RESUMEN En el presente trabajo se muestra la
Transcripción
RESUMEN En el presente trabajo se muestra la
COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL COMITÉ NACIONAL VENEZOLANO V CIERTEC - SEMINARIO INTERNACIONAL SOBR E GESTIÓN DE PÉRDIDAS, E FICIENCIA ENERGÉTICA Y PROTECCIÓN DE LOS INGRESOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO Área de Distribución y Comercialización Ientificación del Trabajo: VE-104 Maceió, Brasil, Agosto de 2005 METODOLOGÍA DE CÁLCULO PARA PÉRDIDAS TÉCNICAS EN RED BAJA TENSIÓN DE LA ELECTRICIDAD DE CARACAS – AES. Tema 1.1: Pérdidas Técnicas . Autores: HUBERT LASSO, CARLOS ASCANIO, MARIO GUGLIA Empresa: C.A. La Electricidad de Caracas – AES DATOS DEL AUTOR RESPONSABLE PALABRAS-CLAVE: Nombre: Hubert Lasso Pérdidas técnicas, Metodología Cargo: Supervisor Planificación Distrib. estadística, red baja tensión, Dirección: EDC - Caracas herramienta computacional, estimación Teléfono: 058 212 597 4125 mensual, Afijación optima Fax: 058 212 597 4106 proporcional E-Mail: [email protected] 23.684. La herramienta computacional, llamada ASPBT permitió la simulación y el cálculo de las pérdidas técnicas en circuitos secundarios más acometidas y los factores estaciónales cuadráticos mensuales característicos del comportamiento de la demanda en la empresa permitieron modelar el comportamiento mensual de las pérdidas técnicas en la red de baja tensión. Finalmente, se proponen mejoras a la metodología empleada, incluyendo el modelo para las estimaciones de pérdidas técnicas mensuales RESUMEN En el presente trabajo se muestra la metodología aplicada para el cálculo del indicador de pérdidas técnicas en la red de baja tensión de la Electricidad de Caracas AES para el período 2001-2004. Se presenta la técnica estadística, el modelo para la red de baja tensión, la herramienta computacional, los resultados obtenidos al aplicar esta metodología de cálculo y la estimación mensual del indicador. La utilización de la técnica estadística permitió la estratificación y selección de una muestra válida de 832 puntos de transformación para una población de 1 para la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas. Las pérdidas técnicas y no técnicas tienen influencia directa sobre la rentabilidad de la empresa, los costos de inversión y operativos, la calidad del servicio y la negociación de los pliegos tarifarios, de aquí la importancia que la metodología propuesta aproxime los cálculos teóricos a lo que realmente pasa en el sistema de distribución de tal forma de definir la mejor estrategia de seguimiento y control. INTRODUCCIÓN Las pérdidas totales de energía eléctrica están asociadas a la energía que se pierde en la operación de la red eléctrica. Se puede medir como la suma algebraica de la energía neta generada con la energía intercambiada a través del Sistema Interconectado Nacional menos la energía facturada al suscriptor. Para poder realizar acciones efectivas que permitan el seguimiento y control de las mismas, es necesario establecer indicadores y una metodología de cálculo para cada una de las áreas: Generación, Transmisión y Distribución en Media y Baja Tensión. En el presente trabajo se enfatiza la metodología de cálculo del indicador de pérdidas técnicas para la red de distribución en baja tensión, considerando que hasta el año 1999 se calculaba utilizando modelos teóricos con circuitos secundarios y acometidas típicas para esta área de la red. Con la implementación de esta metodología estadística se ofrece un mayor grado de precisión al cálculo del indicador, ya que se utiliza un modelo real para cada punto de transformación seleccionado. Para la selección de los puntos se aplicó la técnica estadística de muestreo aleatorio estratificado con afijación óptima, lo cual en términos muy sencillos consistió en la selección de elementos o componentes capaces de representar a grupos de elementos similares pertenecientes a la red. Esta metodología se ha utilizado por el comité de pérdidas técnicas de la empresa desde el año 1999 y se ha perfeccionado según se muestra en el presente estudio. El indicador de pérdidas desagregado por componente nos permite medir la eficiencia para cada etapa del sistema y por cada unidad de negocio, así como también nos proporciona información que puede ser utilizada en la coordinación de esfuerzos I. RED DE BAJA TENSIÓN La red de distribución en baja tensión de la C.A. La Electricidad de Caracas–AES cuenta con aproximadamente 19.200 kilómetros de líneas, 47.000 transformadores ó 23.286 puntos de transformación validos para el estudio y aproximadamente 981.192 suscriptores. La red de baja tensión está conformada por los siguientes componentes: circuitos secundarios, acometidas y medidores de energía asociados a cada suscriptor. En la figura 1 se puede apreciar un esquema unifilar que representa a la red de baja tensión. Figura 1 - Modelo Red de Baja Tensión Típica La complejidad de la red de baja tensión obliga a generar un modelo de cálculo aplicando técnicas estadísticas que permitan seleccionar una muestra representativa de la red, a la cual se le pueda realizar un estudio exhaustivo desde el punto de vista de flujo de carga. 2 i) Diseño y Estratificación: se selecciona una base de datos de transformadores con la siguiente información: Tipo de conexión, tensión secundaria, estructura, tipo de servicio, tipo de red, capacidad total, cantidad de unidades, ubicación, identificación (ID, PD, T) y circuito asociado. Luego se filtra aplicando los siguientes criterios: • Se excluyen los transformadores que no son propiedad de la empresa • Se excluyen los transformadores pertenecientes a circuitos mallados • Se agrupan los transformadores con conexiones delta y delta abierta en un solo punto de transformación para cada ubicación. Una vez depurados los datos y aprovechando la información disponible, se procede a seleccionar y estratificar la muestra tomando en cuenta las variables auxiliares que guardan relación con el comportamiento de las pérdidas técnicas: Conexión, Voltaje Estructura, Tipo de servicio, Tipo de red y Capacidad Para el momento de llevar a cabo el cálculo del indicador de pérdidas técnicas en baja tensión aplicando la metodología aquí descrita, el sistema de la C.A. Electricidad de Caracas se encontraba dividido en ocho regiones o unidades de negocio: Región Capital con Este, Sureste, Noroeste, Centro y Oeste y Zonas Foráneas con Los Teques Vargas y Eleggua, cada región con características propias en cuanto a su red de baja tensión. A continuación detalles de la metodología empleada para el cálculo del indicador de pérdidas técnicas a nivel de circuitos secundarios, acometidas y medidores. II. METODOLOGÍA La metodología que a continuación se describe, fue aplicada simultáneamente en cada una de las regiones que conforman EDC-AES Venezuela. Por otra parte las pérdidas en medidores de energía a los suscriptores fueron calculadas basándose en las características de cada tipo y se cuantificó tomando en cuenta todos los medidores instalados en la red de baja tensión. a. Circuitos Secundarios y Acometidas El cálculo de las pérdidas técnicas para la red de Baja Tensión (menos de 600 Voltios) se realizó aplicando técnicas estadísticas con la intención de escoger, sólo una muestra representativa de puntos de transformación asociada a una porción de la red de baja tensión de cada región para luego extrapolar al resto de la red. Para llevar a cabo el cálculo de las pérdidas, se deben cumplir cinco pasos: I. Selección de la muestra: se utiliza la técnica de muestreo aleatorio estratificado con afijación óptima, tomando en cuenta los siguientes factores: • Grados de error y confianza deseados • Recursos disponibles y • Tiempo disponible para el estudio. A su vez la selección de la muestra consta de dos fases: 3 # $ " $ & # & " " $ región este. De una población de 2937 puntos de transformación para la Región solo fueron necesarios 165 puntos como muestra representativa (5.6% del total ) para su estudio exhaustivo. " " ' $ % Tabla 1 - Selección aleatoria de la muestra por cada estrato para la región Este % % $ % " ! ! $ " ! & ! " & & " Estrategia de Estratificación ESTE 3 ( 1 & # & ' $ % ' & % $ $ % % % & ! ! & " ! "& " ! ! ! "" " Estrategia de Estratificación ESTE 3 " " 2 Figura 2 - Diseño y estratificación de la muestra (Caso Región Este) Se trabajaron con múltiples estratos buscando la mayor homogeneidad y menor variabilidad entre las variables, considerando las múltiples características de la población en estudio proveniente de cada región. Fueron necesarios 34 estratos para caracterizar esta región, En promedio se generaron 25 estratos por región, siendo la máxima cantidad de estratos 34 para la región Este y 16 la cantidad mínima para Vargas. ii) Cálculo de los tamaños muéstrales y la selección aleatoria de la muestra: Para el cálculo de los tamaños muéstrales por región, se consideró aceptable trabajar con un error del 10% y un grado de confianza del 90%. Cada estrato, debe contener dos elementos como mínimo para que la muestra sea representativa. En la Tabla No.1 se puede observar en detalle un ejemplo de selección de la muestra para la La población total de puntos de transformación para toda la red de distribución en baja tensión fue de 23.684. El tamaño de la muestra escogido, aplicando la técnica estadística fue de 868 puntos, representando un 3.7% del total de la población. Una cantidad de puntos suficientes para garantizar el grado de error y confianza deseados, considerando los recursos disponibles. En la tabla No. 2 está el resumen que muestra: promedio de estratos, población total de puntos de transformadores, muestra necesaria representativa y porcentaje de puntos de transformación seleccionados por región. 4 Tabla 2 - Resumen de tamaños muestrales por Región. (*) Para Vargas se utilizó estudio realizado durante el año 1999. Tabla 3 - Plantilla para levantamiento red baja tensión II. Levantamiento y medición en campo de puntos de transformación en red secundaria y acometidas: En esta etapa cada unidad de negocio realizó un programa de levantamiento y medición con personal propio y contratado, para el cual se requirió un tiempo aproximado de seis meses por región. i) Levantamiento de la red de baja tensión: Es necesario, para la simulación, levantar en campo los siguientes parámetros por punto de transformación: • Tipo de conductor y calibre de los circuitos secundarios y acometidas • Distancia de cada tramo del circuito • Número de fases del circuito secundario • Número de conductores por fase • Número de clientes por cada acometida. Con estos parámetros se construye el modelo y un diagrama esquemático de la red de baja tensión asociado al punto de transformación como se muestra en figura 1 y que luego es digitalizado en una hoja de cálculo Excel, diseñada para este fin e identificada como lev.txt. ver tabla n° 3 La intención de utilizar este formato es poder modelar y ejecutar el flujo de carga en el software ASPBT diseñado para el cálculo de las pérdidas en redes de baja tensión. ii) Medición: Previo al levantamiento de circuitos secundarios y acometidas se instala un equipo registrador de potencia y energía a la salida de la baja tensión del transformador. Se realiza mediciones a cada uno de estos puntos de transformación con registros de 24 horas en intervalos de 15 minutos. Simultáneamente con el registro de carga y durante el levantamiento de acometidas y medidores, se realiza una medición instantánea de corriente en cada uno de los medidores o acometidas asociadas a los circuitos secundarios y al punto de transformación, anotando la hora de la medición. Ver figura 3 y tabla n° 3 Medidor Registro 24 horas en TRX y Medicion Instantanea en medidor Figura 3 - Medición de corriente en Trx y medidor El equipo de registro utilizado en el transformador es clase B y registra parámetros como son: voltaje, corriente, factor de potencia, potencia aparente, porcentaje de la Distorsión Armónica Total 5 de Voltaje (%THDv) y Distorsión Armónica Total de Corriente (%THDi) en cada una de las fases a la salida del transformador. La Precisión de la pinza de corriente: 0.5% La curva de carga del transformador es vaciada en una plantilla de la misma hoja de cálculo Excel identificada como curv.txt. ver tabla n° 4 computación que se ha llamado “Convertidor”. 3.- Creación Modelo Red Baja Tensión: El modelo principalmente lo constituyen: • Los circuitos secundarios, • Las Acometidas y sus medidores • Perfil carga 24 horas en transformador • Corriente instantánea y máxima por acometida y/o medidor Este modelo (ver figura 3) permitirá simular las pérdidas técnicas, y se genera mediante la conversión de archivos Excel (*.xls) antes mencionados a archivos de datos (*.dat), ver figura 4. Tabla 4 Plantilla para levantamiento red baja tensión A rc h iv o s * . x ls le v a n * . tx t c u rv a * . tx t + ---------------------------------------------+ ¦ C O N V E R T ID O R E D C ¦ ¦ ¦ ¦ E N L A C E E N T R E A R C H IV O S D E E X C E L Y ¦ ¦ A R C H IV O S D E P S S /U ¦ ¦ P A R A A N Á L IS IS D E S IS T E M A S E N B A J A T E N S IÓ N + ---------------------------------------------+ ¦ 1 ) C o n v e r tir a r c h i v o s .T X T a fo rm a to .D A T d e l P S S /U 2 ) A y u d a y S u g e r e n c ia s 3 ) S a lir d e l P r o g r a m a El objetivo de las mediciones es generar un modelo que permita determinar la contribución de cada una de las cargas de cada suscriptor a la hora de demanda máxima registrada en el punto de transformación en estudio para la simulación de las pérdidas técnicas. A continuación ecuación que permite extrapolar los consumos de cada medidor al pico máximo de carga registrada en el transformador. I max .acom = [ I acom.med / I Trx ] * I max Trx 24 (1) donde: Imax.acom: Corriente máxima en medidor o acometida Iacom.med: Corriente tomada en medidor o acometida Itrx : Corriente del transformador a la hora de la medida instantánea Imax.Trx24: Corriente máxima del transformador en el registro 24 horas. Esta aproximación matemática se lleva a cabo con un sencillo Programa de S elec c io n e su o p c io n : A r c h iv o s *. d a t Figura 4- Conversión archivos *.dat Se utiliza un programa de computación desarrollado en lenguaje Fortran denominado “Convertidor”. Este programa fue elaborado para generar archivos de datos compatibles con el programa PSSU ó ASPBT para análisis de flujo de carga en circuitos de baja tensión. La fuente de datos del “convertidor” esta constituida por las hojas de cálculo con levantamiento de parámetros de circuitos secundarios y acometidas, corriente instantánea en medidores y la curva de carga del transformador. IV.- Simulación: para llevar a cabo la simulación de flujo de carga en cada red de baja tensión radial para el cálculo de las pérdidas técnicas en circuitos secundarios y acometidas, asociados a cada punto de 6 transformación, se utiliza el programa computacional ASPBT a demanda máxima, producto de las mediciones instantáneas de corriente en cada medidor o acometida. El ASPBT fue desarrollado en la EDC como herramienta para el cálculo de las pérdidas en baja tensión y utiliza el modelo de red radial arriba mencionado. pérdidas técnicas en baja tensión de forma exhaustiva, luego se extrapola a la población de cada región haciendo uso de los estimadores asociados a las cantidades de puntos de transformación en función de sus estratos, capacidades de potencia instalada y pérdidas por estrato. Anexo tabla con énfasis para la región este y total para el resto de las regiones. Tabla 5. Estimaciones pérdidas técnicas energía Región Este Tabla 6 - Estimaciones pérdidas técnicas en energía en Baja Tensión EDC Figura 5 - Simulación PD21348 Región Este Una vez realizada la simulación se obtiene el reporte de pérdidas técnicas en potencia, energía y porcentaje por cada componente: Circuitos secundarios y acometidas, Ver figura 6. La metodología aplicada ha permitido estimar las pérdidas técnicas en unidades de energía. Sigue la estimación para el cálculo del indicador de pérdidas técnicas de energía en forma porcentual. INDICADOR DE PÉRDIDAS TÉCNICAS DE ENERGÍA Los resultados asociados a las pérdidas de energía ( Tabla 5 ) y el registro de la energía neta del sistema, nos permite generar el indicador de pérdidas técnicas para la red de baja tensión, disgregada para circuitos secundarios y acometidas, así mismo nos permite conocer la contribución de cada región a este indicador. Se obtiene unas pérdidas técnicas en energía de 2.33% para circuitos III. . Figura 6 - Reporte de Pérdidas Técnicas La metodología se completa al extrapolar las pérdidas de energía de la muestra a la población de cada región, ver tabla 6. V.- Estimación de las pérdidas de potencia y energía: Para todos los puntos asociados a la muestra representativa se calculan las 7 secundarios y acometidas en base a la energía neta del sistema ver tabla 7. De este indicador se deriva una conclusión muy importante: el 91.8% de las pérdidas se concentra en circuitos secundario de baja tensión y solo 8.2% se concentra en acometidas. Figura 7 - Indicador de pérdidas técnicas en la red de baja tensión. Tabla 7- Indicador de pérdidas técnicas para circuitos secundarios y acometidas ESTIMACIÓN MENSUAL DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS La complejidad de la red de baja tensión, la abundancia de recursos materiales y humanos Además del tiempo necesario para llevar a cabo en forma periódica la actualización del indicador de pérdidas técnicas obliga apoyarse, como una primera aproximación, en modelos matemáticos que permitan simular el comportamiento del indicador en forma mensual a partir de los resultados ya simulados. El modelo escogido y en estudio esta soportado en el enunciado de la Ley de Joule1, el comportamiento mensual de la demanda total de la EDC ( kW ) registrado entre los años 1998-2005 y en los resultados de las pérdidas técnicas ( kW ) obtenidos en el presente estudio. Además el modelo considera: • Índices estaciónales cuadráticos de la demanda en potencia (1998-2001) • Índices por unidad del comportamiento mensual de la demanda, tomando como mes base el máximo de potencia registrado para cada uno de los años entre el 2001 y 2005. Así mismo es necesario contar con los siguientes parámetros en forma mensual y anual: • Factor de Carga • Factor de pérdida • Potencias Máximas IV. b. Medidores: Las pérdidas técnicas en medidores se estiman por información de catálogos de fabricantes y pruebas de laboratorio que involucra las bobinas de tensión, estos valores fueron obtenidos por la unidad de Medidores de la empresa y solo se hace mención a los resultados obtenidos: Tabla 8 - Estimaciones pérdidas técnicas de potencia en Medidores distribución En unidades de energía se obtuvo: 11,608,392 kWh lo que representa el 0.1% del total de pérdidas para la EDC. Agrupando los resultados de red secundaria, acometidas y medidores se obtiene el indicador de pérdidas técnicas en energía para la red de baja tensión en forma porcentual 2.43%: 1 La potencia que se pierde por calentamiento esta dada por la expresión P = I^2*R, donde I es la corriente total y R es la resistencia eléctrica de los equipos. 8 Energía • Tasa crecimiento de la demanda El modelo permite ajustar el comportamiento mensual de las pérdidas técnicas entre una banda con limites inferiores y superiores definida en la tabla 9, siendo el valor mas probable el promedio de las pérdidas energía obtenidas al aplicar índices estaciónales cuadráticos e índices por unidad para cada año. A continuación tabla con las estimaciones mensuales de las pérdidas técnicas para los años 2001 y 2005: La aplicación puede ejecutarse en ambiente Windows 95/ 98 ó Windows NT. El calculo de pérdidas en el programa se efectúa por estratos identificados con un numero desde el cero 0 al 34 o en forma individual por punto de transformación. La simulación de pérdidas se efectúa en dos pasos : • Selección de estratos, dependiendo de la región y tipo de red que se quiera estudiar. • Diagnostico de pérdidas, se ejecuta el flujo de carga trifásico balanceado en forma simultánea para los puntos seleccionados. Finalmente se genera un reporte como se muestra en figura 5, con detalle en las pérdidas técnicas en potencia, energía en acometidas y circuitos secundarios. • Tabla 9 - Estimación de pérdidas técnicas mensuales años 2001-2005 Mes / AÑO Limite Inferior Ene-01 2.16% 2.06% 2.31% 2.19% 2.40% 2.32% 2.33% 2.36% 2.33% 2.44% 2.42% 2.29% Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 Total Anual Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 Sep-05 Oct-05 Nov-05 Dic-05 Total Anual Perdidas Limite Energia Probables de Superior Neta (GWh) Energia 2.18% 2.11% 2.32% 2.25% 2.41% 2.36% 2.36% 2.41% 2.36% 2.46% 2.42% 2.33% 2.20% 2.17% 2.34% 2.31% 2.43% 2.39% 2.39% 2.45% 2.39% 2.48% 2.42% 2.38% 904.4 828.3 974.2 899.5 1,023.2 974.3 977.9 1,002.0 972.5 1,037.4 1,015.6 999.2 2.31% 2.34% 2.37% 11,608.4 2.21% 2.21% 2.39% 2.35% 2.50% 2.42% 2.44% 2.43% 2.41% 2.51% 2.48% 2.31% 2.27% 2.22% 2.40% 2.36% 2.50% 2.42% 2.45% 2.45% 2.43% 2.52% 2.49% 2.38% 2.32% 2.23% 2.41% 2.37% 2.51% 2.43% 2.46% 2.46% 2.46% 2.54% 2.49% 2.45% 969.7 894.9 1,017.6 977.2 1,052.6 1,008.3 1,032.9 1,031.7 1,022.4 1,068.5 1,036.5 1,016.9 2.39% 2.41% 2.43% 12,129.3 MEJORAS A LA METODOLOGÍA Las mejoras que a continuación se describen apuntan a optimizar tiempo y dinero en el uso de recursos, principalmente, durante el proceso de levantamiento y medición de la red de baja tensión así como para la simulación. Para las mejoras manejamos dos propuestas: • Calcular solo las pérdidas técnicas en circuitos secundarios y mantener constantes las perdidas en acometidas • Simular flujo de carga en función de índices estaciónales mensuales. a.- Calcular solo pérdidas técnicas en circuitos secundarios y mantener constantes las pérdidas en acometidas. La conveniencia de calcular las pérdidas técnicas en baja tensión a través de un nuevo modelo surge al identificar que 91.8% de las pérdidas se concentra en circuitos secundario de baja tensión y solo 8.2% se concentra en acometidas ( ver tabla n° 7 ). Nuestra recomendación esta orientada a mantener como una constante el 0.19% ( base de la energía neta del VI. Los resultados son validos al asumir que las pérdidas técnicas máximas son coincidentes con el pico de carga máxima del sistema. HERRAMIENTA DE COMPUTACIÓN ASPBT El ASPBT es la herramienta utilizada en la etapa de simulación, es un programa de análisis de circuitos secundarios y acometidas de distribución con énfasis en la evaluación de pérdidas de potencia y energía. V. 9 sistema ) de pérdidas técnicas en acometidas y se calcule con mayor precisión y en forma periódica las pérdidas a nivel de circuitos secundarios. Ver modelo en figura 8. Transmision Para la red de baja tensión asociada a cada punto de transformación de la muestra representativa de distribución, se simulan doce flujos de carga correspondientes a la carga máxima de cada mes del año en estudio ajustadas por los índices estaciónales de la curva de potencia del sistema registrados en los últimos cinco años manteniendo las mediciones instantáneas de carga en acometidas fijas. M o d e lo e q u iv a le n t e M MES Ene Feb Indice Estacional 0.939 0.965 Demanda Mar Abr May 0.981 0.998 1.020 Jun Jul Ago 1.007 1.007 1.008 Sept Oct Nov Dic 1.019 1.031 1.037 0.993 S/E DISTRIBUCION Media Tensión Baja Tensión ACOMETDIDA CTOS SECUNDARIOS M CIRCUITO M M M M M M M CIRCUITO PRIMARIO TRX Caracterización de la Carga M 35 M 30 Potencia en M.W M M 25 20 15 Medidor 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 4 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hora s M M M e d ic i c ió ió n In s ta n ta n e a Figura 8 - Nuevo Modelo para cálculo pérdidas técnicas en secundarios Rigen las siguientes consideraciones para el levantamiento y medición: • Levantar solo circuitos secundarios tomando en cuenta calibre, numero de cables por fase y longitud. • Tomar medición instantánea en cada una de las fases según cantidad de circuitos secundarios y promediar valor medido • Medir todos los ramales del circuito, no se medirán acometidas individuales a excepción de las acometidas subterráneas trifásicas con calibre igual o superior al conductor 4/0 aluminio • Medir cada transformador con registro 24 horas • Generar modelo solo con medición instantánea en circuitos secundario Las mediciones se convertirán con un factor de escala a la hora pico de la carga del transformador y las mediciones de cada circuito se prorratean entre sus ramales en proporción a sus mediciones. b.- Simular flujo de carga en función de índices estaciónales mensuales. Figura 9 – Ajuste de la Demanda máxima mensual a cada punto de transformación CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Los porcentajes de pérdidas están referidos a la energía neta del sistema. El método empleado permitió calcular el índice de pérdidas técnicas de la red de baja tensión de la Electricidad de CaracasAES, estimado en 2,43% con una confianza del 95% y con un error de 10%. El 91,8% de las pérdidas técnicas en energía en baja tensión se concentra en circuitos secundarios y solo el 8,2% se concentra en acometidas. Por la cantidad de recursos que se requieren para estimar las pérdidas en acometidas, se recomienda mantener fijo en 0,19% para futuros estudios. La metodología empleada permitió identificar y disgregar las pérdidas técnicas por región en baja tensión así como su contribución al indicador total. La metodología propuesta presenta una mejora con respecto al cálculo teórico de VII. 10 las pérdidas técnicas que se utilizó en los años anteriores. Las modificaciones implantadas en el Software ASPBT permite reducir los tiempos de simulación y para el próximo estudio de actualización del indicador, permitirá simular y estimar las pérdidas mensuales en función de la curva de demanda del sistema. IX. REFERENCIAS [1] Husseim, Khordr. “Técnicas Modernas de análisis y diseños de sistemas de distribución ” USB, Noviembre 2002, pp.3-21. [2] Luy, Ricardo, “Pérdidas técnicas en el sistema de distribución de la C.A. la Electricidad de Caracas y sus empresas filiales ”, Mayo 1999. [3] EDC-AES, “Metodología y Cálculo de pérdidas técnicas para Generación, Transmisión y Distribución 2001-2003”, diciembre 2002. [4] EDC-AES, “Pérdidas técnicas de Potencia y energía eléctrica, Desglose y Alternativas para su reducción en el sistema eléctrico de la EDC”, Abril 1997. [5] Garcia, Ignacio “ Diseño y estratificación de la Muestra para la red Baja Tensión”, Julio 2001. [6] EDC-AES. “Manual glosario de términos pérdidas de energía”. Enero 2000. [7] MemoBox 300, “Manual Técnico”. VIII. AGRADECIMIENTOS Especialmente al Prof. Alberto Naranjo por su gran contribución en el desarrollo del programa ASPBT, al Profesor Carmelo Solórzano por sus consejos, a los Ingenieros Ricardo Luy y Víctor Mendible por sus recomendaciones y apoyo, y a todas las personas que participaron desde cada una de las regiones en el cálculo del indicador de pérdidas técnicas para el periodo 2001-2004, incluyendo Generación, transmisión, CCO y Medidores a través del comité central de pérdidas técnicas. 11