tomo 5 pérdidas técnicas n3 -...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN

PRESENTES EN EL SIN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO

DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

CONTRATACION CDP-152-07

Informe Final - TOMO 5

Pérdidas Técnicas Nivel de Tensión 3

Revisión 1

DOCUMENTO IEB-469-07-06

ubIngeniería Especializada

Ita g ü í, M a rzo de 2 0 0 8

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CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a:

Nombre Dependencia Empresa Copias

Hernán Molina Dirección Ejecutiva Comisión de Regulación de Energía y Gas 1

WServidor IEB S.A. 1

Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a IEB S.A.

CONTROL DE REVISIONES

Revisión No. Aspecto revisado Fecha

0 Emisión inicial 2007/07/05

1 Comentarios CREG 2008/02/04

CONTROL DE RESPONSABLES

NÚMERO DE REVISIÓN 0 1 2

Elaboración

Nombre MMC MMC

Firma

Fecha 2007/24/12 2008/02/04

Revisión

Nombre JABD JABD

Firma

Fecha 2007/27/12 2008/02/04

Aprobación

Nombre

Firma CREG CREG

Fecha 2007/27/12 2008/02/04

MMC Monica Maria Cardona

JABD Jaime Alberto Blandón Diaz

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

A rch ivo : TOMO 5 Pérdidas Técnicas N3

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TABLA DE CONTENIDO

1 Pérdidas en el nivel de tensión 3 .................................... ¡Error! Marcador no definido.

1.1 Metodología de simulación..........................................................................................4

1.2 Consideraciones iniciales............................................................................................6

1.3 Cálculo de las pérdidas............................................................................................... 7

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Información entrada DlgSILENT N 3...........................................................................5

Figura 2. Porcentaje de pérdidas por empresa para nivel de tensión 3 .................................. 9

Figura 3. Pérdidas anuales por empresa para nivel de tensión 3¡Error! Marcador nodefinido.

Figura 4. Incidencia de la generación embebida en cada red................................................10

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Factores promedio de escala aplicados a las cargas................................................ 7

Tabla 2. Pérdidas Técnicas por empresas para el nivel de tensión 3 .....................................8

ANEXOS

Anexo 1: Nivel de tensión 3 por OR

Anexo 2: Diagramas Unifilares - Archivo DigSILENT PowerFacfo/y NivelS.dz.

Arch ivo : TOMO 5 Pérdidas Técnicas N3

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1.1 Metodología de simulación

Para llevar a cabo las actividades relacionadas con la modelación de las redes de tensión del nivel 3, se procedió a efectuar la revisión y clasificación de la información declarada por los diferentes Operadores de Red en el marco de la Circular 015 de la CREG, verificando que el reporte de dicha información cumpliera con los requerimientos de tal documento para posteriormente pasara la etapa de modelación.

Las redes del nivel de tensión 3 se modelaron en el programa DlgSILENT PowerFaciory tomando como referencia la información del Anexo 2 de la Circular 015 referente a los circuitos reportados por cada una de las empresas distribuidoras. Los datos necesarios para la modelación y simulación fueron:

• Parámetros de tramos de circuitos como son código del circuito, impedancias, longitudes, carga asociada a cada nodo, generación embebida y conectada en el nivel de tensión 3.

• Diagramas unifilares reportados por los OR o tomados del sistema de información de XM S.A. E.S.P.

• Curvas de carga de cada nodo final donde existe demanda para un período de 24 horas para un día laboral.

En los casos en que no se contaba con información suficiente, se tomaron datos típicos basados principalmente en la experiencia y estudios anteriores elaborados por el consultor, además se tomaron como referencia catálogos de equipos y materiales empleados en la actividad de distribución.

Se realizaron simulaciones para determinar la incidencia y/o el aporte de la generación embebida en la red, en las pérdidas de cada uno de los OR; se determinaron las pérdidas, para las empresas que reportaron generación embebida, con generación y sin generación.

La metodología y datos empleados para la simulación en DlgSILENT se presentan en la Figura 1.


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Datos de entrada

Información de líneas

Longitud [Km]

Información de cargas Información de barras

AZ_Parámetros R1 ,X1

[Ó/Km]P kW

:sz_

Q[kVARs]

\ 7Curvas de carga

Informacióngeneradores

Nivel de tensión [kV]

A Z .A

S, Vn, Fp, Conexión, Xd, Xq, Xd’, Xq', Xd” , Xq” , Qmin,Qmax, Xo, Ro, X2,R2, Re,Relación cc.

Figura 1. Información entrada DlgSILENT N3


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1.2 Consideraciones iniciales

En algunas empresas no se reporta el nodo 0, de acuerdo con los requerimientos de la CREG en su Circular 015, por lo cual no se pudo identificar el nodo inicial al cual se encuentra conectado el circuito. En estos casos se consideró como subestación o punto inicial del circuito el nodo del primer tramo reportado.

En muchos casos se identificaron áreas o tramos de circuito aislados, es decir, redes que no presentan ninguna conexión con la subestación a la cual pertenecen. En estos casos se conectaron todos los tramos pertenecientes a un mismo circuito a una sola barra o S/E principal con su respectivo equivalente de red.

Para efectos de la modelación de las líneas se consideraron datos típicos de susceptancia (B1 uS/km), debido a que éstos no fueron solicitados por la CREG a las empresas distribuidoras. El cálculo de este parámetro se efectuó considerando una configuración horizontal y utilizando el calibre del conductor reportado. El efecto capacitivo de las líneas se calculó a partir de la siguiente ecuación.

^ 2ns 55.551_ 2 “ , DMG ~ , DMG

In In --------

nF

Km Ecuación 1.

Donde:

DMG es la distancia media geométrica entre los conductores, que para la configuración seleccionada es 1.4489 m.

re s el radio del conductor [m]

Para las empresas que no reportaron los parámetros de los conductores pero sí su calibre, se seleccionaron con base en éste, los datos necesarios de acuerdo a los reportados por empresas con topología similar.

En las empresas que no reportaron diagramas unifilares donde se pudiera identificar un posible enmallamiento del sistema en el nivel de tensión 3, se alimentó cada circuito desde la subestación inicial. Para las empresas que mencionaron su enmallamiento en este nivel de tensión y presentaron sus diagramas unifilares, la alimentación se realizó de acuerdo a la ubicación de los transformadores elevadores identificados en los diagramas unifilares de XM S.A. E.S.P. y los propios de cada empresa.

Para las unidades de generación reportadas, en ningún caso se declararon los parámetros de las mismas, por lo cual se modelaron con valores típicos.

Los flujos de carga se simularon considerando las cargas dependientes de la tensión, además se realizaron ajustes con factores de escala en las cargas de cada empresa para poder conservar los valores requeridos de tensión en las barras y cargabilidad de las líneas. La Tabla 1 presenta los factores de escala promedios aplicados a las cargas de cada empresa, estos factores también fueron utilizados para realizar el ajuste de la demanda con los valores reportados por el OR.


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Tabla 1. Factores promedio de escala aplicados a las cargas

EMPRESA FACTOR PROMEDIO DE ESCALA ACTUAL

ARAUCA 0.25CARTAGO 0.46CEDELCA 0.66CEDENAR 0.82

CENS 1.28CHEC 1.47

CODENSA 0.50EBSA 1.05EDEQ 2.44EEBP 0.07EEC 0.37EEP 1.38

ELECTRICARIBE 3.18ELECTROCAQUETA 2.55

ELECTROCOSTA 1.04ELECTROHUILA 0.27

EMCALI 4.34EMEVASI 0.09

EMSA 1.09ENERGUAVIARE 3.45

ENERTOLIMA 1.60EPM 1.33EPS A 3.08ESSA 1.08

ETASERVICIOS 0.69POPAYAN 14.18

PUTUMAYO 1.00TULUÁ 19.76

El valor de las pérdidas obtenidas, se ajustó considerando la proporción entre la demanda total y la suma de las demandas reportadas por OR para los diferentes circuitos de este nivel de tensión.

Consideraciones específicas para cada empresa se presentan en el Anexo 1.

1.3 Cálculo de las pérdidas

Las pérdidas fueron calculadas en el software DlgSILENT para cada empresa, en este nivel se simularon las curvas de carga reportadas por las empresas y se calcularon las pérdidas para cada periodo construyendo la curva de pérdidas.

La Tabla 2 presenta los resultados por empresa de las pérdidas y la carga, así como la energía y las pérdidas por año.

Las pérdidas promedio expresadas en porcentaje son del 1.85%, siendo ELECTROCOSTA la empresa con mayores perdidas con 4.09%.

En el Anexo 1 se presentan las curvas de pérdidas y de carga para cada una de las empresas


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Tabla 2. Pérdidas Técnicas por empresas para el nivel de tensión 3

EMPRESA Pérdidas [%]

CHEC 1.28%CEDENAR 3.92%CEDELCA 2.68%CENS 2.80%CODENSA 1.01%TULUA 0.56%ENERTOLIMA 2.65%DI S PAC O 0.28%ELECTROCOSTA 4.09%ESSA 3.32%ELECTROCAQUETA (*) 1.39%ELECTRICARIBE 3.46%ELECTROHUILA 1.42%EMSA 2.34%ARAUCA 1.12%EBSA 4.00%CUNDINAMARCA 1.36%PEREIRA 1.39%EPSA 1.29%PUTUMAYO 0.96%QUINDIO 1.58%EMEVASI 0.24%POPAYAN 1.60%EMCALI 1.32%CARTAGO 0.65%EPM 1.26%ETASERVICIOS 3.49%

La Figura 2 muestra una gráfica comparativa de las empresas y sus porcentajes de pérdidas.


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4 5 0 %

Figura 2. Porcentaje de pérdidas por empresa para nivel de tensión 3

La incidencia de la generación en las pérdidas de cada operador de red que reportó generación embebida no presenta una tendencia general, es decir, en algunas redes las pérdidas se reducen al no tener generación y en otras aumentan. En redes pequeñas como las EDEQ y Popayán las pérdidas permanecen sin variación, mientras que en la red de ETASERVICIOS las pérdidas aumentan en un 223 % aproximadamente. La Figura 3 muestra la variación de las pérdidas para las 8 empresas que reportaron generación embebida en el nivel 3.


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8.00 %

7.00 %

6.00 %

5.00 %

O)<u■o

1 4 .0 0 % •a»Q.

5?3.00 %

2.00 %

1.0 0 %

0.00 %

Figura 3. Incidencia de la generación embebida en cada red

I *

EPM EDEQ CEDELCA CHEC ESSA CEDENAR POPAYAN ETASERVICIOS

□ [%] perdidas (Sin Gen) □ [% ] perdidas (Con Gen)


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Anexo 1

Nivel de tensión 3 por OR


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TABLA DE CONTENIDO ANEXO 1

1 Comentarios a la modelación de las redes................................. 13

1.1 Red de Empresa de Energía de Arauca............................. 13

1.2 Red de Empresas Municipales de Cartage....................... 13

1.3 Red de Centrales Eléctricas del Cauca.............................. 13

1.4 Red de Centrales Eléctricas de Nariño............................... 13

1.5 Red de Centrales Eléctricas del Norte de Santander....... 13

1.6 Red de Centrales Hidroeléctricas de Caldas..................... 13

1.7 Red de CODENSA................................................................ 13

1.8 Red de Empresa de Energía de Boyacá............................ 14

1.9 Red de Empresa de Energía del Quindio.......................... 14

1.10 Red de Empresa de Energía del Bajo Putumayo.............. 14

1.11 Red de Empresa de Energía de Cundinamarca................ 14

1.12 Red de Empresa de Energía de Pereira............................. 14

1.13 Red de Electrificadora del Caribe....................................... 14

1.14 Red de Electrificadora del Caquetá.................................... 15

1.15 Red de Electrificadora de la Costa Atlántica..................... 15

1.16 Red de Electrificadora del Huila.......................................... 15

1.17 Red de Empresas Municipales de Cali............................... 15

1.18 Red de Empresa de Energía del Valle del Sibundoy 16

1.19 Red de Electrificadora del Meta.......................................... 16

1.20 Red de Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare......... 16

1.21 Red de Compañía Energética del Tolima.......................... 16

1.22 Red de Empresas Públicas de Medellin............................. 16

1.23 Red de Empresa de Energía del Pacifico.......................... 16

1.24 Red de Electrificadora de Santander.................................. 16

1.25 Red de ETASERVICIOS...................................................... 16

1.26 Red de Empresa Municipales de Energía Eléctrica......... 17

1.27 Red de Electrificadora de Putumayo.................................. 17

1.28 Red de Compañía de Electricidad de Tulúa...................... 17


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1 Comentarios a la modelación de las redes

A continuación se describen los aspectos más relevantes identificados al momento de la modelación de las redes de cada uno de los OR para el nivel de tensión 3.

1.1 Red de Empresa de Energía de Arauca

La información reportada es suficiente y cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes.

1.2 Red de Empresas Municipales de Cartago

Esta red solo consta del circuito L3 conectado a la subestación Santa María, la información reportada es suficiente y cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes.

1.3 Red de Centrales Eléctricas del Cauca


1.4 Red de Centrales Eléctricas de Nariño

La información reportada cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT satisfactoriamente después que fue actualizada la información por la empresa.

1.5 Red de Centrales Eléctricas del Norte de Santander


1.6 Red de Centrales Hidroeléctricas de Caldas

La información reportada cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT, y se realizaron las correcciones de acuerdo a comentarios y nueva información.

1.7 Red de CODENSA

Se efectuó la modelación de la red en DlgSILENT, pero se encontraron inconsistencias como las siguientes:

Para esta red se reportó un gran número de tramos ficticios, es decir tramos de circuito de longitud nula y con sus dos extremos conectados a la misma subestación, los cuales fueron eliminados por indicación de la empresa.

Se identificó un gran número de áreas aisladas, es decir áreas sin conexión alguna con la subestación a la que pertenecen, no obstante muchas de estas áreas no tienen carga conectada y no resultan relevantes en el cálculo de las pérdidas; sin embargo dichas áreas se conectaron directamente a la subestación a la cual pertenecen.


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1.8 Red de Empresa de Energía de Boyacá

Aunque se reportó la información solicitada en la Circular CREG 015, ésta presenta varias inconsistencias que impidieron su modelación.

La información fue actualizada y se realizó la modelación de la red, donde se presentaban redes aisladas en pertenecientes a cierto circuito se conectaban al nodo de la S/E para tener un solo alimentador por circuito.

1.9 Red de Empresa de Energía del Quindio

La información reportada es suficiente y cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes. El flujo de carga se simuló con dependencia del voltaje y por lo tanto se presentan bajas tensiones en los nodos en los cuales se conecta la carga.

1.10 Red de Empresa de Energía del Bajo Putumayo

No se reportó la información solicitada en la Circular CREG 015.

La modelación se realizó con los datos reportados en el sistema de información de XM y con los informes de está misma empresa del año 2006.

La carga simulada se tomó según el porcentaje de cargabilidad de los transformadores de la red de la Electrificadora del Putumayo aplicado a la potencia de los transformadores de la propia empresa. El porcentaje asumido fue del 68.42 % y la capacidad de los transformadores fue de 12 MVA.

Para realizar las simulaciones se asumieron además las curvas de carga de Putumayo en porcentaje relativo a la carga que se instaló en la red.

1.11 Red de Empresa de Energía de Cundinamarca

La información reportada cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes.

1.12 Red de Empresa de Energía de Pereira

En la información reportada de los tramos no se incluían los valores de R1 y X1, por lo cual se asumieron estos de la red de CHEC para igual calibre.

Los circuitos no presentaban ningún tipo de carga conectada a ellos, pero por la presencia de las curvas de carga se identificó la carga de cada circuito.

1.13 Red de Electrificadora del Caribe

Se efectuó la modelación de la red en DlgSILENT, sin embargo se encontraron algunas inconsistencias en la información reportada.

Para esta red se reportaron un gran número de tramos ficticios, es decir tramos de circuito con parámetros y longitud nulos y con sus dos extremos conectados a la misma subestación, los cuales fueron suprimidos para evitar errores en la simulación.


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Se identificaron áreas aisladas, es decir áreas sin conexión alguna con la subestación a la que pertenecen, no obstante muchas de estas áreas no tienen carga conectada y no resultan relevantes en el cálculo de las pérdidas; sin embargo dichas redes aisladas se conectaron a la S/E según el circuito al que pertenecieran.

1.14 Red de Electrificadora del Caquetá

La información fue actualizada y se puedo realizar la modelación en DlgSILENT teniendo en cuenta lo siguiente:

Por presentar la carga valores tan pequeños, se optó por tomarla en [MW],

La longitud de las redes se asumió en [km].

Los parámetros R1 y X1 por presentar valores atípleos se tomaron de las redes de empresas como Empresa de Energía de Putumayo, EMSA y ELECTROCOSTA.

1.15 Red de Electrificadora de la Costa Atlántica


Para esta red se reportaron un gran número de tramos ficticios, es decir tramos de circuito con parámetros y longitud nulos y con sus dos extremos conectados a la misma subestación, los cuales fueron suprimidos para evitar errores en la simulación.

Se identificaron áreas aisladas, es decir áreas sin conexión alguna con la subestación a la que pertenecen, no obstante muchas de estas áreas no tienen carga conectada y no resultan relevantes en el cálculo de las pérdidas; sin embargo dichas redes aisladas se conectaron a la S/E según el circuito al que pertenecieran.

1.16 Red de Electrificadora del Huila


No se reportaron curvas de carga por lo tanto se asumió una curva de carga típica de la empresa Enertolima y se asignó a las cargas en porcentaje relativo.

1.17 Red de Empresas Municipales de Cali


Se identificaron varias áreas aisladas, es decir áreas sin conexión alguna con la subestación a la que pertenecen, las cuales fueron conectadas directamente a la S/E a la cual pertenecen.

No se reportaron curvas de carga por lo tanto se asumió una curva de carga típica de la empresa EPSA y se asignó a las cargas en porcentaje relativo.


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1.18 Red de Empresa de Energía del Valle del Sibundoy

La red de EMEVASI presenta un solo circuito y la información reportada es suficiente y cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes.

1.19 Red de Electrificadora del Meta


1.20 Red de Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare

ENERGUAVIARE realizó la acualización de la información por lo tanto fue posible modelarla red en DlgSILENT sin incovenientes.

1.21 Red de Compañía Energética del Tolima


1.22 Red de Empresas Públicas de Medellin


Para esta red se reportaron dos tramos con información incompleta, es decir, los parámetros del circuito tenían valor cero, esta información de completo con los datos según el calibre del conductor.

1.23 Red de Empresa de Energía del Pacifico

La información reportada se modeló de forma correcta en DlgSILENT.

Las áreas aisladas identificadas por circuito se conectan directamente al nodo cero del circuito al cual pertenecen.

1.24 Red de Electrificadora de Santander

La información reportada es suficiente y cumple con los requerimientos de la Circular CREG 015. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes, adicionalmente se reportaron los disgramas unifilares de la red con los cual fue posible efectuar el enmallamiento del sistema, sólo las subestaciones Cimitarra, Sucre, Málaga y Charala se encontraban aisladas.

1.25 Red de ETASERVICIOS



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1.26 Red de Empresa Municipales de Energía Eléctrica


No se asumió alimentación externa y se supuso que toda la potencia para las cargas era entregada por la generación de GENELEC.

1.27 Red de Electrificadora de Putumayo


1.28 Red de Compañía de Electricidad de Tulúa

Se efectuó la modelación de la red en DlgSILENT, para corregir las inconsistencias presentes la empresa actualizó la información de forma satisfactoria.


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Pérdidas en el nivel de tensión 3 por OR


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EMPRESA DATOS p, P2 P3 P4 P5 PS p. P8 P9 PIO p„ P12 P13 P14 P15 P16 P17 P18 P19 P20 P21 P22 P23 P24 TOTAL[MW/día]

TOTAL[MWh/año] [%] perdidas

EPMin IMWI 187 160 186 190 185490 188 190 189 720 190 110 199 550 207 030 208 680 205 850 205 200 204 270 204 330 202 170 200 380 200 880 201 800 196 180 195 660 196 340 193 450 186 790 180 800 182 510 4698730 1715036 450

1 260lod IMWI 185 940 184 980 184 270 186 960 188 500 188 900 198 290 205 730 207 370 204 570 203 920 203 000 203 050 200 910 199 130 199 630 200 530 194 940 194 420 195 100 192 230 185 590 179 600 181 300 4668860 1704133 900erdidas IMWI 2418 2 398 2418 2 438 2418 2 398 2 497 2 577 2 596 2 537 2 537 2 517 2 537 2 497 2 478 2 478 2 517 2458 2 458 2 458 2418 2 378 2 378 2 398 29 870 10902 550

EDEQm IMWI 32 100 28 920 27 330 27 040 27 210 28 040 28 540 31 620 34 530 35 900 35 910 36 980 37010 37 600 36 580 36 560 33 690 41 190 54 680 63 780 60 470 55 050 47 990 40 380 919100 335471 500

1 580lod IMWI 31 770 28 660 27 100 26 820 26 990 27 800 28 290 31 320 34 160 35 490 35 490 36 540 36 560 37 150 36 160 36 140 33 320 40 680 53 810 62 470 59 290 54 090 47 250 39 870 907 220 331135300erdidas IMWI 0 403 0 318 0 281 0 269 0 269 0 293 0 306 0 367 0 452 0 501 0 513 0 538 0 550 0 550 0 513 0 5 3 0 452 0 623 1 063 1 601 1 442 1 173 0 905 0 623 11 880 4336200

EMSAm IMWI 44 120 42 240 41 500 41 020 41 650 43 680 44 630 46 690 50 040 52 430 55 130 56 000 56 100 56 230 55 540 55 170 55 930 57 840 65 330 70 570 68 230 64 000 56 510 47 370 1267 950 462801 750

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CREG IEBS.A.


Curvas de pérdidas por OR


CREG IEBS.A.


EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLIN215.00 MW

210.00 MW

205.00 MW

200.00 MW

195.00 MW

190.00 MW

185.00 MW

180.00 MW

175.00 MW

2.65 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas

2.60 MW

2.55 MW

2.50 MW

2.45 MW

2.40 MW

2.35 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO

70.00 MW 1.80 MW

Curva de Carga

1.60 MWCurva de Pérdidas60.00 MW

1.40 MW

50.00 MW1.20 MW

40.00 MW 1.00 MW

0.80 MW30.00 MW

0.60 MW

20.00 MW

0.40 MW

10.00 MW0.20 MW

0.00 MW 0.00 MW

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


CREG IEBS.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS______________________________________________________________________________________________________________________ Página 23 de 49

ELECTRIFICADORA DEL META80.00 MW 2.50 MW

Curva de Cargas70.00 MW

Curva de Pérdidas

2.00 MW

60.00 MW

50.00 MW.50 MW

40.00 MW

.00 MW30.00 MW

20.00 MW0.50 MW

10.00 MW

0.00 MW 0.00 MW

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


CREG IEBS.A.

CONSULTORiA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 24 de 49

EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO

12 000.00 MW 0.09 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas 0.08 MW

10 000.00 MW

0.07 MW

8 000.00 MW 0.06 MW

0.05 MW

6 000.00 MW

0.04 MW

4 000.00 MW 0.03 MW

0.02 MW

2 000.00 MW

0.01 MW

0.00 MW 0.00 MW

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


CREG IEBS.A.

CONSULTORiA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS______________________________________________________________________________________________________________________ Página 25 de 49

CENTRALES ELÉCTRICAS DEL CAUCA100.00 MW 3.50 MW

Curva de Carga90.00 MW Curva de Pérdidas

3.00 MW

80.00 MW

2.50 MW70.00 MW

60.00 MW2.00 MW

50.00 MW

.50 MW40.00 MW

30.00 MW .00 MW

20.00 MW

0.50 MW

10.00 MW

0.00 MW 0.00 MW

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


CREG IEBS.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS______________________________________________________________________________________________________________________ Página 26 de 49

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE CALDAS300.00 MW t 4.50 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas 4.00 MW

250.00 MW

3.50 MW

200.00 MW 3.00 MW

2.50 MW

150.00 MW

2.00 MW

100.00 MW 1.50 MW

1.00 MW

50.00 MW

0.50 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


CODENSA215.00 MW 2.50 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas210.00 MW

2.00 MW

205.00 MW

1.50 MW200.00 MW

195.00 MW1.00 MW

190.00 MW

0.50 MW

185.00 MW

180.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA90.00 MW 1.40 MW

Curva de Carga

80.00 MW Curva de Pérdidas1.20 MW

70.00 MW

1.00 MW

60.00 MW

0.80 MW50.00 MW

40.00 MW 0.60 MW

30.00 MW

0.40 MW

20.00 MW

0.20 MW10.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.

CONSULTORIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGIA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y'OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS______________________________________________________________________________________________________________________ Página 29 de 49

ELECTRIFICADORA DE SANTANDER1 000.00 kW 20.00 kW

0.00 kW 0.00 kW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas

-1 000.00 kW -20.00 kW

-2 000.00 kW -40.00 kW

-3 000.00 kW -60.00 kW

-4 000 00 kW -80.00 kW

-5 000 00 kW

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

Períodos


CREG IEBS.A.


COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE TULUÁ25 000.00 kW 0.16 kW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas0.14 kW

20 000.00 kW

0.12 kW

0.10 kW15 000.00 kW

0.08 kW

10 000.00 kW0.06 kW

0.04 kW

5 000.00 kW

0.02 kW

0.00 kW 0.00 kW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA250.00 MW 9.00 MW

Curva de Carga

8.00 MWCurva de Pérdidas

200.00 MW7.00 MW

6.00 MW

150.00 MW

5.00 MW

4.00 MW

100.00 MW

3.00 MW

2.00 MW50.00 MW

1.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 32 de 49

CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO90.00 MW 4.50

Curva de Carga

Curva de Pérdidas80.00 MW 4.00

70.00 MW 3.50

60.00 MW 3.00

50.00 MW 2.50

40.00 MW 2.00

30.00 MW 1.50

20.00 MW 1.00

10.00 MW 0.50

0.00 MW 0.001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

4.50 MW

4.00 MW

3.50 MW

3.00 MW

2.50 MW

2.00 MW

1.50 MW

1.00 MW

0.50 MW

0.00 MW

Períodos


CREG IEBS.A.


ELECTRIFICADORA DE LA COSTA ATLANTICA180.00 MW 9.00

Curva de Carga160.00 MW 6.00

Curva de Pérdidas

140.00 MW 7.00

120.00 MW 6.00

100.00 MW 5.00

80.00 MW 4.00

60.00 MW 3.00

40.00 MW 2.00

20.00 MW 1.00

0.00 MW 0.001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

9.00 MW

8.00 MW

7.00 MW

6.00 MW

5.00 MW

4.00 MW

3.00 MW

2.00 MW

1.00 MW

0.00 MW

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGIA DE ARAUCA0.2014 000.00 MW

Curva de Carga

0.18Curva de Pérdidas12 000.00 MW

0.16

10 000.00 MW 0.14

0.128 000.00 MW

0.10

6 000.00 MW0.08

0.064 000.00 MW

0.04

2 000.00 MW

0.02

0.00 MW 0.001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.20 MW

0.18 MW

0.16 MW

0.14 MW

0.12 MW

0.10 MW

0.08 MW

0.06 MW

0.04 MW

0.02 MW

0.00 MW

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESAS MUNICIPALES DE ENERGIA ELECTRICA

5 000.00

4 500.00

4 000.00

3 500.00

3 000.00

2 500.00

2 000.00

1 500.00

1 000.00

500.00

0.00

0.16

Curva de Carga

0.14Curva de Pérdidas

0.12

0.10

0.08

0.06

0.04

0.02

0.001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.16 kW

0.14 kW

0.12 kW

0.10 kW

0.08 kW

0.06 kW

0.04 kW

0.02 kW

0.00 kW

Períodos


CREG IEBS.A.


ELECTRIFICADORA DEL CARIBE450.00 MW 18.00 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas400.00 MW 16.00 MW

350.00 MW 14.00 MW

300.00 MW 12.00 MW

250.00 MW 10.00 MW

200.00 MW 8.00 MW

150.00 MW 6.00 MW

100.00 MW 4.00 MW

50.00 MW 2.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


ENERGÍA TELECOMUNICACIONES ASEO Y ACUEDUCTO ETASERVICIOS134.00 MW 4.70 MW

132.00 MW

4.60 MW

130.00 MW

4.50 MW128.00 MW

126.00 MW4.40 MW

124.00 MW

4.30 MW122.00 MW Curva de Carga

Curva de Pérdidas120.00 MW 4.20 MW

118 00 MW

4.10 MW

116.00 MW

114.00 MW 4.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER70 000.00 MW 2.50 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas60 000.00 MW

2.00 MW

50 000.00 MW

.50 MW40 000.00 MW

30 000.00 MW.00 MW

20 000.00 MW

0.50 MW

10 000.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACION DE LAS PERDIDAS DE ENERGIA EN Y DEFINICION DE CRITERIOS PARA LA EVALUACION DE PLANES DE REDUCCION Y/OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 39 de 49

EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI200.00 MW 3.50 MW

Curva de Carga180.00 MW


160.00 MW

2.50 MW140.00 MW

120.00 MW2.00 MW

100.00 MW

.50 MW80.00 MW

60.00 MW .00 MW

40.00 MW

0.50 MW

20.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


ELECTRIFICADORA DEL HUILA100.00 MW 1.80 MW

Curva de Carga90.00 MW 1.60 MWCurva de Pérdidas

80.00 MW1.40 MW

70.00 MW1.20 MW

60.00 MW

1.00 MW

50.00 MW

0.80 MW

40.00 MW

0.60 MW30.00 MW

0.40 MW20.00 MW

0.20 MW10.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGÍA DEL GUAVIARE1 000.00 kW 6.00 kW

Curva de Carga900.00 kW

Curva de Pérdidas

5.00 kW800.00 kW

700.00 kW4.00 kW

600.00 kW

500.00 kW 3.00 kW

400.00 kW

2.00 kW300.00 kW

200.00 kW1.00 kW

100.00 kW

0.00 kW 0.00 kW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA80.00 MW 1.60 MW

Curva de Carga

70.00 MW 1.40 MWCurva de Pérdidas

60.00 MW 1.20 MW

50.00 MW 1.00 MW

40.00 MW 0.80 MW

30.00 MW 0.60 MW

20.00 MW 0.40 MW

10.00 MW 0.20 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA25 000.00 kW 0.60 kW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas

0.50 kW20 000.00 kW

0.40 kW

15 000.00 kW

0.30 kW

10 000.00 kW

0.20 kW

5 000.00 kW0.10 kW

0.00 kW 0.00 kW2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 241

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO000.00 kW 0.09

Curva de Carga

0.08000.00 kW Curva de Pérdidas

0.07000.00 kW

0.06

000.00 kW

0.05

000.00 kW

0.04

000.00 kW

0.03

000.00 kW0.02

000.00 kW 0.01

0.00 kW 0.001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

0.09 kW

0.08 kW

0.07 kW

0.06 kW

0.05 kW

0.04 kW

0.03 kW

0.02 kW

0.01 kW

0.00 kW

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGÍA DEL VALLE DE SIBUNDOY960.00 kW 0.00 kW

Curva de Carga940.00 kW

Curva de Pérdidas0.00 kW

920.00 kW

0.00 kW900.00 kW

880.00 kW0.00 kW

860.00 kW

0.00 kW840.00 kW

820.00 kW 0.00 kW

800.00 kW

0.00 kW

780.00 kW

760.00 kW 0.00 kW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACION DE LAS PERDIDAS DE ENERGIA EN Y DEFINICION DE CRITERIOS PARA LA EVALUACION DE PLANES DE REDUCCION Y/OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 46 de 49

EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO1 200.00 MW 6.00 MW

Curva de Carga

Curva de Pérdidas

1 000.00 MW 5.00 MW

800.00 MW 4.00 MW

600.00 MW 3.00 MW

400.00 MW 2.00 MW

200.00 MW 1.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACA140.00 MW 6.00 MW

Curva de Carga


5.00 MW

100.00 MW

4.00 MW

80.00 MW

3.00 MW

60.00 MW

2.00 MW

40.00 MW

1.00 MW20.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


CREG IEBS.A.


EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO200.00 MW 2.50 MW

180.00 MW

160.00 MW 2.00 MW

140.00 MW

120.00 MW 1.50 MW

Curva de Carga

100.00 MW Curva de Pérdidas

80.00 MW 1.00 MW

60.00 MW

40.00 MW 0.50 MW

20.00 MW

0.00 MW 0.00 MW1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Períodos


tomo 5 pérdidas técnicas n3 -...

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