
S 247.704,54$972.511,46
10,43%
6%
322
$212.318,18$ 566.608,80
6,08%
»
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A LARGO PLAZO
COSTOS DE INVERSIÓN ANO 5
Publicidad en radioSueldos personal informativoCartelesSíickersPublicidad en televisión
Publicidad en prensa escritaDpto controlEmpresa de publicidadConferenciasHojas volantes
$300,00
$ 900,00
$ 0,00
$0,00
$ 1.360,00
$3.010,00
$201,00
$ 1.600,00$ 20.000,00$ 1.000,00$100,00
# pagos1
1211114
121
13
fijo
total$ 300,00
$ 10.800,00$0,00$0,00
$ 1.360,0033.010,00$ 804,00
$ 19.200,00$ 20.000,00$ 1.000,00
$ 300,00$ 56.774,00
7 cuñas diarias al mes5 personas en información26 cuñas al mes de 30 seg c/u en series de lunes a viernes26 cuñas al mes de 20 seg c/u, fines de semana y de lunes a viernespublicación cada domingo pagina entera B/NSueldos destinados a 2 Ingenieros y 2 ayudantes
MedidoresBreakers
5 46,85S 15,00
6% 6%59
26359
263variable
$ 2.780,53$ 3.939,30$ 6.719,83
$ 2.780,53$ 3.939,30$ 6.719,83
ANOS
Proyección dinero a facturarDinero debido a pérdidas
$ 9.844.315,25
$ 1.026.793,41 $ 598.234,78
% disminución de pérdidasNúmero de usuariosRecuperación financiera debido a hurtoReducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero de pérdidas no técnicas
6%
322$212.318,18$814.475,23
8,27%
6%
322$212.318,18$385.916,603,92%
fe
ESTUDIO COSTO - BENEFICIOPROYECTO A LARGO PLAZO
TABLA DE INVERSIÓN Y BENEFICIO A VALOR PRESENTETASA DE RETORNO 18%
COSTOBENEFICIO
ANO1
3 182.711,00$ 1.238.522,69
$193.910,72$ 1.592.386,32
ANO 2
$143.194,69 g$ 707.727,25 i
> 149.802,52> 884.659,06
COSTOBENEFICIO
ANOS
$ 50.584,783271.221,86
$ 47.723,41$ 180.814,57
ANO 4
$ 30.962,90$113.925,23
S 30.447,80$97.650,19
COSTOBENEFICIO
ANOS
$23.603,11$ 78.926,88
523.603,11$ 78.926,88
TOTAL 80% 90%
COSTOBENEFICIO
$ 431.056,48 $ 445.487,55$ 2.410.323,90 $ 2.834.437,02
JRELACION COSTO - BENEFICIO 4,59 5,36
Reducción financiera de pérdidas no técnicasPorcentaje financiero actual de pérdidas no técnicas
$ 585.258,73
7,0%
S 161.145,61
1,9%
fe-
TABLA DE VALORES DE LOS CARGOS POR INSPECCIÓN Y CONEXIÓN PARA BAJO Y MEDIO VOLTAJE
A) NIVEL DE VOLTAJE BAJO VOLTAJE (O A 600 V)
T!PO DE VOLTAJE
TIPO DE SERVICIO
NUEVO SERVICIOCAMBIO DE DOMICILIOCAMBIO DE MEDIDORREUBICACION DE MEDIDORCAMBIO DE ACOMETIDAREUBICACION DE ACOMETIDACAMBIO DE NOMBRE
ZONA URBANA
Cargo por Inspección
Modelo1 SI. 15.851 SI. 15,852 SI. 15,852 SI. 15,853 SI. 15.853 SI. 15.85M4
Cargo por conexión
Modelo1 1 S!. 31 .001 1 S¡. 31 ,0012 Sí. 31 ,0012 S!. 31 ,0013 S/.31.0013 S/.31.00
TOTALCARGOS
SI. 45,85S!. 46,85Sí. 46,85Sí. 46,86Sí. 46,85SI. 46,85SI. 10,45
ZONA RURAL
Cargo porinspección
Modelo5 S/. 23.365 S/. 23,366 S/. 23.366 S/. 23.367 S/. 23,367 S/. 23.36M4
Cargo por conexión
Modelo15 SI. 52,9715 S/. 52,9716 S/. 52.9716 S/. 52.9717 SI. 52,9717 S/. 52,97
TOTALCARGOS
S!. 76,33S/. 76,33S/. 76,33S/. 76,33SI. 76.33S/. 76.33S/. 10.45
B) NIVEL DE VOLTAJE MEDIO VOLTAJE (600 A 40000 V)
TIPO DE VOLTAJE
TIPO DESERVICIO
NUEVO SERVICIOCAMBIO DE DOMICILIOCAMBIO DE MEDIDORREUBICACION DE MEDIDORCAMBIO DE ACOMETIDAREUBICACION DE ACOMETIDACAMBIO DE NOMBRE
ZONA URBANA
Cargo por inspección
Modeio3 SI. 24,208 S/. 24,209 SI. 24,209 SI. 24,2010 SI. 24,2010 SL 24,20M4
Cargo por conexión
Modelo18 S!. 94,0418 SI. 94,0419 S/. 94.0419 S/. 94,0420 S!. 94,0420 S!. 94,04
TOTALCARGOS
SI. 118,24S!. 118,24SI. 113,24Sí. 118,24Sí. 118,24Sí. 118,24S!. 10,45
ZONA RURAL
Cargo porinspección
Modeio21 SI. 35,9021 S/. 35,9022 SI. 35,9022 S/. 35,9023 SI. 35,9023 S/. 35.90M4
Cargo por conexión
Modelo31 S/. 123,2431 SI. 123,2432 S/. 123.2432 SI. 123,2433 S/. 123,2433 SI. 123,24
TOTALCARGOS
SI. 159,14S/. 159,14SI. 159,14S/. 159,14S/. 159,14Sí. 159,14SL 10.45
DEPARTAMENTO DE MEDIDORES EMELESA
ccua'nuncios
ECUAYISA CANAL 8 TV
TARIFAS VIGENTES A PARTIR DEL 1 DE MAYO DE 2003
PAQUETES26CUÑAS
PROGRAMA HORARIO |# CUÑAS
SERIES L-V MAÑANASERIES L-VTARDESERIES INFANTILES S/DSERIES DOMINGO TARDE
10HOO-12H3016HOO-18HOO06HOO-16HOO13HOO-18HOO
7766
Paquete 2;
mete 3
míete 4-
26
SERIES L-VTELENOVELATELENOVELALARGOMETRAJE DEL SÁBADOPELÍCULA V/ JUSTICIA PARA TODOSSERIES SABADO/PelicuIa Sábado/Domingo
12HOO-12H3014H30-15H3015H15-16HOO
23HOO23HOO-OOHOO15hOO-18hOO
6
554
4
226
TELENOVELAPELÍCULA V / JUSTICIA PARA TODOSLARGOMETRAJE DEL SÁBADOPELÍCULAS o SERIES Dom.SERIES L-V
13H30-14H3023hOO-OOhOO23 H 00-23 H3016H30-18HOO12HOO-12H30
5
7347
26
L_$ 810.00 | $ 1,120.00 | S 1.360.00"
M70.00 j S 2,460.00 | S 3.045X30"
S 1.635.00 S 2.570.00 S 3,120.00
LARGOMETRAJE DEL SÁBADOMATINE DEL SÁBADOPELÍCULAS V/ JUSTICIA PARA TODOSSERIES DOMINGOSERIES L-V
23 H 00-23 H3012H30-14H3023HOO-OOHOO11H30-15HOO12HOO-12H30
45
746
26
51,770.00 S 3,010.00 $3,725.00
CONDICIONES PARA PAQUETES ECUANUNCIOS- EL PAGO DEBE REALIZARSE EL 100% ANTICIPADO- EL PAGO SE ACEPTARA EN CHEQUE O TARJETA DE CRÉDITO (DINERS CLUB)- LOS PAQUETES DEBEN UTILIZARSE EN UN PERIODO MÁXIMO.DE UN MES- ECUANUNCIOS ES PARA CUENTES QUE NO UTILIZAN AGENCIA DE PUBLICIDAD- EL COSTO DE PRODUCCIÓN DEL COMERCIAL ES POR CUENTA DEL CLIENTE- LOS PRECIOS NO INCLUYEN I.VA- ECUAVISA EVITA LA SATURACIÓN DE COMERCIALES EN LOS PROGRAMAS. DEDARSE ESTE CASO. SE REUBICARIA LA CUÑA A OTRO PROGRAMA, DE MUTUOACUERDO
COSTO POR SEGUNDO
ECU AVISA CAN AL 2TARIFAS VIGENTES PARA EL MES DE JUNIO DEL 2003
LUNESAVIERNES
PROGRAMA
ESYA'C&mO^?m^^Wm^?m$m
CONTACTO DIRECTO"
TELEV1STAZO 1 LOCAL (G)
ECTA;cDÍRITO' .í-:?: >te^ S^S iÍ':íí1 íííf1d53
HORA
mRos-Usíft®07:00
07:40
Si5fflf; 08:10: te!?*'
PERSONAS 18+
CxSEG. RAT
HOMBRES 18+
C x SEG. RAT
COMERCLVLIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
3.0
1.8
Z5
33
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
INFANTILES
SABR1NA
TELEVISTAZOII"
TNV.SOFIA DAME TIEMPO
TNV. FRANCISCO EL MATEMÁTICO
TNV. SIETE VECES AMADA
TNV. QUE BUENA RAZA
TNV.EL BESO DEL VAMPIRO
POKEMON
SU PERCAM PEONES
TNV. TRAPOS ÍNTIMOS
TELEVISTAZO III "
TNV. TERRA ESPERANZA
THV. LA VENGANZA
GRAH HERMANO- BIS BROTHER ".
JUSTICIA PARA TODOS
DE LA VIDA REAL
PASADO Y CONFESO
LARGOMETRAJE
TELEMUNDO"
SSWÍhEñlIWIO.SIGeRQtHER" .
ESPLENDOR
SALA DE PAREJAS
CINE CLUB
09:30 -12:00
12:30
13:00
13:30
H:30
15:30
16:30
17:00
18:00
18:2018:45
19:45
20:30
21:15
22:15
23:00
23:00
23:00
23:30
23:30
00:00
00:15
01:0001:45
1.3
5.0
8.6
3.6
4.4
3.7
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
2.0
3.1
Z9
3.0
3.0
6.8
3.0
6,1
5.6
2.8
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
1.8
0.6
0.6
2J
4.0
1.6
MUJERES 18+
C x SEG.
1.9
1.9
1.9
1.9
1.9
1.9
3.5
2.5
RAT
5J
5.3
4.4
3.9
4.1
53
11.7
15.1
NIÑOS
CxSEG.
0.6
0.6
0.6
RAT
7.6
7.0
7.0
PROGRAMA
SERIES INFANTILES
WVYFRAW
FESTIVAL DE CANTINFLAS
APRIETAYGANA
TARDES INFANTILES
SABRINA
THESIMPSONS
EL PEOR DÍA DE TU VIDA
PASADO Y CONFESO
DE LA VIDA REAL (rr)
LARGOMETRAJE
HORA
06:00-11:00
11:00
12:30
14:30
16:1517.-15
17:45
1S:30
19:0019:3020:00
PERSONAS 13+
CxSEG.
1.3
U
1.3
1.3
1.3
U
2.0
2.1
2.5
RAT
3.6
4.4
3.9
2.7
3.0
2.6
3.4
6^
6.7
HOMBRES 1B+
CxSEG. RAT
!c|píATydlwr[«B^M:):TW?ITÍ ^^BBH^^^Rf! MIr-nMFTíriAir7Ar'r(I>N't:.';prrrii.xn.iTiNTi
LARGOUETRAJE II (S)
PANDILLAS JUVENILES
CINE CLUB
23:00
01:0002:00
2.5
1.9
0,6
4.0
Z3
23
MUJERES 18+
C x SEG. RAT
NIÑOS
C x SEG.
0.6
0.6
RAT
4.8
4.0
DOMINGO
PROGRAMA HORA
PERSONAS 18+
C x SEG. RAT
HOMBRES 18+
C x SEG.
MUJERES 18+
C x SEG. RAT
NIÑOS
CxSEG. RAT
SERIES INFANTILES 0.6
WWF SAMCKDOWN 09:00 1.3 3.110: OC COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
11:00 COJ.ÍERCULIZACIÓN ES RECIAL ADJUNTA
APRIETAYGANA 11:30 1.3 3.0
MUNDO PERDIDO 13:30 1.3 3.1
MATINE DOMINGO 14:30 U 5.1
LARGOMETRAJE 1 1.5
TELEVISTAZO - 19:00 8.5
LA TELEVISIÓN " 6.5VIVOS
GRAMHERHANO-BIGBROTHER"3.1 7,3
I COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
23:00 COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
CINE CLUB (DOM) 00:00 2.1 1.6
' Transmisión a nivel nacional
COSTO POR SEGUNDOECUAV1SA CANAL 8
TARIFAS VIGENTES PARA EL MES DE JUNIO DEL 2003
LUNESAVIERNES
PROGRAMA
e^Á'CLM^O^f^l^^^^^^^iZ^v^t-
CONTACTO DIRECTO"
TELEVISTA20! LOCAL (Q)
ESTA'CLARfTO r.fc'Vj:'-* ••&
q./.M.I=k!,,H.'t-H.M.U-]í.l
INFANTILES
SÍÍ3SR&flama»neSWPSONS
TELEVISTAZO II "
1W. TRAPOS ÍNTIMOS
TNV.FRANCISCO EL MATEMÁTICO
TNV. QUE BUENA RAZA
TNV. SIETE VECES AMADA
TNV.SOFIADAME7IEMPO
POKEMON
SU PER CAMPEONES
TNV. EL BESO DEL VAMPIRO
TELEVISTAZO III "
IKV. TERRA ESPERANZA
TNV. LA VEMGAHZA
ffiANNEKBANO-BJGBRaTHER **
HORA
,'•£.-? 05:45 tiíÍA-
07:00
07:40
:A>;t 08:10 Tí;
09:30-12:00
12:30
13:00
13:30
14:30
15:30
16:15
17:00
18:00
18:20
18:45
19:45
20:30
21:15
¡ aisJUSTICIA PARA TODOS
DE LA VIDA REAL
PASADO Y CONFESO
LARGQHETRAJE
TELEBUNDO™
CRWtVSÍUAHO.'BlGBRCfTHER "
SALA DE PAREJAS
PERSONAS 18+
CxSEG. RAT
HOMBRES 18+
C x SEG, RAT
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
3.0
1.5
15
16
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
1.3
5-0
8-6
12
4.4
8,7
•COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA23:00
23:00
23:00
23:30
23:30
00:00
I 00:15ONE CLUB 01:45
10
3.1
19
3.0
3.0
6.3
5.1
7.4-
5.1
18
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
1.8
0-6
17
2.8
MUJERES 18+C x SEG.
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.8
3.5
2.5
RAT
4.2
6.6
3.7
3.9
3J
5.0
14.6
15.5
NIÑOSCxSEG.
0.6
0.6
0.6
RAT
4.1
6.9
6.9
SÁBADO
PROGRAMA
SERIES INFANTILES
WWFRAW
FESTIVAL DE CANTIMPLAS
APRIETA Y GANA
TABDES INFANTILES
SABRIHA
THES1MPSONS
EL PEOR DÍA DE TU VIDA
DE LA VIDA REAL
PASADO rcONFESO
LARGOKIETRAJE
GRAÍiH==aW¡0.eiGBROTHEa -
LARGOMETRAJE
PANDILLAS JUVENILES
CINE CLUB
HORA
06:00-11:00
11:00
12:30
14:30
16:15
17:15
17:4518:30
19:00
19:30
20:00
22:1523:00
01:0002:00
PERSONAS 18+
CxSEG.
1.3
1.3
1.3
1.3
1.3
1.3
2.1
20
1.9
RAT
2.6
4.4
19
43
52
4.1
6.7
7.1
33
HOMBRES 18+
CxSEG. RAT
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
1.9
1.9
0-6
3,7
101.6
MUJERES 1B+
CxSEG. RATNIÑOS
CxSEG.
0.6
0.6
RAT
4.3
4.4
DOMINGO
PROGRAMA HORAPERSONAS 18+
CxSEG. RATHOMBRES 13+
CxSEG, RAT
MUJERES 18+CxSEG. RAT
NIÑOS
C x SEG. RAT
SERES INFANTILES 06:00-09:00 0.6 4.8
VWFSl£ACKDOWN 1.3
10:00 COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUMTA
11:00 COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
A PRIETA Y GANA 11:30 1.3 1.8
MUNDO PERDÍ DO 13:30 16MATINE DEL DOMINGO 14:30 1.3 4.1
LARGOMETRAJE! 17:00 1.5
TELEV1STAZO - 19:00 8.6 6.4
LATELEVtSfOW " 6.53.1
COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA
23:00 COMERCIALIZACIÓN ESPECIAL ADJUNTA00:DQ 1.9 1.7
" Transmisión a nrvel nadona!
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