DGHK

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS
FACULTAD DE TECNOLOGÍA
CARRERA DE ELECTRICIDAD
“REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

EN CENTROS DE TRANSFORMACIÓN PARA LA
EMPRESA DELAPAZ”
Proyecto de grado presentado para la obtención del Grado de Licenciatura
POR: REYNALDO CONDORI PAUCARA
TUTOR: LIC. OSWALDO TIÑINI APAZA
LA PAZ -BOLIVIA
Octubre, 2018
DEDICATORIA
Dedico el presente proyecto:
A mi querida esposa Maria Dolly Ticona Enao y mi

pequeño hijo Andres Reynaldo Condori Ticona,
quienes son el motor de mi vida que me dan fuerza y
su apoyo incondicional para seguir adelante.
A mis queridos padres, Toribio y Simona, por

brindarme su infinito amor, principios, valores,
fortaleza y la oportunidad de estudiar.
A mis hermanos, Edgar y Álvaro, por todo su apoyo

brindado en todo este tiempo.
¡Con mucho cariño!
Reynaldo Condori Paucara
I
AGRADECIMIENTO
A nuestro divino creador por darme el regalo de la vida, y con ella la

oportunidad de alcanzar todos los sueños anhelados, por su amor incondicional
que a pesar de mis errores nunca se ha apartado de mi lado.
Al Lic. Oswaldo Tiñini Apaza, mi tutor del presente proyecto gracias por
brindarme su apoyo, por transmitirme su conocimiento, orientación y sin duda
su motivación para que logre acabar el presente proyecto.
A todos los docentes de la carrera de electricidad por transmitir y compartir sus

valiosos conocimientos que nos será muy útil en nuestra vida profesional.
A mis jefes y compañeros de trabajo de la empresa DELAPAZ, quienes gracias

a su apoyo, concejos y motivación para poder culminar el presente proyecto.
¡Muchas gracias a todos!
II
INDICE GENERAL
CONTENIDO Pagina
DEDICATORIA .................................................................................................... I
AGRADECIMIENTO ........................................................................................... II
RESUMEN ......................................................................................................... XI
CAPITULO 1. GENERALIDADES....................................................................... 1
1.1. INTRODUCCION. .................................................................................. 1
1.2. ANTECEDENTES. ................................................................................. 2
1.3. JUSTIFICACION. ................................................................................... 3
1.4. OBJETIVOS........................................................................................... 3
1.4.1. OBJETIVO GENERAL. ....................................................................... 3
1.4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS. ............................................................. 4
1.5. ALCANCE DEL TRABAJO. ................................................................... 4
1.6. LIMITES DEL TRABAJO. ..................................................................... 4
CAPITULO 2. MARCO TEORICO ...................................................................... 6
2.1. DISTRIBUCION ELECTRICA ................................................................... 6
2.2. CENTRO DE TRANSFORMACION .......................................................... 7
2.3. REDES DE BAJA TENSION .................................................................... 7
2.4. ALUMBRADO PUBLICO .......................................................................... 7
2.5. ACOMETIDA ............................................................................................ 8
2.6. MEDIDOR DE ENERGIA .......................................................................... 8
2.7. CLASIFICACIÓN DE PÉRDIDAS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS ............ 8
2.7.1. PERDIDAS TECNICAS ......................................................................... 8
2.7.2. PERDIDAS NO TECNICAS .................................................................. 9
2.7.2.1. CLASIFICACIÓN SEGÚN SUS CAUSAS ........................................ 10
2.7.2.2. CLASIFICACIÓN SEGÚN LA RELACIÓN CON LAS ACTIVIDADES
ADMINISTRATIVAS DE LA EMPRESA ........................................................ 12
2.7.3. PÉRDIDAS FIJAS Y VARIABLES ....................................................... 12
III
2.8. CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA EL ESTUDIO DE PÉRDIDAS .. 13
2.8.1. DEMANDA ........................................................................................... 13
2.8.2. DEMANDA MAXIMA............................................................................ 13
2.8.3. DEMANDA PROMEDIO ...................................................................... 13
2.8.4. FACTOR DE CARGA .......................................................................... 13
2.8.5. FACTOR DE PÉRDIDAS ..................................................................... 14
2.8.6. RELACION DEL FACTOR DE PÉRDIDAS Y EL FACTOR DE CARGA
...................................................................................................................... 15
2.9. REPRESENTACION DE LAS LINEAS EN LAS REDES DE
DISTRIBUCION ............................................................................................. 15
2.10. PARAMETROS EN LAS LINEAS DE LAS REDES DE DISTRIBUCION
...................................................................................................................... 17
2.10.1. RESISTENCIA ................................................................................... 17
2.10.1.1. RESISTENCIA EN CORRIENTE ALTERNA .................................. 19
2.10.1.1.1. EFECTO PIEL ............................................................................. 19
2.10.1.1.2. EFECTO PROXIMIDAD .............................................................. 21
2.10.2. INDUCTANCIA Y REACTANCIA INDUCTIVA................................... 22
2.10.2.1. DEFINICION DE INDUCTANCIA................................................... 22
2.10.2.2. INDUCTANCIA DE UN CONDUCTOR DEBIDO AL FLUJO
INTERNO ...................................................................................................... 22
EXTERNO ..................................................................................................... 26
2.10.2.4. INDUCTANCIA DE UNA LINEA BIFILAR MONOFASICA .............. 27
2.10.2.5. ENLACES DE FLUJO DE UN CONDUCTOR EN GRUPO ............ 29
2.10.2.6. INDUCTANCIA DE LINEAS DE CABLES ...................................... 30
2.10.2.7. RADIO MEDIO GEOMÉTRICO DE LOS CONDUCTORES RMG .. 32
2.10.2.8. DISTANCIA MEDIA GEOMETRICA DMG ...................................... 33
2.10.2.9. REACTANCIA INDUCTIVA ........................................................... 34
2.11. BALANCE ENERGÉTICO .................................................................... 34
IV
CAPITULO 3. METODOLOGIA DE REDUCCION Y CONTROL DE PERDIDAS
.......................................................................................................................... 35
3.1. INTRODUCCION .................................................................................... 35
3.2. PROCESOS QUE INFLUYEN LA REDUCCIÓN Y CONTROL DE
PÉRDIDAS .................................................................................................... 35
3.3. FLUJO DE LA METODOLOGIA DE REDUCCIÓN Y CONTROL DE
PÉRDIDAS .................................................................................................... 36
3.4. PROCESO DE LA METODOLOGIA DE REDUCCION Y CONTROL DE
PÉRDIDAS DE ENERGIA. ............................................................................ 37
3.4.1. SELECCIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ...................... 37
3.4.2. ESQUEMA DE CONEXIÓN DEL MEDIDOR DE CONTROL
INSTALADO EN CDT .................................................................................... 39
3.4.2.1. CARACTERÍSTICAS DEL MEDIDOR ACE 6000 ITRON UTILIZADO
PARA LA MACROMEDICIÓN ....................................................................... 39
3.4.2.2. COMUNICACIÓN DEL PUERTO OPTICO AL MEDIDOR ACE 6000
ITRON UTILIZADO PARA LA MACROMEDICIÓN........................................ 42
3.4.2.3. PRESENTACION DE DATOS DESCARGADOS DE LA MEMORIA
INTERNA DEL MEDIDOR ACE 6000 ............................................................ 43
3.4.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS ............................................... 43
3.4.4. DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
...................................................................................................................... 44
3.5. REVISIÓN DE LOS CLIENTES QUE FORMAN PARTE DEL CENTRO
DEL TRANSFORMACIÓN ............................................................................. 44
CAPITULO 4. CÁLCULOS Y ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA POR
MACROMEDICIÓN ........................................................................................... 46
4.1. SELECCIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN .......................... 46
4.1.1. DESCRIPCIÓN DEL LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN ....... 46
4.1.2. UBICACIÓN GEOGRAFICA ................................................................ 47
4.2. IMPLEMENTACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA REDUCCIÓN Y
CONTROL DE PERDIDAS ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL CDT 75+25
KVA CIA 10707 – 6379.................................................................................. 48
4.2.1. FACTOR DE CARGA .......................................................................... 48
V
4.2.2. FACTOR DE PÉRDIDA CON RELACIÓN AL FACTOR DE CARGA .. 49
4.2.3. BALANCE ENERGETICO INICIAL ...................................................... 49
4.2.4. ESTIMACIÓN DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS .................................. 51
4.2.4.1. CALCULO DE PARAMETROS ELECTRICOS EN LAS LÍNEAS DE
DISTRIBUCIÓN ............................................................................................. 51
4.2.4.1.1. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA Y REACTANCIA INDUCTIVA .. 52
4.2.4.1.1.1. CALCULO DE LA RESISTENCIA ............................................... 52
4.2.4.1.1.2. CALCULO DE LA REACTANCIA INDUCTIVA ........................... 55
4.2.4.1.1.2.1. CALCULO DE LA DISTANCIA MEDIA GEOMETRICA ........... 56
4.2.4.1.1.2.2. CALCULO DEL RADIO MEDIA GEOMETRICA. ..................... 58
4.2.4.1.2. CIRCUITO A .................................................................................. 59
4.2.4.1.3. CIRCUITO B .................................................................................. 61
4.2.4.1.4. CIRCUITO C .................................................................................. 63
4.2.4.1.5. CIRCUITO D .................................................................................. 66
4.2.4.1.6. CIRCUITO EQUIVALENTE DEL CDT ........................................... 67
4.2.4.2. ENERGIA PERDIDA EN LA LINEA DE DISTRIBUCION ................. 68
4.2.4.3. ENERGIA PERDIDA EN LAS ACOMETIDAS .................................. 70
4.2.4.4. ENERGIA PERDIDA EN MEDIDORES DE ENERGIA ..................... 70
4.2.4.5. PERDIDA TÉCNICA ESTIMADA TOTAL ........................................ 71
4.2.5. CALCULO DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS ................................ 72
4.2.6. BALANCE ENERGÉTICO EN FUNCIÓN A LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA ...................................................................................................... 72
4.3. BALANCE ENERGÉTICO DE FEBRERO A MARZO DE 2018 .............. 73
4.4. REVISIÓN DE LOS USUARIOS QUE FORMAN PARTE DEL CENTRO
DE TRANSFORMACIÓN SELECCIONADO ................................................. 75
4.5. BALANCE ENERGÉTICO DE MARZO A ABRIL DE 2018 ..................... 77
4.6. EL CONTROL Y REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LOS CDT ...... 78
4.7. GRAFICA DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS DEL CDT ... 79
CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................. 80
5.1. CONCLUSIONES ................................................................................... 80
VI
5.2. RECOMENDACIONES ........................................................................... 81
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................. 83
GLOSARIO ....................................................................................................... 84
ANEXOS ........................................................................................................... 85
Anexo A: Resolución de la autoridad de fiscalización y control social de
electricidad .................................................................................................... 86
Anexo B: Ley de electricidad, ley n° 1604 de 21 de diciembre de 1994 ...... 88
Anexo C: Datos de medidor de energía ......................................................... 89
Anexo D: Análisis de datos descargados de medidor del CDT 10707 - 6379 92
Anexo E: Energía facturada de cada medidor ............................................... 93
Anexo F: Relevamiento de luminarias instaladas en el CDT seleccionado ... 96
Anexo G: Plano completo de cobertura de la red del CDT seleccionado ...... 97
Anexo H: Tabla de conductores de líneas de distribución y acometidas ....... 98
Anexo I: Demandas y pérdidas en acometidas de usuarios .......................... 99
Anexo J: Análisis de datos descargados de medidor del CDT 10707 – 6379,
febrero y marzo ........................................................................................... 106
Anexo K: Energía facturada de cada medidor, febrero y marzo .................. 107
Anexo L: Análisis de datos descargados de medidor del CDT 10707 – 6379.
Marzo y abril. .............................................................................................. 110
Anexo M: Energía facturada de cada medidor ............................................ 111
VII
INDICE DE FIGURAS
Pagina
FIGURA 2. 1. Sistema De Distribución ............................................................. 7

FIGURA 2. 2. Conexión En Directo En Tablero Vacio ...................................... 10
FIGURA 2. 3. Manipulación Del Medidor .......................................................... 11
FIGURA 2. 4. Circuito Equivalente De Una Línea Corta ................................... 16
FIGURA 2. 5. Flujo Interno ............................................................................... 23
FIGURA 2. 6. Flujo Externo ............................................................................. 23
FIGURA 2. 7. Línea Bifilar De Monofásica ........................................................ 27
FIGURA 2. 8. Grupo De Conductores ............................................................... 30
FIGURA 2. 9. Línea Monofásica Formada Por Dos Conductores ..................... 31
FIGURA 3. 1. Flujo de proceso de reducción y control de pérdidas ................. 36

FIGURA 3. 2. Centro de transformación con las disposiciones requeridas ..... 37
FIGURA 3. 3. Esquema de conexión del medidor de control ............................ 39
FIGURA 3. 4. Medidor electrónico ACE 6000 ................................................... 40
FIGURA 3. 5. Comunicación por puerto óptico de PC a medidor ACE 6000 .... 42
FIGURA 3. 6. Presentación de datos de memoria interna de medidores AC 6000
itron ................................................................................................................... 43
FIGURA 4. 1. Ubicación Geográfica Y Cobertura Del CDT .............................. 47

FIGURA 4. 2. Curva De Carga, Día De Demanda Máxima (04/02/18) ............. 48
FIGURA 4. 3. Línea trifásica de 3 fases, 4 hilos ............................................... 56
FIGURA 4. 4. Línea trifásica de 3 fases, 3 hilos .............................................. 56
FIGURA 4. 5. Línea bifásica o monofásica ....................................................... 57
FIGURA 4. 6. Línea trenzada trifásica de 3fases, 4 hilos ................................. 57
VIII
FIGURA 4. 7. Línea trenzada trifásica de 3fases, 4hilos .................................. 58
FIGURA 4. 8. Circuito “A” del CDT CIA 10701-6379 ........................................ 59
FIGURA 4. 9. Circuito equivalente del circuito A............................................... 60
FIGURA 4. 10. Impedancia equivalente del circuito A ...................................... 60
FIGURA 4. 11. Circuito “B” del CDT CIA 10701-6379 ...................................... 61
FIGURA 4. 12. Circuito equivalente del circuito B............................................. 61
FIGURA 4. 13. Circuito “B” simplificado etapa 1 ............................................... 62
FIGURA 4. 14. Circuito “B” simplificado etapa 2 ............................................... 63
FIGURA 4. 15. Impedancia equivalente del circuito B ...................................... 63
FIGURA 4. 16. Circuito “C” del CDT CIA 10701 - 6379 .................................... 63
FIGURA 4. 17. Circuito equivalente del circuito C ............................................ 64
FIGURA 4. 18. Circuito C simplificado etapa 1 ................................................. 64
FIGURA 4. 21. Impedancia equivalente del circuito C ...................................... 66
FIGURA 4. 22. Circuito “D” del CDT CIA 10701-6379 ...................................... 66
FIGURA 4. 23. Impedancia equivalente del circuito D ...................................... 67
FIGURA 4. 24. Circuito equivalente del CDT .................................................... 67
FIGURA 4. 25. Circuito equivalente del CDT seleccionado .............................. 68
FIGURA 4. 26. Comportamiento de las pérdidas de energía del CDT .............. 79
IX
INDICE DE TABLAS
Pagina
Tabla 2. 1. Factor De Corrección Por Temperatura Para El Cálculo De

Resistencia ....................................................................................................... 18
Tabla 2. 2. Valores de RMG para cables .......................................................... 33
Tabla 3. 1. Especificaciones técnicas del medidor ACE 6000 .......................... 41
Tabla 4. 1. Descripción de los centros de transformación ............................... 46

Tabla 4. 2. Balance Energético Inicial ............................................................... 50
Tabla 4. 3. Resistencia DC/AC de conductores utilizados en las líneas de
distribución de BT ............................................................................................. 55
Tabla 4. 4. Resistencia DC/AC de conductores utilizado en acometidas .......... 55
Tabla 4. 5. Reactancias inductivas de las líneas de distribución más utilizadas 59
Tabla 4. 6. Balance energético en función a las pérdidas de energía ............... 72
Tabla 4. 7. Perdidas de energía según el nivel de tensión acumulado de abril
2018 .................................................................................................................. 73
Tabla 4. 8.Balance energético de febrero y marzo ........................................... 74
Tabla 4. 9. Balance energético en función a las pérdidas ................................. 75
Tabla 4. 10. Resultados de las inspecciones (batidas) de marzo y abril ........... 76
Tabla 4. 11. Balance energético de marzo y abril ............................................. 77
Tabla 4. 12. Balance energético en función a las pérdidas ............................... 78
X
RESUMEN
El presente trabajo tiene la finalidad elaborar un plan estratégico para la

reducción y control de pérdidas de energía por centro de transformación,
realizando la sectorización de los mismos, la que comprende una etapa de
macro medición.
En el desarrollo de la metodología, será necesario separar las pérdidas técnicas
y no técnicas del total de pérdidas de energía para su análisis.
El cálculo de pérdidas técnicas por centro de transformación se realizará para
cada componente de la red, es decir en las redes de baja tensión, acometidas y
equipos de medición.
Una vez calculado las pérdidas técnicas, se obtienen las pérdidas no técnicas
de energía, mediante la cual se establecerá el nivel de pérdida no técnica.
Estos indicadores son los que permitirán realizar las acciones correspondientes.
El análisis y cálculo de las pérdidas de energía, se realizarán por centros de
transformación medidos en baja tensión, para zonas residenciales y
comerciales.
XI
CAPITULO 1. GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCION.
Las pérdidas de energía han sido un problema que se ha mantenido a lo largo
del tiempo en las empresas distribuidoras, lo cual es preocupante ya que debido
a este fenómeno se presentan graves dificultades financieras que comprometen
la viabilidad económica de la empresa, por otra parte la misma tiene como
compromiso de brindar un servicio continuo y de calidad a sus clientes de tal
manera que se conviertan en parte fundamental del crecimiento económico y
social de la población.
Debido a que las pérdidas de energía están compuestas por perdidas técnicas y
perdidas no técnicas se debe tener el conocimiento de los niveles que alcanzan
cada una de estas, esta información permitirá tomar acciones para combatir los
problemas que originan cada una de los componentes.
Mientras la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (A.E.)

establece los valores de las perdidas consideradas por sistema para la gestión
2017 de un 11.25%1.
El presente proyecto está referido para realizar un estudio para la reducción y

control de pérdidas de energía en centros de transformación para la empresa
DELAPAZ, el cual podrá ser aplicable para un plan estratégico para reducir las
pérdidas de energía.
Para determinar los índices de perdidas sectorizados, se instalaran medidores

de energía en un centro de transformación el cual podrá ser una zona
residencial o comercial, del cual se descargara datos de la memoria de masa
para así realizar el balance energético inicial.
1
Resolución A.E. Nº 604/2015. (véase en anexo A)
1
La empresa DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD LA PAZ S.A. DELAPAZ en
la actualidad dispone de equipos adecuados para realizar el registro de energía
y de las demandas en intervalos de tiempo cada 15 minutos, estos equipos son
los medidores ACE 6000 y en algunos casos el SL 7000, la característica
principal de estos medidores es que tienen la posibilidad de almacenar datos,
los parámetros que almacena es potencia activa, potencia reactiva, potencia
aparente, corriente de cada fase, tensión, factor de potencia, etc.
Con respecto a las pérdidas técnicas en las líneas de baja tensión se utilizara el
Sistema geográfico de la red 2 , el cual nos dará referencias del circuito que
abarca el centro de transformación, además nos brindara información de la
cantidad de las acometidas, distancias de un vano, tipo de cable de la
acometida y cantidad de usuarios, etc.., aprovechando estos datos se podrá
realizar los cálculos necesarios para poder determinar la perdida técnica.
Con este estudio se pretende llegar a reducir de manera gradual los niveles de
pérdidas obtenidas en el balance inicial hasta llegar a las metas planteadas, ya
que estas pérdidas tienen un carácter dinámico debido a las condiciones
sociales y culturales de los usuarios.
1.2. ANTECEDENTES.
En diciembre de 2012, la empresa distribuidora de energía eléctrica más

importante de la ciudad de La Paz, la mayoría accionaria de Electropaz la cual
fue nacionalizada por decisión soberana del Estado Plurinacional de Bolivia.
El 12 de marzo de 2013, el accionista mayoritario ENDE, en junta general de
accionistas, determino el cambio de la razón social de la empresa a
“Distribuidora de Electricidad La Paz S.A. DELAPAZ”.
2
Sistema geográfico de la red, es un sistema utilizado por la empresa DELAPAZ para la ubicación de los
servicios, características de las líneas de AT, MT y BT. De aquí en adelante se utilizara la abreviatura
SIGRED.
2
El 19 de marzo de 2013 el presidente del estado plurinacional de Bolivia,
anuncio la nueva razón social de la empresa en el palacio de gobierno.
Ampliando además su ámbito de acción al nivel departamental.
La Distribuidora de Electricidad La Paz S.A. DELAPAZ, una empresa filial de
ENDE corporación, se ha consolidado como la principal empresa distribuidora
de energía eléctrica en el país, con más de 778 mil clientes de las 20 provincias
del departamento de La Paz, brindando un servicio de calidad con tarifas
accesibles, logrando impulsar el desarrollo local.
Con el fin de mejorar su eficiencia en lo que respecta a pérdidas de energías no
técnicas en la empresa Distribuidora de Electricidad La Paz S.A. DELAPAZ, se
han venido aplicando planes de reducción cuya base principal consiste en una
revisión masiva de los servicios.
1.3. JUSTIFICACION.
Las pérdidas de energía según los niveles de tensión de la empresa

Distribuidora de Electricidad La Paz S.A. DELAPAZ, está establecido para el
caso de BT (baja tensión) en un 8,70% estos datos fueron obtenidos del
balance estadístico elaborado por Departamento de Medición y Control de
Perdidas. Sin embargo en algunos centros de transformación están por encima
de estos valores los cuales serán analizados.
1.4. OBJETIVOS.
1.4.1. OBJETIVO GENERAL.
o Desarrollar e implementar un método para reducir y controlar las

pérdidas de energía por centros de transformación utilizando
macromedición, para así determinar el nivel de pérdidas de energía
que existe, de esta manera cumplir las metas propuestas en el plan
3
de reducción de pérdidas de energía eléctrica de la empresa
Distribuidora de Electricidad de La Paz S.A. DELAPAZ.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.
o Utilizar equipos de medición en lugares estratégicos, para sectorizar

las pérdidas de energía.
o Determinar índices de pérdidas energía por centro de transformación.
o Realizar el balance energético para el centro de transformación.
o Plantear un método para la reducción y control de pérdidas de
energía.
1.5. ALCANCE DEL TRABAJO.

o Obtener mediante un análisis los índices de pérdidas de energía para el
centro de transformación.
o Analizar las pérdidas en cada uno de los componentes del centro de
transformación en el circuito secundario, es decir redes secundarias,
acometidos y medidores de energía.
o Plantear soluciones para la reducción y control de pérdidas no técnicas
de energía.
1.6. LIMITES DEL TRABAJO.
En el proyecto, se pretende realizar un análisis de pérdidas de energía eléctrica

por centros de transformación en baja tensión en una zona residencial y
comercial, el cual será hecho a partir del secundario del transformador hasta el
usuario final.
Así mismo poner en claro que el proyecto, solo se hará un análisis con respecto
a energías y no así inmiscuyéndonos en el análisis económico.
4
Hay que mencionar además que no tendremos un límite de reducción de
energía, ya que estas pérdidas tienen un carácter dinámico debido a las
condiciones sociales y culturales de los usuarios.
5
CAPITULO 2. MARCO TEORICO
2.1. DISTRIBUCION ELECTRICA
La red de distribución es el medio a través del cual se transmite la electricidad

al usuario final partiendo de una barra del sistema de transmisión. Las redes de
distribución, que pueden ser aéreas o subterráneas, están compuestas por
segmentos que operan en distintos voltajes. Es posible distinguir los siguientes
segmentos:
 Redes de alta tensión. Emplean voltajes mayores a 100 kV y se utilizan

en sistemas de subtransmisión. En ellas el flujo de energía va en una
sola dirección para llevar la energía de la red de transmisión troncal,
conformada por las líneas donde el flujo de energía no tiene una
dirección única y que alimenta a todos los puntos de retiro de energía del
sistema, a los centros poblados.
 Redes de media tensión. Emplean voltajes comprendidos entre 1 kV y
100 kV, y se utilizan tanto para llegar a instalaciones industriales de alto
consumo de electricidad como para la distribución de energía en una
ciudad.
 Redes de baja tensión. Emplean voltajes de 110-220 voltios para
consumo residencial y de 500-600 voltios para consumo industrial. Se
emplean para abastecer de electricidad a los usuarios desde un punto
cercano de la red de media tensión. El costo por kWh de estas redes es
mayor que para las redes de media tensión.
6
FIGURA 2. 1. Sistema De Distribución
FUENTE: Redes De Distribución “Autor: Samuel Ramírez”
2.2. CENTRO DE TRANSFORMACION
También conocido como transformadores de distribución, se conectan a un

circuito primario para reducir el nivel de tensión a valores que puedan ser
utilizados por los usuarios pudiendo ser trifásicos y monofásicos. A estos se los
puede encontrar montados sobre postes, cámaras subterráneas. Además los
centros de transformación se encuentran ubicados cerca de los centros de
consumo.
2.3. REDES DE BAJA TENSION
Son el conjunto de líneas (trifásicas, monofásicas) asociadas a los secundarios

de los centros de transformación encargas de distribuir la energía con niveles
de voltaje de utilización hacia los usuarios en una determinada área.
2.4. ALUMBRADO PUBLICO
Es el sistema destinado a iluminar todos aquellos espacios de libre circulación,

las características de este servicio dependen del sector y el sistema vial que
existe en la zona el cual está conformado por luminarias y accesorios de
montaje.
7
El principal objetivo del alumbrado público es proporcionar la suficiente
iluminación para ofrecer a peatones y tráfico rodado la máxima seguridad de
desplazamiento; además contribuye a mejorar el aspecto nocturno del entorno.
2.5. ACOMETIDA
Es la parte de red construida desde la red de distribución secundaria hacia los

bornes del medidor asociado al cliente, cuya finalidad es conectar al usuario
con la red de la empresa de distribución.
2.6. MEDIDOR DE ENERGIA
Son dispositivos usados para la medición del consumo de energía eléctrica.

Existen varios tipos de medidores dependiendo de su construcción, del tipo de
energía que miden, clase de precisión y conexión a la red eléctrica.
2.7. CLASIFICACIÓN DE PÉRDIDAS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS
2.7.1. PERDIDAS TECNICAS
El conjunto de las perdidas eléctricas de un sistema debidas a fenómenos

físicos son las denominadas pérdidas técnicas del mismo. Estas pérdidas se
deben a las condiciones propias de la conducción y transmisión de la energía
eléctrica. Las pérdidas técnicas se pueden clasificar a su vez según la función
del componente y según la causa que lo origina.
1. Por función del componente, estas pérdidas corresponden a:

 Perdidas por transporte.
 En línea de transmisión.
 En líneas de subtransmisiòn.
 En circuitos de distribución primaria.
 En circuitos de distribución secundaria.
 Perdidas por transformación.
8
 En transmisión/subtransmisiòn.
 En subtransmisiòn/distribución.
 En transformadores de distribución.
2. Por causa de pérdidas, según la causa que las origina y las pérdidas
técnicas se pueden agrupar en las siguientes:
 Perdidas por efecto corona.
 Perdidas por efecto joule.
 Perdidas por corrientes parasitas e histéresis.
2.7.2. PERDIDAS NO TECNICAS
Las pérdidas no técnicas son las calculadas como la diferencia entre las
pérdidas totales de sistema eléctrico y las pérdidas técnicas estimadas por el
mismo.
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar de acuerdo con varios criterios.

Entre los más convenientes se encuentran los siguientes:
 Clasificación según la causa que las produce.

 Clasificación según su relación con las actividades administrativas de la
empresa.
Según la clasificación adoptada, las pérdidas no técnicas se miden energía,

mientras que otras pérdidas como las ocasionales por el no recaudo o recaudo
demorado del pago corresponden estrictamente a pérdidas financieras. Estas
últimas comprenden también las pérdidas para la empresa, resultantes de un
cobro a una tarifa diferente a la correspondiente a un usuario determinado.
9
2.7.2.1. CLASIFICACIÓN SEGÚN SUS CAUSAS
Consumo de usuarios no suscriptores o contrabando, comprende

fundamentalmente la conexión directa de usuarios del servicio a una red sin
haber suscrito un contrato o acuerdo con la empresa encargada de la
distribución de energía. En este grupo se incluyen también aquellos usuarios
que habían tenido un contrato con la empresa distribuidora son desconectado
de la red y se vuelven a conectar a este sin autorización (figura 2.2). Este
usuario obviamente, no tiene medición de energía consumida.
FIGURA 2. 2. Conexión En Directo En Tablero Vacio
FUENTE: Elaboración Propia
Error en la contabilización de energía (de suscriptores con contador):

comprende todos aquellos errores de medición de contadores, lectura y
facturación de suscriptores excluyendo las causas de adulteración de los
10
equipos de medición. En estas pérdidas se incluyen las debidas a la no
simultaneidad de la medición de los contadores.
Error en consumo estimado (de suscriptores sin contador): corresponde a
todos aquellos suscriptores que por cualquier motivo se factura por una
estimación de su consumo. Incluye los casos de usuarios temporales a los
cuales la empresa decide no instalarle un contador.
Fraude o hurto (por parte de suscriptores): comprende todos los casos en
los cuales el usuario, siendo un suscriptor de la empresa distribuidora, altera el
equipo de medición o toma directamente la energía.
FIGURA 2. 3. Manipulación Del Medidor
Error en el consumo propio de la empresa: corresponde a la no

contabilización de energía consumida por la empresa encargada de la
distribución.
11
2.7.2.2. CLASIFICACIÓN SEGÚN LA RELACIÓN CON LAS ACTIVIDADES
ADMINISTRATIVAS DE LA EMPRESA
 Por registro o medición deficiente del consumo.

 Por facturación incorrecta de los usuarios.
2.7.3. PÉRDIDAS FIJAS Y VARIABLES
Esta clasificación de pérdidas corresponde a reconocer que ciertas perdidas

tanto de potencia como de energía varían con la demanda o son
aproximadamente fijas independientemente de las variaciones de las mismas.
Esta clasificación es útil para identificar cuáles son función de la demanda y
cuales se mantienen aproximadamente constantes con la misma.
Las pérdidas fijas incluyen las siguientes pérdidas técnicas:
 Efecto corona.
 Perdidas por histéresis y corrientes parasitas.
Las pérdidas fijas, se presentan en el sistema por el solo hecho de energizar

la línea o el transformador en el cual se producen. Este tipo de pérdidas se
producirán en el sistema aunque la carga conectada a ellos fuera igual a cero
y su variación en mayor o menor grado.
Las pérdidas variables, son aquellas que dependen de la demanda. Las

pérdidas por efecto Joule son las que componen la totalidad de las pérdidas
técnicas variables.
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar en su totalidad como perdidas

variables con la demanda. En efecto las pérdidas no técnicas hacen parte de la
demanda misma pero por cuyo servicio la empresa distribuidora no recibe
ninguna retribución.
12
2.8. CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA EL ESTUDIO DE PÉRDIDAS
2.8.1. DEMANDA
Es la cantidad de potencia que un consumidor utiliza en cualquier momento

(variable en el tiempo).La demanda puede ser expresada en las unidades de
kW, kVAr, kVA, etc.
Aunque los intervalos de demanda dependen del tipo de carga entre otros
factores, para el caso de la facturación de energía eléctrica es común utilizar un
intervalo de 15 minutos.
2.8.2. DEMANDA MAXIMA
Corresponde a la mayor demanda que se presenta en el sistema en un periodo

de trabajo previamente establecido.
En demanda máxima es donde se presenta la máxima caída de tensión en el

sistema y las mayores pérdidas de potencia kW, KVAR y energía kWh.
2.8.3. DEMANDA PROMEDIO
Se define como la relación entre el consumo de energía del usuario durante un

intervalo dado y el intervalo mismo.
( )
[2.1]
2.8.4. FACTOR DE CARGA
Se lo obtiene de la relación entre la demanda promedio en un intervalo de

tiempo establecido y la demanda máxima en el mismo intervalo de tiempo.
[2.2]
13
El valor del factor de carga se encuentra dentro del intervalo: 0 < < 1, siendo
1 el valor optimo del factor de carga indicando que el valor de demanda máxima
es sostenido a lo largo de todo el intervalo de tiempo, por lo cual al tener un
valor alto se indica que el perfil de carga es muy constante sin mayores
variaciones implicando que las pérdidas en cualquier instante tengan un valor
muy cercano a las perdidas en instante de la demanda máxima. Al contrario
cuando el valor del factor de carga es bajo, se tiene un perfil de carga con
picos y valles pronunciados que implican una gran variación en la demanda y
por tanto en las pérdidas. Es de esperar que un circuito de distribución con
clientes residenciales cuyo perfil de carga tiene muchas variaciones tenga un
bajo factor de carga, caso contrario en un circuito con usuarios del tipo industrial
que tiene un alto factor de carga.
2.8.5. FACTOR DE PÉRDIDAS
En factor de pérdidas” ” se define a partir de la siguiente ecuación:
∑
[2.3]
El factor de pérdidas permite determinar el porcentaje de tiempo necesario para

que la demanda máxima obtenga las mismas pérdidas que la demanda real
para un intervalo de tiempo específico.
El factor de pérdidas se puede definir también como la relación entre las

pérdidas promedio y las pérdidas máximas de la siguiente forma:
[2.4]
14
2.8.6. RELACION DEL FACTOR DE PÉRDIDAS Y EL FACTOR DE CARGA
El factor de pérdidas puede determinarse a partir del factor de carga utilizando

la expresión desarrollada por Buller y Woodrow, dicha expresión se muestra a
continuación:
( ) [2.5]
Donde C es un coeficiente variable que depende de aproximaciones

estadísticas y de las características del sistema, en general su valor siempre es
C <= 1.
La expresión más comúnmente empleado para el cálculo del factor de pérdida:
[2.6]
La ecuación 2.6 da un resultado razonablemente ajustado.
El valor del factor de pérdidas está definido entre el siguiente intervalo:
2.9. REPRESENTACION DE LAS LINEAS EN LAS REDES DE

DISTRIBUCION
Las líneas se representan según los parámetros: resistencia, inductancia,

capacitancia y conductancia, parámetros que constituyen el efecto Joule, el
campo magnético, el campo eléctrico así como el efecto corona en su
interacción en los conductores eléctricos. Algunos de estos parámetros se
pueden omitir debido a que representan un efecto despreciable en el modelado
de una línea con longitud determinada.
En líneas con longitudes menores a los 50 km consideradas líneas cortas, se

puede despreciar la capacitancia y la conductancia ya que su efecto es muy
15
pequeño, si bien los parámetros están uniformemente distribuidos a lo largo de
las líneas, si se trata de líneas cortas se pueden considerar parámetros
concentrados. En el caso de la conductancia su valor depende de las fugas de
los aisladores y las fugas entre las líneas debido al efecto corona, implicando
que la conductancia sea muy variable a las condiciones atmosféricas.
Respecto a la capacitancia, representa la carga que se almacena entre los

conductores debido a su diferencia de potencial, está carga depende del
tamaño y de la separación de los conductores, produciendo que en líneas
cortas se tengan valores despreciables de capacitancia, es en alta tensión
donde se tiene el mayor efecto por lo cual la representación de la capacitancia
es muy importante.
Las líneas cortas se modelan empleando solamente los parámetros resistencia

e inductancia. En los sistemas de distribución secundarios, las líneas de
transporte son de longitud muy pequeña por lo cual se representan como líneas
cortas de la siguiente forma:
FIGURA 2. 4. Circuito Equivalente De Una Línea Corta
FUENTE: Redes De Distribución De Energía, “Autor: Samuel Ramírez”
16
Dónde:
Ve = tensión entre fase y neutro de envió
Vr = tensión entre fase y neutro de recibo
Z = impedancia en serie de la línea
R = resistencia
XL = reactancia inductiva
2.10. PARAMETROS EN LAS LINEAS DE LAS REDES DE DISTRIBUCION
2.10.1. RESISTENCIA
Cuando la energía eléctrica atraviesa los materiales conductores, los electrones

chocan con las partículas que conforman los materiales, y debido a estos
choques los electrones pierden energía que se disipa en forma de calor. La
resistencia en un conductor es la principal causa de pérdida de energía, y está
determinada por las propiedades de cada material. La expresión general para la
resistencia óhmica de un conductor de longitud “L” y una sección transversal “S”
esta dado como:
[2.7]
Dónde:
R= resistencia en corriente continua [ ]
ρ= resistividad del conductor [ ⁄ ]
L= longitud [ ]
S= área transversal [ ]
17
La resistencia en materiales metálicos varía de forma lineal con la temperatura,
lo que permite calcular el valor de la resistencia a una temperatura de interés, a
partir del valor de resistencia a una temperatura conocida y utilizando la
siguiente ecuación:
( ) [2.8]
Donde es el coeficiente de temperatura para la resistencia de un material

determinado.
Tabla 2. 1. Factor De Corrección Por Temperatura Para El Cálculo De Resistencia
FUENTE: Redes De Distribución Energía “Autor: Samuel Ramírez”
La ecuación [2.7] permite determinar el valor de resistencia a corriente continua,

pero en el caso de conductores conformados por hilos trenzados el valor real de
la resistencia es un poco mayor, esto debido a que en realidad por la
disposición espiral de cada hilo se tendrá una longitud mayor a la especificada,
alrededor de 1 o 2%.
Otro factor que influye en la determinación del valor de la resistencia es el

efecto piel, efecto que se presenta con el incremento en la frecuencia de la
corriente. En corriente continua este efecto no se presenta por lo que la
densidad de corriente se distribuye uniformemente a través del conductor, pero
18
en corriente alterna la densidad de corriente tiende a incrementarse hacia el
exterior del conductor. En el caso de un conductor con radio muy grande puede
presentar una densidad de corriente oscilatoria. En la tabla se muestra factores
de corrección de temperatura de la resistencia en corriente continuo.
2.10.1.1. RESISTENCIA EN CORRIENTE ALTERNA
La resistencia de un conductor a la corriente alterna es mayor que la

resistencia que presenta el mismo conductor a la corriente continua, este
incremento es ocasionado por dos efectos:
 El efecto piel(o efecto skin).

 El efecto de proximidad.
Por lo que la resistencia a la corriente alterna se calcula de acuerdo con:
( ) ⁄ [2.9]
Donde:
Es un factor debido al efecto piel.
Es un factor debido al efecto de proximidad.
2.10.1.1.1. EFECTO PIEL
Si se hace circular una corriente alterna por un conductor, las pérdidas de

energía por resistencia resultan algo mayores que las pérdidas que se producen
cuando circula corriente directa de magnitud igual al valor eficaz a la corriente
alterna. Al circular corriente directa por el conductor se tendrá un densidad de
corriente uniforme en toda la sección del conductor. En cambio cuando circula
corriente alterna por el mismo conductor, la densidad de corriente es mayor en
la superficie que en el centro de dicho conductor.
19
A este fenómeno se lo conoce como “efecto piel”. Y el resultado es una
resistencia mayor en corriente alterna.
El factor del efecto piel se calcula por medio de:
[2.10]
Con
√ [2.11]
Donde:
Frecuencia del sistema en Hz.
: Resistencia del conductor corregido a la temperatura de operación ( ⁄ ).
; para conductores redondos y conductores redondos compactos.
; para conductor compacto segmental.
Para cálculos prácticos, es usada con mucha frecuencia la siguiente expresión:
[2.12]
Donde d es el diámetro del conductor en cm, lo que permite concluir que la

entre y se acentúa a medida que aumente el calibre de los conductores
y aumenta la frecuencia en ciclos.
Para conductores de pequeño calibre (menores de 1/0 AWG) ambas

resistencias son prácticamente iguales.
20
2.10.1.1.2. EFECTO PROXIMIDAD
Cuando un conductor por el que fluye una corriente eléctrica alterna se

encuentra cercano a otro que transporta un flujo de iguales características pero
de sentido contrario, crea una resta vectorial de densidad de flujo, originado una
reducción en la inductancia en las caras próximas y en las diametralmente
opuestas, dando por resultado una distribución no uniforme de la densidad de
corriente y aumento aparente de la resistencia efectiva, la cual se calcula
afectando resistencia original por un factor Yp.
Esto es válido para cables paralelos que alimentan cargas monofásicas y

trifásicas. La formula siguiente da el valor de Yp:
( ) * ( ) + [2.13]
Con
√ [2.14]
Donde
Diámetro del conductor en cm.
S: distancia entre ejes de los conductores en cm.
; para conductor redondo y conductor redondo compacto.
; para conductor compacto segmental.
Para
[2.15]
21
Donde t: espesor del aislante del conductor
2.10.2. INDUCTANCIA Y REACTANCIA INDUCTIVA
2.10.2.1. DEFINICION DE INDUCTANCIA
Cuando por un conductor circula una corriente de magnitud variable con el

tiempo se crea un flujo magnético variable, el cual se enlaza con los demás
conductores del circuito (por los que también circulan corrientes de naturaleza
análoga).
La inductancia es la propiedad de un circuito que relaciona la f.e.m inducida por

la velocidad de variación de flujo con la velocidad de variación de corriente, o
sea que:
[2.16]
Si el número de enlaces de flujo varía linealmente con la corriente se tendrá:
[2.17]
La inductancia de un conductor de un circuito es igual a un número de enlaces

de flujo del conductor por unidad de corriente del mismo. En una línea de dos
conductores el número de enlaces de flujo del circuito es la suma de los enlaces
de flujo de cada conductor.

INTERNO
Considérese un largo conductor cilíndrico con la sección transversal

representado en la figura 2.5
22
Se supone que el hilo o conductor de retorno esta tan lejos que no afecta
apreciablemente el flujo magnético creado por el conductor considerado. Las
líneas de flujo son concéntricas al conductor.
FIGURA 2. 5. Flujo Interno
FUENTE: Redes De Distribución De Energía “Autor: Samuel Ramírez”
FIGURA 2. 6. Flujo Externo
La fuerza magnetomotriz en amperios – vuelta alrededor de cualquier línea

cerrada, es igual a la corriente abarcada por la línea. La es igual también a
23
la integral de la componente tangencial de la intensidad de campo magnético a
lo largo del filete. Así:
∮ ( ) [2.18]
Dónde:
H es la intensidad del campo magnético en (A-vuelta/m); S es la distancia a lo

largo del camino en (m); I es la corriente abarcado en (amperios)
En un punto situado a una distancia x del centro del conductor:
∮ [2.19]
Con Hx constante a lo largo de toda la línea y tangente a ella y donde Ix es la

corriente abarcada por el radio x. suponiendo una densidad de corriente en toda
la sección del conductor y la densidad de corriente en una sección del
radio x del mismo conductor . Puesto que ambas densidades son
iguales, se obtienen que:
( ) [2.20]
Igualamos las ecuaciones 2.19 y 2.20 se obtiene:
( ) [2.21]
Y la densidad de flujo a x metros del centro del conductor es:
( ) [2.22]
Dónde:
Es la permeabilidad magnética; I es la corriente total del conductor.
24
El flujo por metro de longitud se podrá decir como:
( ) [2.23]
Si se considera el flujo concatenado total definido por y teniendo en

cuenta que el conductor tiene que regresar por alguna parte para dar una vuelta
(N=1); los enlaces de flujo por metro de longitud, producidos por el flujo del
elemento tubular que son los productos del flujo por metro de longitud por la
fracción de corriente enlazado (o sea: ) así,
( )
Los enlaces totales de flujo en interior del conductor en metro de longitud serán:
( ) [2.24]
En el sistema MKS
( )
; Para Cu y Al ya que no son magnéticos.
Reemplazamos en ecuación (2.24)
( )
( ) [2.25]
25
EXTERNO
Se deducen ahora a los enlaces de flujo de un conductor inicialmente aislados,

debido a la porción de flujo exterior comprendido entre metros del
centro del conductor. En la figura 2.6 y son dos puntos a distancia
del centro del conductor por el que circula una corriente I. como las líneas de
flujo son círculos concéntricos al conductor, todo el flujo comprendido entre
y esta dentro de las superficies cilíndricas concéntricas que pasan por y
. En el elemento tubular que está a x metros del centro del conductor, la
intensidad de campo es .
( ) [2.26]
Y la intensidad de flujo en el elemento es:
( ) [2.27]
Y el flujo en el elemento tubular de espesor dx es:
( ) [2.28]
Los enlaces de flujo por metro de longitud son iguales numéricamente al

flujo puesto que el flujo exterior al conductor enlaza toda la corriente del
conductor tan solo una vez, o sea.
Puesto que:
26
Los enlaces totales de flujo exterior entre y serán:
( )( ) [2.29]
En el sistema MKS
( )
; Para Cu y Al ya que no son magnéticos.
Por lo que
( )( )
( )( ) [2.30]
2.10.2.4. INDUCTANCIA DE UNA LINEA BIFILAR MONOFASICA
Considérese el caso de una línea bifilar de conductores cilíndricos macizos. La

figura 2.7 representa un circuito que tiene 2 conductores de radios y , uno
de los conductores constituye el hilo de retorno.
FIGURA 2. 7. Línea Bifilar De Monofásica
27
La inductancia del circuito debido a la corriente del conductor 1 se determina
por la ecuación 2.30, sustituyendo por D y por .
Para el flujo exterior únicamente:
( )( )
Para el flujo interior únicamente:
( )
La inductancia total del circuito debida a la corriente del conductor 1 es:
( ) ( ) [2.31]
Esta última ecuación tiene las siguientes limitaciones:
 Considera la densidad de corriente uniforme.

 Solo es válido para conductores de sección circular.
Se tiene en cuenta que y entonces , se tiene:
( )
( ) [2.32]
Haciendo
( ) [2.33]
28
Como la corriente en el conductor 2 va en dirección contraria a la que circula
por el conductor 1, los enlaces de flujo producidos por la corriente en el
conductor 2, considerado aislado, tiene la misma dirección que las producidas
por la corriente del conductor 1.
La inductancia debido a la corriente en el conductor 2 es:
( ) [2.34]
Y para todo el circuito, se tiene que:
( ) ( )
√
Si , la inductancia total del circuito se reduce a:
( ) [2.35]
2.10.2.5. ENLACES DE FLUJO DE UN CONDUCTOR EN GRUPO
Un caso más general es el de un conductor en un grupo en el que la suma de

las corrientes de todos los conductores es igual a cero. El grupo de conductores
se representa en la figura 2.8.
Los conductores 1, 2, 3,…., n son recorridos por las corrientes

.
Las distancias de estos conductores a un punto lejano P son

se excluyen siempre los flujos más allá del punto P.
29
FIGURA 2. 8. Grupo De Conductores
Los enlaces de flujo con el conductor 1 debido a todos los conductores del
grupo valen:
( ) [2.36]
Al considerar que la suma de todas las corrientes es cero y que el punto “P”
tiende a alejarse hasta el infinito, la ecuación (2.29) que da los enlaces de flujo
totales en el conductor n se puede simplificar y expresar de la siguiente forma:
( ) [2.37]
2.10.2.6. INDUCTANCIA DE LINEAS DE CABLES
Para hacer el caso más general, cada conductor que constituye una parte de la
línea, se representa como un indefinido número de conductores agrupados
arbitrariamente (figura 2.9).
30
Las únicas restricciones son: los hilos paralelos deben ser cilíndricos y la
corriente igualmente distribuidos entre ellos.
FIGURA 2. 9. Línea Monofásica Formada Por Dos Conductores
El conductor x está compuesto por n hilos paralelos exactamente iguales, cada

uno de los cuales lleva una corriente I/n. el conductor y, que constituye el
retorno de la corriente de x está formado por m conductores o hilos paralelos
exactamente iguales, cada uno de los cuales lleva –I/m amperios. Si
consideramos la siguiente ecuación para su correspondiente análisis.
[ ( ) ( )]
De la cual se obtiene:
√
( ) [2.38]
√
Por lo tanto,
√
[2.39]
√
31
Análogamente, la inductancia del hilo b es:
√
[2.40]
√
La inductancia media de todos los hilos del conductor x es:
[2.41]
De donde tenemos:
[2.42]
Dónde:
DMG es la distancia media geométrica entre el conductor x y el conductor y.
RMG es el radio medio geométrico del conductor x.
La inductancia del conductor y se determina en forma análoga o similar siendo

la inductancia de la línea monofásica.
[2.43]
2.10.2.7. RADIO MEDIO GEOMÉTRICO DE LOS CONDUCTORES RMG
El radio medio geométrico es un concepto matemático muy útil en el cálculo de

la inductancia y puede ser definido como el radio de un conductor tubular con
una pared infinitesimalmente delgada que tiene en cuenta tanto el flujo interno
como el flujo externo a una distancia unitaria del centro del conductor.
Para un conductor solido:
( ) [2.44]
32
Para conductores compuestos o cables:
√( ) ( )( ) ( ) [2.45]
En la tabla 2.2 se muestran los valores numéricos de RMG para calibres y

conductores usuales en redes de distribución de energía.
2.10.2.8. DISTANCIA MEDIA GEOMETRICA DMG
Se llama distancia media geométrica, a la distancia entre cada uno de los n

hilos del conductor X a cada uno de los m hilos del conductor Y.
√( )( ) ( ) [2.46]
Tabla 2. 2. Valores de RMG para cables
FUENTE: Redes de distribución de energía “autor: Samuel Ramírez”
33
2.10.2.9. REACTANCIA INDUCTIVA
El valor de la reactancia inductiva depende de la frecuencia del sistema y del

valor de la inductancia total (suma de inductancias internas y externas) del
cable y se obtiene de:
[2.47]
Reemplazado L por su equivalente dado en la ecuación 2.34 para una

frecuencia de 50 Hz..
( )
[2.48]
2.11. BALANCE ENERGÉTICO
El balance energético se lo realiza con la finalidad de conocer como se

encuentra el uso de la energía dentro del sistema de la empresa. Se lo expresa
con la siguiente expresión:
[2.49]
Donde:
: Energía suministrada.
: Energía consumida por los clientes.
: Energía consumida en alumbrado público.
: Energía pérdida total.
34
CAPITULO 3. METODOLOGIA DE REDUCCION Y CONTROL DE PERDIDAS
3.1. INTRODUCCION
En el presente capitulo se presenta una propuesta metodológica para así poder

tener un adecuado control de las pérdidas de energía, la metodología se basa
en diferentes procesos que en conjunto y con orden establecido nos lleva a
tener una reducción y mantener controlado el nivel de pérdidas de energía.
El proceso principal es determinar mediante un balance inicial la pérdida total

de todo el circuito que alimenta el centro de transformación, del cual se
separara las perdidas técnicas y perdidas no técnicas, de esta última
dependiendo del nivel de perdida nos direccionara a las acciones de revisión.
3.2. PROCESOS QUE INFLUYEN LA REDUCCIÓN Y CONTROL DE

PÉRDIDAS
Dentro de una empresa de distribución eléctrica existen varios procesos que se

relacionan directamente con el proceso de reducción de pérdidas de energía
eléctrica, los cuales deberán realizarse de manera confiable y eficiente ya que
las mismas pueden afectar de manera significativa, podemos mencionar las
siguientes:
o Proceso de ingreso de nuevos clientes, pueden existir problemas en el

caso de no ingresar los clientes a tiempo o cuando la información del
cliente no es correcta llegando a tener inconvenientes en la facturación.
o Proceso de lectura, en este proceso debe garantizarse la calidad de las

lecturas ya que esto favorece a que los balances energéticos sean
confiables y no se cometan errores en el direccionamiento de las
acciones de control.
35
o Proceso de facturación, se debe evitar facturar por estimación ya que se
puede caer en subfacturación o sobrefacturación, para el proceso de
reducción y control es muy importante facturar la energía real consumida
por los usuarios.
o Calidad de la información en el SIGRED, esta debe encontrarse

actualizada en cuanto a cambios en las redes y equipos, nuevas cargas
que ingresen al sistema etc., ya que con esta información se procede a
realizar los análisis técnicos.
3.3. FLUJO DE LA METODOLOGIA DE REDUCCIÓN Y CONTROL DE

PÉRDIDAS
FIGURA 3. 1. Flujo de proceso de reducción y control de pérdidas
FUENTE: Elaboración propia
36
El flujo de la figura 3.1, claramente nos muestra los procesos para la reducción
y control de pérdidas por centros de transformación, que se tomara en cuenta
para el análisis en este proyecto, el flujo muestra que primeramente debemos
seleccionar un centro de transformación (CDT), del cual realizamos su
respectivo balance inicial el que nos indicara el nivel de perdida que tiene el
sistema. Sin embargo está perdida será el total, es decir que estará compuesta
por la pérdida técnica y perdida no técnica, para tener el nivel de perdida no
técnica se debe realizar el cálculo de las perdidas técnicas, según ese cálculo
se podrá efectuar las acciones necesarias, se realizara un balance final el cual
nos indicara si se redujo o se mantuvo la perdida no técnica inicial.
3.4. PROCESO DE LA METODOLOGIA DE REDUCCION Y CONTROL DE

PÉRDIDAS DE ENERGIA.
3.4.1. SELECCIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
FIGURA 3. 2. Centro de transformación con las disposiciones requeridas
37
El centro de transformación a ser seleccionado será aquel que cuente con una
instalación de un medidor de control como se muestra en la figura 3.2, el cual
realiza la macromedición de todo el sistema, este medidor debe ser electrónico
modelo ACE6000, el cual tiene la característica importante de almacenar los
datos de potencia, energía, etc.
En esta etapa se debe realizar una evaluación del estado del centro de
transformación perteneciente a la empresa en cuanto a conocer en qué nivel se
encuentran las pérdidas de energía. Este se logra mediante un balance
energético.
[3.1]
Donde:
: Energía suministrada.
: Energía consumida por los clientes.
: Energía consumida en alumbrado público.
: Energía pérdida total.
Siendo que:
[3.2]
Donde:
: Energía de pérdidas técnicas.
: Energía de pérdidas no técnicas.
38
Mediante el balance energético obtenemos las pérdidas totales, técnicas más
no técnicas, por ello se deben realizar análisis técnicos con la finalidad de
discriminar entre estos dos componentes. De esta manera se conocerá el nivel
de pérdidas no técnicas para el centro de transformación.
3.4.2. ESQUEMA DE CONEXIÓN DEL MEDIDOR DE CONTROL INSTALADO

EN CDT
En la figura se muestra el esquema de conexión del medidor de control
instalado en el CDT, el cual es encargado de realizar la macromedición.
FIGURA 3. 3. Esquema de conexión del medidor de control
3.4.2.1. CARACTERÍSTICAS DEL MEDIDOR ACE 6000 ITRON UTILIZADO

PARA LA MACROMEDICIÓN
El ACE6000 integra en un solo equipo todas las funciones de medida, tarifación

y registro requeridas para la medida en clientes comerciales e industriales.
39
El mismo modelo de contador es adecuado para la medida en consumidores a
tarifa y cualificados.
El ACE6000 es un contador diseñado para hacer frente a las condiciones

ambientales más adversas.
FIGURA 3. 4. Medidor electrónico ACE 6000
FUENTE: manual de usuario “www.itron.com”
Versatilidad, diseñado en versiones para medida en conexión directa y a

transformadores.
Valor añadido, el ACE6000 es un contador electrónico de última generación

que ofrece numerosas informaciones adicionales a los registros de facturación.
Medida, energía activa (bidireccional) y reactiva (4 cuadrantes).
Registrador de curva de carga, opcionalmente se dispone de un registrador

de dos curvas de carga conformes al Reglamento de Puntos de Medida y sus
40
Instrucciones Técnicas Complementarias. Cada una de las curvas de carga
almacena más de 4.000 registros.
Asimismo el registrador almacena a las 00:00 horas de cada día el valor de los
totalizadores absolutos e incrementales de las magnitudes registradas, creando
un resumen diario con una profundidad igual a la de la curva de carga horaria.
Comunicaciones, consta de puerto óptico según CEI 62056-21, Puerto serie

RS-232 accesible en la tapa cubre hilos del contador mediante un conector DB-
9 hembra de 9 pines y Protocolo de comunicaciones CEI 60870-5-102 en
ambos puertos.
Tabla 3. 1. Especificaciones técnicas del medidor ACE 6000
FUENTE: manual del usuario “www.itron.com”
41
3.4.2.2. COMUNICACIÓN DEL PUERTO OPTICO AL MEDIDOR ACE 6000
ITRON UTILIZADO PARA LA MACROMEDICIÓN
Par poder acceder a los datos almacenados internamente del medidor, se debe
realizar la comunicación mediante puerto óptico, una PC y el software que
proporcionado por el proveedor de los equipos Itron.
FIGURA 3. 5. Comunicación por puerto óptico de PC a medidor ACE 6000
42
3.4.2.3. PRESENTACION DE DATOS DESCARGADOS DE LA MEMORIA
INTERNA DEL MEDIDOR ACE 6000
Mediante el software del proveedor se podrá realizar la descarga de datos y

visualizar en la pantalla de la PC.
FIGURA 3. 6. Presentación de datos de memoria interna de medidores AC 6000 itron
3.4.3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS
El análisis que se realizara para determinar las perdidas técnicas será en la

línea de baja tensión, acometidas y medidores de energía. Esto es porque la
macromedición se la realiza del lado secundario del transformador.
En primer lugar se debe determinar los parámetros eléctricos de la línea de

distribución, ya que se trata de una línea corta. El cual nos da muestra de que
necesitamos determinar la resistencia y reactancia inductiva de la línea, con
estos valores podremos determinar la impedancia de cada vano.
43
Con las impedancias determinadas podremos hallar el circuito equivalente de la
línea de baja tensión que abarca el centro de transformación, de este circuito
podremos determinar la impedancia equivalente de la línea de baja tensión. En
base a la demanda máxima que tendrá el sistema analizado podremos
determinar la perdida en la línea.
Para el caso de las acometidas de igual forma que en las líneas de baja tensión
se determinara los parámetros eléctricos del conductor más típico utilizado en
las acometidas, y con la demanda diaria de cada usuario podremos determinar
la perdida en la acometida.
De esta manera podremos determinar el nivel de pérdida técnica en las líneas

de baja tensión, acometidas y medidores de energía. Los cuales nos ayudara a
determinar en qué nivel se encuentra las pérdidas no técnicas, para tomar las
acciones necesarias para el control y la reducción.
3.4.4. DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA
La determinación de la perdida no técnica de energía se la realiza en base a la

ecuación 3.2, el cual queda de la siguiente manera:
[3.3]
3.5. REVISIÓN DE LOS CLIENTES QUE FORMAN PARTE DEL CENTRO

DEL TRANSFORMACIÓN
Las revisiones se las dirige de acuerdo al nivel de pérdidas no técnicas, ya que

este indica la cantidad de pérdidas que presenta el centro de transformación
respecto de las pérdidas totales que se tiene definida en la etapa de
macromedición.
El proceso de revisión contempla la inspección de todos y cada uno de los

usuarios asociados al centro de transformación.
44
Las revisiones a usuarios están orientadas a revisar las anormalidades que
pueden presentar los usuarios residenciales, comerciales y todos aquellos que
tienen consumos bajos y sistema de medición directa.
Las personas encargadas de realizar esta actividad debe ser personal técnico,
los cuales deben tener amplia experiencia en la detección de fraudes, siendo
capaz de reconocer la mayoría de métodos posibles empleados por los
usuarios para cometer el hurto de energía. Así mismo en el proceso de revisión
de acuerdo al tipo de anormalidad encontrada se procederá a normalizar la
instalación.
La legalización y normalización es la acción mediante la cual se corrigen las

anormalidades por fraude encontradas en las acometidas o medidores de los
usuarios. Aplicando las sanciones correspondientes establecidas en la Ley de
electricidad3 es posible recuperar la energía perdida, así mismo dentro de esta,
se identifican los usuarios que cuentan con medidores obsoletos los cuales
deben ser reemplazados.
Es importante contar con un registro de las anormalidades encontradas en los

clientes infractores, el registro de esta información ayuda a identificar los tipos
de fraudes más frecuentes, así como indicar los clientes con antecedentes de
hurto en el proceso de control de clientes reincidentes.
3
Ley Nº1604 de electricidad de 21 de diciembre de 1994, articulo 56 y 57 (infracción de consumidores),
véase anexo B.
45
CAPITULO 4. CÁLCULOS Y ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA POR
MACROMEDICIÓN
En el presente capítulo se muestra el procedimiento para determinar las

pérdidas totales en el centro de transformación seleccionado, para luego
determinar las pérdidas técnicas en cada uno de los componentes del sistema,
para posteriormente determinar las pérdidas no técnicas. El análisis se realizara
para el lado secundario del transformador en la cual se instalo el equipo de
medición para la macromedición.
4.1. SELECCIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
Para una adecuada selección de un centro de transformación4 y su respectivo

análisis, se tomara mucho en cuenta lo descrito en el capítulo 3.
4.1.1. DESCRIPCIÓN DEL LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
El centro de transformación seleccionado tienen las siguientes características:
Tabla 4. 1. Descripción de los centros de transformación
CDT
CIA 10707 - 6379
KVA 100 CLIENTES 237
MEDIDOR 899690 X 40
AREA LA PAZ
ZONA CHIJINI
DIRECCION C G.WEELWRIGHT ESQ C GALLARDO
4
Centro de transformación, de aquí en adelante se abreviara como CDT.
46
El centro de transformación propuesto para su respectivo análisis no tiene
anteriores balances energéticos, por tal razón se realizara un balance inicial y
dos balances para poder ver el comportamiento de las perdidas en el proceso
de reducción después de las revisiones masiva.
4.1.2. UBICACIÓN GEOGRAFICA
En figura 4.1 se mostrara la ubicación del centro de transformación

seleccionado, el cual muestra la cobertura de la red de baja tensión.
FIGURA 4. 1. Ubicación Geográfica Y Cobertura Del CDT
FUENTE: SIGRED
47
4.2. IMPLEMENTACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA REDUCCIÓN Y
CONTROL DE PERDIDAS ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL CDT 75+25 KVA CIA
10707 – 6379
En este CDT está instalado el medidor electrónico ACE6000 Nº 899690 con

multiplicador por 40, del cual se descarga datos de un mes para su respectivo
análisis. Con estos datos del anexo C, podemos determinar la curva de carga
del día de la máxima demanda.
FIGURA 4. 2. Curva De Carga, Día De Demanda Máxima (04/02/18)
4.2.1. FACTOR DE CARGA
Debemos determinar el factor de carga con la ecuación 2.2., el cual nos

permitirá determinar un factor de perdida y este factor nos servirá para
determinar la pérdida total del sistema.
Demanda máxima determinada mediante los datos de medidor del anexo C o

según la curva de carga de la figura 4.2.
La demanda máxima registrada el 04/02/2018 a hrs 22:00 es:
48
[4.1]
También necesitamos determinar la demanda promedio atreves de la ecuación

2.1., esta ecuación nos exige conocer la energía consumida de todo un mes los
cuales se obtendrá de los valores registrados de los medidores de los clientes.
(Véase anexo 3)
( )
[4.2]
Los datos obtenidos 4.1 – 4.2, se reemplazara en la ecuación 2.2.:
[4.3] ;
4.2.2. FACTOR DE PÉRDIDA CON RELACIÓN AL FACTOR DE CARGA
Determinamos el factor de perdida mediante la ecuación 2.5., el cual

reemplazamos los datos obtenidos en 4.3, queda de la siguiente manera:
( ) ( )
[4.4]
4.2.3. BALANCE ENERGETICO INICIAL
El balance energético inicial del centro de transformación seleccionado será

mensual y será del 08 de enero hasta el 06 de febrero de 2018. Con los datos
del medidor ya analizados (véase anexo D), los datos de facturación de los
clientes y la potencia de las luminarias en el sistema. (Véase anexo E y F).
49
Con todos estos datos se puede proceder a realizar su respectivo balance
aplicando la ecuación 3.1.
Tabla 4. 2. Balance Energético Inicial
El balance energético inicial realizado mostrado en la tabla 4.2. , muestra una

pérdida de energía total del 18.95%, el cual supera la perdida establecido en el
balance general realizado por niveles de tensión, ya que las perdidas en baja
tensión debe ser de un 8.70%5. Este resultado obtenido en el balance inicial y
comparando la perdida establecida nos da una muestra que existe una gran
cantidad de pérdida de energía en el CDT seleccionado.
La perdida de energía total determinada en el balance inicial contiene a las

perdidas técnicas y las perdidas no técnicas. Esto significa que debemos
determinar una estimación de las perdidas técnicas, el cual se utilizara para
determinar el nivel de perdidas no técnicas, con el nivel de perdida obtenido de
esta ultima podremos tomar las acciones necesarias para lograr disminuir las
perdidas no técnica. Por otra parte con respecto a las perdidas técnicas se
realizara sugerencias de mejoras en las líneas de BT, ajuste de conexiones,
5
Balance estadístico elaborada por el Dpto. de Medición y control de perdidas.
50
cambios de medidores obsoletos, etc. Ya que los CDT se encuentran
funcionado durante muchos años.
Así con referencia al cuadro comparativo se puede ver que la diferencia entre
ambos cuadros es pequeña, entonces podemos decir que determinando un
factor de pérdida del sistema podemos determinar también la pérdida total de
todo el sistema.
4.2.4. ESTIMACIÓN DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS
Para determinar las perdidas técnicas debemos tomar mucho en cuenta el

punto de la macromedición, el análisis realizado en presente proyecto es en el
lado secundario del transformador, el cual para la estimación de las perdidas
técnicas debemos tomar las perdidas en las líneas de distribución, acometidas y
medidoras de energía.
4.2.4.1. CALCULO DE PARAMETROS ELECTRICOS EN LAS LÍNEAS DE

DISTRIBUCIÓN
Para la determinar las perdidas técnicas en la línea de distribución, debemos

tomar los parámetros eléctricos de la resistencia del conductor y la reactancia
inductiva del conductor, para así determinar la impedancia equivalente del
sistema, solo se tomara esos parámetros ya que la línea de distribución es una
línea corta el cual no supera 50km, por tal motivo no existe el efecto capacitivo.
Para realizar un adecuado análisis de la pérdida de energía en la línea de

distribución, debemos tener datos de la línea como ser: longitud de los vanos,
sección de los conductores y grupo de conductores. Estos datos podremos
obtenerlos del SIGRED, el cual nos mostrara la cobertura de la red de
distribución.
51
Para la estimación de la perdida técnica de CDT seleccionado, se debe cumplir
los parámetros requerido para un adecuado análisis, por tal razón se pudo
obtener el plano completo con las características de la línea de distribución.
(Ver anexo G)
Del plano mostrado en anexo G, el sistema se lo dividirá en cuatro circuitos

para su respectivo análisis y determinar la impedancia equivalente de cada
circuito, ya que con esos datos obtenidos se podrá determinar la impedancia
equivalente de todo el sistema.
4.2.4.1.1. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA Y REACTANCIA INDUCTIVA
El cálculo de estos parámetros eléctricos para CDT seleccionado y para los

otros que se puedan presentar, se podrá utilizar la misma metodología para el
cálculo de la línea de distribución. Sin embargo se realizara el cálculo de estos
parámetros de las líneas y acometidas más utilizadas.
4.2.4.1.1.1. CALCULO DE LA RESISTENCIA
El cálculo de la resistencia de los conductores eléctricos utilizados en la línea

de distribución, las acometidas, por lo general son de aluminio. El cálculo de la
resistencia se puede realizar de dos maneras, una puede ser a través de la
ecuación 2.7, la aplicación de esta ecuación, nos dará un valor de resistencia
en corriente continua y además a 20ºC. Como otra opción de cálculo de
resistencia es a través de tablas de conductores el cual nos da una resistencia
en (ohmios/kilometro) a 20ºC y también es una valor de resistencia en corriente
continua. Además cabe señalar que la resistencia debe ser para corriente
alterna para el cual se aplicara la ecuación 2.9.
Para determinar la resistencia en corriente continua se utilizara una tabla de

proveedor de conductores eléctricos de aluminio mostrado en el anexo H, el nos
52
dará los valores necesarios para el cálculo de la resistencia en corriente alterna,
de la siguiente manera:
El cálculo de resistencia se realizara para el conductor 1/0, el cual es utilizado

en las líneas de distribución.
Según tabla del anexo H, tenemos:
( ⁄ ) [4.5]
Basándonos en la ecuación 2.9, debemos determinar la resistencia en corriente

alterna.
( )
De la ecuación 2.12, propuesta determinamos el factor del efecto piel ( ), a una

frecuencia de 50 Hz y teniendo el diámetro del conductor 1/0 de 0.94 cm.
[4.6]
También debemos determinar el factor de proximidad ( ), según la 2.13

propuesta.
( ) * ( ) +
De la ecuación 2.14 determinamos ( ):
√ √
53
[4.7]
De la ecuación 2.15 determinamos (s):
[4.8]
Los valores determinados 4.7 y 4.8, reemplazamos en la ecuación 2.13,

propuesta para determinar ( ), entonces:
( ) [ ( ) ]
( )
( )
[4.9]
Los valores obtenidos 4.6 y 4.9, se reemplazara en la ecuación 2.9, propuesta

para determinar la resistencia en corriente alterna.
( )
( ⁄ ) [4.10]
Ahora con valor obtenido 4.10, podemos determinar la resistencia de corriente

alterna a 75ºC de trabajo, según el factor de corrección de la tabla 2.1, el cual
queda de la siguiente manera.
( )
( ⁄ ) [4.11]
Del valor obtenido 4.11, se deberá multiplicar la distancia de cada tramo o vano
que tenga el conductor eléctrico de calibre 1/0. A continuación mostramos la
54
tabla 4.3, con datos resistencia de corriente alterna de los conductores de
aluminio más utilizados en las líneas de distribución en baja tensión de la
empresa DELAPAZ.
Tabla 4. 3. Resistencia DC/AC de conductores utilizados en las líneas de distribución de BT
resistencia
resistencia
sección escala de AC a
DC a 20ºC
mm2 AWG 75ºC
(ohm/km)
(ohm/km)
50 1/0 0,5387 0.44130
95 4/0 0,2684 0.22080
150 300(MCM) 0,196 0.16221
Seguidamente podemos mostrar la tabla 4.4, de conductores de aluminio más

utilizados para acometidas.
Tabla 4. 4. Resistencia DC/AC de conductores utilizado en acometidas
resistencia
resistencia
sección de AC a
escala AWG DC a 20ºC
mm2 75ºC
(ohm/km)
(ohm/km)
16 6 1.8145 1.48445
25 4 1.1344 0.92818
En función de las tablas 4.3 y 4.4, se podrá determinar la resistencia de cada

tramo o vano, según la distancia que tengan las mismas.
4.2.4.1.1.2. CALCULO DE LA REACTANCIA INDUCTIVA
Para el cálculo de la reactancia inductiva debemos tomar en cuenta las

ecuación 2.48, el cual indica:
55
Para poder determinar la reactancia inductiva se puede ver que es necesario
conocer la distancia media geométrica de los conductores y el radio medio
geométrico del conductor.
4.2.4.1.1.2.1. CALCULO DE LA DISTANCIA MEDIA GEOMETRICA
Para el cálculo de la distancia media geométrica debemos conocer la

disposición de los conductores las cuales se pueden encontrar separados y
trenzados a la vez. Así mismo el cálculo de la distancia media geométrica se
realizara en función a la ecuación 2.46.
En caso de tener líneas separadas se realizara el siguiente cálculo:
Para sistema trifásico 3 fases y 4 hilos.

FIGURA 4. 3. Línea trifásica de 3 fases, 4 hilos
√
√
[4.12]
FUENTE: Líneas de transmisión y redes de distribución

autor: G. E. Harper
Para sistemas trifásicos 3 fases y 3 hilos.
FIGURA 4. 4. Línea trifásica de 3 fases, 3 hilos
[4.13]

autor: G. E. Harper
56
Para sistemas monofásicos.
FIGURA 4. 5. Línea bifásica o monofásica
[4.14]

autor: G. E. Harper
En caso de tener líneas trenzadas se realiza el siguiente cálculo:
Para sistemas trenzados trifásicos 3 fases y 4 hilos.
FIGURA 4. 6. Línea trenzada trifásica de 3fases, 4 hilos

autor: G. E. Harper
El DMG6 se obtendrá en función al radio que tienen los conductores:
√( ) ( ) √ √ √ [4.15]
Para un conductor el radio medio geométrico es: RMG7 = 0.779r
√( √ ) √ √
[4.16]
6
DMG: Distancia medio geométrico.
7
RMG: Radio medio geométrico.
57
Para sistemas trenzados trifásicos 3 fases y 3 hilos.
FIGURA 4. 7. Línea trenzada trifásica de 3fases, 4hilos

autor: G. E. Harper
√( ) √
[4.17]
4.2.4.1.1.2.2. CALCULO DEL RADIO MEDIA GEOMETRICA.
La determinación del radio medidor geométrico de los conductores se lo

realizara atreves de la tabla 2.2., que se muestra en el capítulo 2.
Seguidamente ahora con los valores ya obtenidos para el cálculo de la

reactancia inductiva, se realizara el cálculo de los conductores más utilizados
de las líneas de distribución.
Calcularemos la reactancia inductiva del conductor con calibre 1/0, para un

sistema de trifásico 3 fases y 3hilos (separados y trenzados), en función a la
ecuación 2.48.
Reactancia inductiva para las líneas separadas.
[4.18]
Reactancia inductiva par a las líneas trenzadas.
[4.19]
58
En la siguiente tabla 4.5., se puede observar los valores de las reactancias
inductivas de los conductores más utilizados en las líneas de distribución.
Tabla 4. 5. Reactancias inductivas de las líneas de distribución más utilizadas
sección escala reactancias (ohm/m)

tipo de línea
mm2 AWG 4 hilos 3 hilos 2 hilos
separados 0.00027 0.00027 0.00025
50 1/0
trenzados 0.0000547 0.0000443
separados 0.00025 0.00024 0.00023
95 4/0
trenzados 0.0000325 0.0000222
separados 0.00023 0.00023 0.00021
150 300
trenzados 0.0000180 0.00000775
En función de las tablas 4.5, se podrá determinar la reactancia inductancia de

cada tramo o vano, según la distancia que tengan las mismas.
4.2.4.1.2. CIRCUITO A
Del circuito A, que se muestra en figura 4.8 podemos ver la cobertura y la

configuración.
FIGURA 4. 8. Circuito “A” del CDT CIA 10701-6379
FUENTE: SIGRED
59
Con los parámetros eléctricos obtenidos anteriormente, podemos determinar el
circuito equivalente del circuito A, en función a resistencias y reactancias
inductivas como muestra la figura 4.9.
FIGURA 4. 9. Circuito equivalente del circuito A
En la forma que se presenta la línea del circuito A, el cual está en función a

resistencia y reactancia inductiva, facilita el cálculo de la impedancia
equivalente en el circuito A, en el cual se podrá aplicar los cálculos de
impedancias de las clases de circuitos electricos.
De la figura 4.9., a simple vista podemos ver que se trata de un circuito serie, el
cual deberá sumarse y podemos determinar la impedancia equivalente.
( ) [4.20]
El circuito que se muestra en la figura 4.10., es la impedancia equivalente del

circuito A:
FIGURA 4. 10. Impedancia equivalente del circuito A
60
4.2.4.1.3. CIRCUITO B
Del circuito B, que se muestra en la figura 4.11, debemos determinar la

impedancia equivalente del mismo, se procederá con la misma metodología de
cálculo de impedancia equivalente como se hizo en el circuito A.
FIGURA 4. 11. Circuito “B” del CDT CIA 10701-6379
FUENTE: SIGRED
El circuito equivalente en función a resistencia y reactancias inductivas queda

de la siguiente manera. Figura 4.12.
FIGURA 4. 12. Circuito equivalente del circuito B
61
A partir de la figura 4.12, podemos comenzar a reducir el circuito, hasta llegar
hasta encontrar su impedancia equivalente del mismo, de la siguiente manera:
Podemos decir que:
( ) [4.21]
( ) [4.22]
El circuito B quedara de la siguiente manera: (figura 4.13)

FIGURA 4. 13. Circuito “B” simplificado etapa 1
FUENTE: elaboración propia
Seguimos simplificando el circuito de la figura 4.13.
Entonces:
( ) [4.23]
El mismo queda de la siguiente manera:
62
FIGURA 4. 14. Circuito “B” simplificado etapa 2
Según el circuito mostrado en la figura 4.14, podemos determinar la impedancia

equivalente del circuito B.
Donde:
( ) [4.24]
Finalmente el circuito equivalente del circuito B, queda de la siguiente manera.

FIGURA 4. 15. Impedancia equivalente del circuito B
4.2.4.1.4. CIRCUITO C
FIGURA 4. 16. Circuito “C” del CDT CIA 10701 - 6379
FUENTE: SIGRED
63
Al igual que en los anteriores circuitos se procederá a realizar el cálculo de
impedancia con la misma metodología para el circuito C.
FIGURA 4. 17. Circuito equivalente del circuito C
Reducimos el circuito de la figura 4.17 de la siguiente manera:
( ) [4.25]
( ) [4.26]
( ) [4.27]
FIGURA 4. 18. Circuito C simplificado etapa 1
64
Seguimos reduciendo la figura 4.18 de la siguiente manera:
( ) [4.28]
Seguimos reduciendo la figura 4.19 de la siguiente manera:
( ) [4.29]
65
Seguimos reduciendo la figura 4.20, del cual se obtendrá la impedancia
equivalente del circuito C:
( ) [4.30]
FIGURA 4. 21. Impedancia equivalente del circuito C
4.2.4.1.5. CIRCUITO D
FIGURA 4. 22. Circuito “D” del CDT CIA 10701-6379
66
Podemos ver que la figura 4.22, solo muestra un línea entonces bastara tener
solo la resistencia y la reactancia inductiva de la línea, el cual será la
impedancia equivalente del circuito D.
( ) [4.31]
FIGURA 4. 23. Impedancia equivalente del circuito D
4.2.4.1.6. CIRCUITO EQUIVALENTE DEL CDT
FIGURA 4. 24. Circuito equivalente del CDT
67
El circuito equivalente del CDT será en función a las impedancias equivalentes
de los circuitos determinados anteriormente, en lo que sigue es determinar la
impedancia equivalente total de la línea de distribución del CDT en base a la
siguiente ecuación.
( ) [4.32]
FIGURA 4. 25. Circuito equivalente del CDT seleccionado
4.2.4.2. ENERGIA PERDIDA EN LA LINEA DE DISTRIBUCION
El cálculo de energía perdida en la línea de distribución será en función a la

demanda máxima y la impedancia total que se obtuvo en el CDT, es decir que
se utilizará los valores hallados anteriormente.
Para determinara la energía consumida de la línea de distribución, debemos

determinar la potencia disipada8 de la línea de distribución, estos cálculos se
realizara en función a las ecuaciones que se mostraran a continuación.
Determinamos la corriente que circula por la línea de distribución cuando esta

con la máxima demanda.
8
Pérdida de potencia por efecto joule.
68
[4.33]
√
Si tenemos que:
Entonces reemplazamos estos datos en la ecuación 4.33 y determinaremos la

corriente que circula por la línea de distribución.
( ) [4.34]
√
Mediante los datos hallado 4.32 y 4.34, determinamos la potencia disipada de la

línea de distribución, según la ecuación 4.35.
[4.35]
[4.36]
Con el dato 4.36 obtenido podemos determinar la energía perdida en la línea de

distribución, así mismo se utilizara para el cálculo de energía el tiempo de
lecturas, ese dato podremos obtener según el Sistema informático comercial
administrativo financiero 9 , para el CDT seleccionado será de 29 días, estos
seria 696 horas, utilizamos la ecuación 4.37, para determinar la energía
perdida.
9
sistema informático comercial administrativo financiero, utilizado por la empresa DELAPAZ s.a., para
determinar información de cada uno de los usuarios. De aquí en adelante se utilizara la abreviatura de
SICAF.
69
[4.37]
( ) ( )
( ) [4.38]
4.2.4.3. ENERGIA PERDIDA EN LAS ACOMETIDAS
Para el cálculo de la energía perdida en las acometidas se tomara valores

promedia de las distancias, ya que no se poseen valores muy exactos respecto
a la distancia. Además se utilizara la tabla 4.4. Que nos muestra la resistencia
de los conductores más utilizados para las acometidas.
Para el respectivo cálculo necesitamos determinar la potencia promedio

utilizada por cada usuario, estos valores se mostraran en anexo I. Donde
podremos determinar la potencia pérdida total en un día de los usuarios de sus
acometidas.
( ) ( ) [4.39]
Entonces la energía perdida será: sabiendo el tiempo de lectura 29 días = 696

hrs.
( ) ( )
( ) [4.40]
4.2.4.4. ENERGIA PERDIDA EN MEDIDORES DE ENERGIA
Para determinar la perdida de energía en los medidores de los usuarios estará

en función a la ecuación 4.41, para el cual se necesita tener la cantidad de
medidores monofásicos o trifásicos, en este caso el CDT seleccionado tiene la
70
gran mayoría medidores monofásicos, cabe aclarar que esto no significa que
todos son de tarifa domiciliaria.
Potencia perdida de los medidores será:
( ) [4.41]
( ( ) ( )
( ) ( ) [4.42]
Donde la energía perdida en los medidores de los usuarios será:
( ) ( )
( ) [4.43]
4.2.4.5. PERDIDA TÉCNICA ESTIMADA TOTAL
Para determinar la energía perdida técnica total del CDT seleccionado, se debe
tomar en cuenta los cálculos realizados anteriormente como ser; le energía
perdida en la línea de distribución, energía perdida en las acometidas y energía
perdida e los medidores de energía, los cuales hacen su aporte para tener una
perdida técnica estimada.
Su respectivo calculo de perdida técnica estimada, se realizara mediante la

sumatoria de todas las perdidas, de la siguiente manera:
[4.44]
Reemplazamos los datos 4.38, 4.40 y 4.43, en la ecuación 4.44.
( )
71
( ) [4.45]
4.2.5. CALCULO DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS
Para determinar la pérdida no técnica del CDT seleccionado, se toma en cuenta

para el cálculo la ecuación 3.3, será también en función al balance inicial
realizado de tabla 4.2 y también tomaremos en cuenta el dato 4.45, para
determinar esta pérdida, de la siguiente manera:
Si sabemos los valores de energía pérdida total y energía de pérdida técnica;
( ) ( )
( ) [4.46]
4.2.6. BALANCE ENERGÉTICO EN FUNCIÓN A LAS PÉRDIDAS DE

ENERGÍA
En este balance energético en función a las pérdidas de energía, se

determinara el grado porcentual que aportan las perdidas técnicas y no
técnicas, con respecto a la energía suministrada. En la tabla 4.6 se muestra el
balance energético porcentual en función al balance inicial de la tabla 4.2.
Tabla 4. 6. Balance energético en función a las pérdidas de energía
72
Con la tabla 4.6 podemos realizar una comparación con a la tabla 4.7, el cual
es un informe estadístico del balance energético 10, es decir nos da unos valores
de pérdida de energía en baja tensión.
Tabla 4. 7. Perdidas de energía según el nivel de tensión acumulado de abril 2018
FUENTE: Balance del departamento de medición y control de perdidas
Haciendo la comparación de las tablas 4.6 y 4.7, se puede ver con respecto a
las perdidas técnicas el valor obtenido esta dentro del nivel de perdidas
admisible. Sin embargo la pérdida no técnica determinada en la tabla 4.6, es
mucho más superior a la de la tabla 4.7, el cual es 11,35% más que la perdida
no técnica admisible.
Estos valores obtenidos al comparar las tablas claramente nos indican que el
circuito del centro de transformación seleccionado tiene una pérdida no técnica
del 16.41 % con respecto a la energía suministrada al sistema. A si mismo
estos nivel de pérdida de energía no técnica nos obliga a tomar las acciones
necesarias para poder reducir estas pérdidas del centro de transformación
seleccionado.
4.3. BALANCE ENERGÉTICO DE FEBRERO A MARZO DE 2018
Para realizar este balance, seguiremos los mismos pasos que se realizo en
balance inicial. Así mismo el balance se realizara del 6 de febrero al 8 de marzo
del 2018.
Máxima demanda según datos de anexo J, el 25/02/2018 es:
10
Balance estadístico elaborada por el Dpto. de Medición y control de perdidas.
73
[4.47]
Sabiendo la energía consumida en 30 días según datos de anexo k, tendremos

que:
[4.48]
Entonces el factor de carga será:
[4.49]
Teniendo valor de la ecuación 4.49, determinamos el factor de perdida:
( ) ( ) [4.50]
Con los datos hallados y los datos de anexo (J, K y F), se puede mostrar la
tabla 4.8, con los balances.
Tabla 4. 8.Balance energético de febrero y marzo
Por otra parte, realizaremos un cuadro comparativo en función a las pérdidas,

así mismo para determinar la perdida de energía técnica y no técnica, se las
obtendrá con los cálculos ya hechos anteriormente, ya que este análisis se trata
del mismo CDT.
74
Tabla 4. 9. Balance energético en función a las pérdidas
Comparando las tablas 4.6 y 4.9, se puede ver que existe poca reducción de
pérdidas no técnicas, el mismo que es de un 1.32%, así mismo este valor
parece insignificante porcentualmente, pero si lo convertimos en energía y con
referencia a la energía suministrada de la tabla 4.9, esta será de 516.87kWh el
mismo es un valor significativo y en el tiempo iría sumando.
4.4. REVISIÓN DE LOS USUARIOS QUE FORMAN PARTE DEL CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN SELECCIONADO
Se procederá a la revisión de los usuarios ligados al centro de transformación

seleccionado, siempre y cuando los valores de pérdidas de energía no técnica
superen el balance estadístico realizados por el departamento de medición y
control de pérdidas, ya que estos datos serán tomados como referencia para el
presente proyecto.
Así mismo podemos observar en la tabla 4.2 y 4.8, los valores hallados tras el
balance inicial y la comparación en función a las pérdidas de energía, podemos
ver que el nivel de pérdida de energía no técnica es muy elevado, por tal motivo
se deberá realizar las acciones necesarias para así poder reducirlas.
A su vez se realizara las inspecciones (o batidas) de los servicios que

suministra el centro de transformación seleccionado, así mismo se realizara una
inspección en el transcurso del los meses marzo y abril y se revisara en el
SICAF si en los meses de enero, febrero tiene algunas inspeccione.
75
Por otra parte, del CDT seleccionado se podrá iniciar y tener un archivo de
antecedentes, con los cuales en futuros controles se podrá empezar con
facilidad las inspecciones. Además podremos ver cómo afecta está perdida, tras
realizar el balance energético de esos meses.
Hay que mencionar, además que el cambio de medidor por mantenimiento se

tomara como si fuera una perdida no técnica y no así como perdida técnica, ya
el mismo puede ser similar al cambiar un medidor manipulado, ya que casi es el
mismo principio, el cual es de burlar la medida de energía.
Por otra parte, en la siguiente tabla 4.10, podremos ver la anormalidad

encontradas en CDT, las cuales son causa de tener una pérdida de energía no
técnica.
Tabla 4. 10. Resultados de las inspecciones (batidas) de marzo y abril
FUENTE: SICAF
Con respecto al tabla 4.10, en base al SICAF se pudo revisar cliente por cliente
y se verifico que los meses enero y febrero no tiene ninguna inspección, sin
embargo entre el intervalo de los meses de marzo y abril, en los cuales se
programo las revisiones de todos los usuarios del CDT seleccionado, podemos
observar que se obtuvo resultados de anomalías, las cuales fueron legalizadas
y normalizadas. Así mismo en el siguiente balance debería reflejarse en los
resultados.
76
4.5. BALANCE ENERGÉTICO DE MARZO A ABRIL DE 2018
Máxima demanda según los datos de anexo L, del 18/03/2018 es:
[4.51]
Sabiendo la energía consumida en 30 días según datos de anexo M, tendremos

que:
[4.52]
Entonces el factor de carga será:
[4.53]
Teniendo valor de la ecuación 4.53, determinamos el factor de perdida:
( ) ( ) [4.54]
Con los datos hallados y los datos de anexo (L, M y F), se puede mostrar la
tabla 4.11 con los balances de marzo y abril.
Tabla 4. 11. Balance energético de marzo y abril
Por otra parte, realizaremos un cuadro comparativo en función a las pérdidas,

así mismo para determinar la perdida de energía técnica y no técnica, se las
77
obtendrá con los cálculos ya hechos anteriormente, ya que este análisis se trata
del mismo CDT.
Tabla 4. 12. Balance energético en función a las pérdidas
En consecuencia de las revisiones realizadas en el intervalo de los meses

marzo y abril, se puede observar en la tabla 4.11 las pérdidas de energía totales
han reducido significativamente en 2.77% con respecto al balance energético
del los meses de febrero y marzo.
Así mismo la reducción en las pérdidas no técnicas fueron de un 3.03% esto

haciendo una comparación de las tabla 4.12 y 4.9.
Por otro lado realizando un análisis rápido de la cantidad de energía recuperada

de las inspecciones, en función a las perdidas no técnicas reducidas que fue de
un 3.03%, esto equivaldría a un energía recuperada de 1100,28 Kwh, este
cálculo se realizara en función a la energía suministrada del meses que se
presento la reducción.
4.6. EL CONTROL Y REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LOS CDT
En función a los cálculos y análisis realizados en este capítulo, podemos dar

como entendido los términos de control y reducción de pérdidas. Así mismo
podemos justificar como se realizaran estas.
El control de las pérdidas de energía de los CDT, se realizara mediante

balances energéticos los cuales nos darán un índice de pérdida de energía,
estos deben estar dentro de los niveles de perdidas establecidos por el
departamento de medición y control de perdidas, así mismo en función a los
78
índices de pérdidas resultantes del balance energético se procederá a la
reducción de estas.
El proceso de reducción de pérdidas de energía eléctrica, en el caso de que las

perdidas técnicas superen los niveles establecidos, se realiza la sugerencia de
mejorar las líneas de distribución, cambiar medidores obsoletos, mejorar puntos
de conexión, etc.., cabe recalcar además que los centros de transformación ya
tiene muchos años de funcionamiento. Así mismo en caso que las pérdidas no
técnicas sean elevadas, se realizaran inspecciones masivas de todos los
usuarios que suministra el CDT, así mismo, también se realizara el precintado
masivo, para así evitar la manipulación y hurtó de energía eléctrica. De esta
manera dejar normalizado el servicio y tener constante control de los usuarios
infractores.
4.7. GRAFICA DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS DEL CDT
El presente figura nos muestra el comportamiento de las pérdidas, en funcion al

los balances realizados en el proceso del proyecto.
FIGURA 4. 26. Comportamiento de las pérdidas de energía del CDT
79
CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
o En conclusión las pérdidas de energía eléctrica dentro de una empresa

distribuidora se deben a dos causas, la primera a las condiciones
técnicas que presentan los equipos y líneas de distribución en baja
tensión, y la segunda se debe al hurto de energía cometido por parte de
la ciudadanía.
o Para el caso del centro de transformación CIA 10707-6379 seleccionado

para su respectivo análisis, se encontró un índice de pérdidas de energía
totales del 18.92%, el mismo fue determinado en el balance inicial.
Además se estimo la perdida técnica que es de 2.51% y el 16.41% la
perdida no técnica, por lo cual se debe emplear las medidas planteadas
para combatir esta problemática.
o Basándonos en los balances realizados posteriormente al balance inicial,

podemos observar que las perdidas no técnicas reducen en pequeñas
proporciones, sin embargo esta mínima reducción es significativo, ya que
el mismo está referido a la energía suministrada por el centro de
transformación seleccionado.
o Para el caso de análisis, el 1% de perdidas no técnicas reducidos

equivale en energía recuperada 391.57kwh en el mes, si no existiera un
buen control de los mismos esto representaría a una perdida técnica
anual de 4698.84kwh.
o Por otra parte la información obtenida de los medidores instalados para

la etapas de macromedición, que además de utilizarse para los balances
energéticos, resulta útil para realizar estudios técnicos que permitan
evaluar la calidad del servicio y el estado en el que se encuentran las
80
líneas baja tensión, iniciando acciones que conlleven a reducir las
pérdidas técnicas, como balanceo de fases, instalación de banco de
capacitores, cambio de conductores, instalación de reguladores de
tensión, etc.
o El método propuesto en el presente proyecto podrá ser aplicado también

para hacer un análisis adecuado en centros de transformación con
equipos de medición electromecánicos, los cuales son utilizados para la
macromedición y de los que se obtienen solamente datos de máxima
demanda y la energía consumida.
o Sin embargo, como conclusión general en el proceso investigación y

desarrollo del proyecto, se pudo asimilar que un control adecuado de las
perdidas nos lleva a un reducción significativa de las mismas, en otras
palabras para una buen control y reducción de pérdidas de energía de
una empresa distribuidora, se debe tener un orden para tener buenos
resultados de reducción de pérdidas.
5.2. RECOMENDACIONES
o Contar con el SIGRED y SICAF actualizado de los cambios que se

realicen en el sistema de distribución, ya que para hacer un adecuado
control de las pérdidas de energía se requiere datos reales.
o Realizar balances mensuales de energía para todos los centros de

transformación que cuenten con macromedición para así facilitar el
proceso de control y reducción de pérdidas de energía, además que
permita construir una base de datos históricos en cuanto a índices de
pérdidas de cada uno de ellos.
81
o De cada centro de transformación analizado, generar archivos de
antecedentes de usuarios que realizan el hurto de energía eléctrica y
causas del cambio de medidor.
o Mejorar los métodos de revisión a los usuarios, para así tener mejores
resultados en la detección de hurto de energía, manipulación del equipo
de medición.
82
BIBLIOGRAFIA
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de 2018, de Repositorio: http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/103502
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11. Stevenson, w. d. (1985). Analisis de sistemas de potencia. Mexico:

Mcgraw hill.
83
GLOSARIO
CDT Centro De Transformación.
A.E. Autoridad De Energía Eléctrica.
SICAF Sistema Informático Comercial Administrativo Financiero.
SIGRED Sistema Geográfico De La Red.
RMG radio medio geométrico.
DMG distancia media geométrica.
84
ANEXOS
85
Anexo A: Resolución de la autoridad de fiscalización y control social de
electricidad
86
87
Anexo B: Ley de electricidad, ley n° 1604 de 21 de diciembre de 1994
TITULO VI
INFRACCIONES Y SANCIONES
ARTICULO 56. (INFRACCIONES DE TITULARES Y DE TERCEROS). La

Superintendencia de Electricidad impondrá sanciones a los titulares y/o terceros por la
comisión de infracciones a las disposiciones de Ley No. 1600 (Ley del sistema de
Regulación Sectorial) de fecha 28 de octubre de 1994, la presente ley y sus reglamentos.
Además de la declaratoria de caducidad de las Concesiones la revocatoria de las
Licencias y la intervención previstas en la presente ley las infracciones cometidas por
Titulares serán sancionadas con multas de acuerdo a la gravedad de la falla, en sujeción
a lo previsto en los reglamentos y los respectivos contratos.
Las infracciones cometidas por terceros que no sean titulares, serán sancionadas por la
Superintendencia de Electricidad con multas equivalentes al monto de 500 a 100.000
kWh, multiplicado por la tarifa promedio de venta del lugar que corresponde al último
trimestre anterior a la infracción de acuerdo a su gravedad y en sujeción a lo previsto en
los reglamentos y sin perjuicio de resarcir los daños ocasionados.
ARTICULO 57. INFRACCIONES DE CONSUMIDORES). Sin perjuicio de las

sanciones penales previstas por el Código Penal y el derecho del Titular de recuperar
cualquier consumo arbitrario no medido o clandestino, el titular sancionará las
infracciones de los consumidores en los siguientes casos:
a) Conexión arbitraria
b) Alteración de instrumento de medición
c) Negar acceso al inmueble para inspecciones al personal autorizado del Titular
Las sanciones impuestas por el titular serán equivalentes al monto de 50 a 100.000 kWh
multiplicado por la tarifa promedio del lugar que corresponde al último trimestre
anterior a la infracción de acuerdo a su gravedad, en sujeción a lo previsto en los
reglamentos.
88
Anexo C: Datos de medidor de energía
FECHA HORA CANA 1 (kw) CANAL 2(kwh) CANAL 3 (KVAr)
04/02/2018 0:15 50,08 12,516 8,16
0:30 45,92 11,48 7,44
0:45 40,96 10,236 5,8
1:00 38,4 9,608 7,16
1:15 36,52 9,124 7,12
1:30 35,48 8,876 7,68
1:45 34,92 8,724 7,92
2:00 33,24 8,312 6,6
2:15 31,76 7,944 6,52
2:30 30,88 7,716 7,44
2:45 30,32 7,576 7,88
3:00 30,8 7,704 8,92
3:15 29,52 7,376 9,28
3:30 29,04 7,26 9,28
3:45 28,24 7,06 7,76
4:00 27,16 6,796 7,64
4:15 26,6 6,652 7,48
4:30 27,84 6,952 8,4
4:45 28,68 7,176 8,68
5:00 27,84 6,956 7,88
5:15 27,04 6,76 7,96
5:30 28,12 7,032 7,16
5:45 29 7,248 7,08
6:00 28,6 7,152 7,72
6:15 29,32 7,332 7,88
6:30 27,72 6,928 7,72
6:45 25,68 6,416 6,36
7:00 31,52 7,888 7,16
7:15 33,56 8,388 5,72
7:30 31,72 7,924 5,16
7:45 29,28 7,32 5,08
8:00 36,64 9,16 6,2
8:15 38,64 9,664 6,32
8:30 42,24 10,56 5,72
8:45 52,16 13,04 7,64
9:00 50,36 12,588 9,92
89
9:15 61,48 15,368 12,68
9:30 53,84 13,464 12,48
9:45 50,16 12,536 12,68
10:00 55 13,756 10,16
10:15 53,72 13,428 11,44
10:30 63,76 15,94 11,44
10:45 56,12 14,032 11,92
11:00 55,8 13,952 13,52
11:15 52,64 13,156 12,96
11:30 53,4 13,352 10,16
11:45 79,2 19,8 11,96
12:00 57,56 14,384 11,72
12:15 52,68 13,172 12,8
12:30 64,72 16,18 12,24
12:45 63,04 15,76 10,16
13:00 60,8 15,204 7,68
13:15 70,92 17,724 9,32
13:30 59,52 14,884 7
13:45 59,2 14,8 7,68
14:00 54,88 13,72 7,2
14:15 44,84 11,212 7,36
14:30 54,8 13,696 7,92
14:45 60,68 15,172 6,4
15:00 56,16 14,036 6,08
15:15 61,04 15,268 6,96
15:30 74,24 18,552 7,28
15:45 74,6 18,652 9,12
16:00 79,16 19,796 8,76
16:15 78,32 19,572 8,8
16:30 67,6 16,904 8,2
16:45 60,16 15,036 9,64
17:00 57,44 14,364 8,48
17:15 80,64 20,156 8,2
17:30 63,64 15,912 8,64
17:45 59,64 14,916 8,68
18:00 65,44 16,352 9,36
18:15 70 17,5 9,16
18:30 86,8 21,7 8,64
18:45 79,28 19,828 8,68
90
19:00 76,76 19,188 8,28
19:15 79,88 19,964 10,4
19:30 94,24 23,564 11,64
19:45 90,6 22,652 11,16
20:00 92,68 23,172 11,8
20:15 93,84 23,456 11
20:30 106,4 26,604 10,76
20:45 108,72 27,172 11,52
21:00 110,56 27,644 10,92
21:15 103,52 25,876 10,96
21:30 118,2 29,552 11,4
21:45 115,28 28,82 11
04/02/18 22:00 120,04 30,016 11,16
22:15 115,6 28,9 10,88
22:30 110,12 27,524 11,68
22:45 117,56 29,388 10,92
23:00 105,36 26,34 9,92
23:15 84,68 21,172 10,76
23:30 74,6 18,648 10,44
23:45 67,4 16,852 9,84
0:00 80,88 20,22 10,48
05/02/2018 0:15 65,88 16,472 9,68
91
Anexo D: Análisis de datos descargados de medidor del CDT 10707 - 6379
92
Anexo E: Energía facturada de cada medidor
ENER.
MEDIDOR MEDIDOR ENER. FAC MEDIDOR ENER. FAC
FAC
594131 218 654175 264 206849 51
457510 40 161838 13 875790 89
666256 252 459195 134 1308137 88
666258 64 666269 114 479403 10
415582 0 459896 142 510257 93
287259 46 536005 71 403245 124
676286 145 679831 150 403613 104
363159 226 119308 99 209881 154
404415 140 676300 123 424587 146
678898 273 267348 68 666274 64
666263 129 297381 70 230471 59
503148 165 383702 22 439837 172
298794 121 676303 313 676319 10
666265 121 440199 162 399099 208
404155 90 143212 221 528200 280
678897 44 666270 23 531393 88
363162 201 666271 54 456023 87
676287 91 422814 70 439863 70
666264 71 394698 207 439864 138
622087 67 536116 167 439862 37
676289 168 676308 145 460067 217
385927 146 676309 359 461294 54
605906 45 478751 66 400643 174
616520 29 295301 74 448515 122
749051 31 676304 96 473139 110
447516 70 676305 196 523074 127
676292 113 485830 86 151296 0
112210 107 203965 62 478597 0
666266 178 386622 113 259423 106
512545 89 526278 30 478910 170
721227 139 584540 73 245945 19
487281 159 686146 206 238498 176
719299 70 175440 97 520673 95
905886 59 268098 376 366104 34
550919 52 676311 15 509362 4
676294 189 238194 66 153377 134
480532 45 291566 59 418616 154
748737 55 118509 20 429331 139
748739 148 523262 70 519560 158
555259 81 460235 174 1311905 15
211595 180 676314 210 527776 265
904236 37 394916 231 182435 2
93
676297 147 480558 10 538949 185
540854 41 676316 38 540775 1
544055 139 676313 83 540793 0
363182 224 676315 61 552915 80
678901 86 386358 92 223213 117
676299 218 676317 72 150998 20
528243 125 607753 79 221689 73
459131 70 806940 74 263683 69
406262 217 806939 61 148472 90
471485 282 664937 81 580764 0
531383 142 1303293 53 581542 100
276209 138 1303294 75 581543 55
117406 50 749943 68
583531 105 243851 34
746663 113 721508 96
819875 51 681083 96
204003 0 676290 113
584094 140 687774 76
883673 99 752635 217
592169 108 394936 90
668006 101 548652 53
592342 1903 402310 89
592385 92 748751 92
595849 251 676318 84
748742 162 756418 0
596323 145 780050 84
598234 161 804718 83
599429 16 804719 43
599430 130 804717 139
421450 65 785278 155
607205 85 720184 107
608225 118 455200 15
608796 38
ENERGIA CONSUMIDA DE CLIENTES
877462 9 KWH
786040 48 27919
619751 0
448254 249
619759 72
172354 70
654158 19
657354 49
666276 69
575337 119
661922 119
152663 218
94
663920 243
659462 139
460796 191
397431 43
365761 97
359504 48
255309 8
667625 67
721765 69
667713 22
668232 30
654890 264
676296 129
656688 1
678202 228
683435 90
919920 1368
685208 0
833911 68
493911 54
524056 121
455758 105
95
Anexo F: Relevamiento de luminarias instaladas en el CDT seleccionado
100+50 75+25 50+15

TRANSFORMADORES 9205-5618 10707-6379 5422-8371
ID
POT POT
NOMINAL EFECTIVA
FUENTE LAMPARA (W) (W) N AN ED N AN ED N AN ED
SODIO DE ALTA PRESION 70 90 11 20 2

SODIO DE ALTA PRESION 100 130
SODIO DE ALTA PRESION 150 170 12 7
SODIO DE ALTA PRESION 250 280 12 18 16
SODIO DE ALTA PRESION 400 436
MERCURIO DE ALTA
PRESION 125 140
96
ANEXO G: Plano completo de cobertura de la red del CDT seleccionado
97
Anexo H: Tabla de conductores de líneas de distribución y acometidas
98
Anexo I: Demandas y pérdidas en acometidas de usuarios
resistencia perdida en
Nº Medidor energia/dia demanda max(W) corriente (A) de acometida
acometida (W)
1 594131 7,517241379 0,313218391 0,001452775 0,00765976 1,61664E-08
2 457510 1,379310345 57,47126437 0,266564306 0,00765976 0,000544276
3 666256 8,689655172 362,0689655 1,679355128 0,00765976 0,021602319
4 666258 2,206896552 91,95402299 0,42650289 0,00765976 0,001393347
5 415582 0 0 0 0,00765976 0
6 287259 1,586206897 66,09195402 0,306548952 0,00765976 0,000719805
7 676286 5 208,3333333 0,966295609 0,00765976 0,007152128
8 363159 7,793103448 324,7126437 1,506088329 0,00765976 0,017374654
9 404415 4,827586207 201,1494253 0,932975071 0,00765976 0,006667382
10 678898 9,413793103 392,2413793 1,819301388 0,00765976 0,025352721
11 666263 4,448275862 185,3448276 0,859669887 0,00765976 0,005660812
12 503148 5,689655172 237,0689655 1,099577762 0,00765976 0,009261198
13 298794 4,172413793 173,8505747 0,806357026 0,00765976 0,004980467
14 666265 4,172413793 173,8505747 0,806357026 0,00765976 0,004980467
15 404155 3,103448276 129,3103448 0,599769688 0,00765976 0,002755398
16 678897 1,517241379 63,2183908 0,293220737 0,00765976 0,000658574
17 363162 6,931034483 288,7931034 1,339485638 0,00765976 0,013743312
18 676287 3,137931034 130,7471264 0,606433796 0,00765976 0,002816969
19 666264 2,448275862 102,0114943 0,473151643 0,00765976 0,00171481
20 622087 2,310344828 96,26436782 0,446495213 0,00765976 0,001527035
21 676289 5,793103448 241,3793103 1,119570085 0,00765976 0,00960103
22 385927 5,034482759 209,7701149 0,972959717 0,00765976 0,007251118
23 605906 1,551724138 64,65517241 0,299884844 0,00765976 0,000688849
24 616520 1 41,66666667 0,193259122 0,00765976 0,000286085
25 749051 1,068965517 44,54022989 0,206587337 0,00765976 0,000326906
26 447516 2,413793103 100,5747126 0,466487535 0,00765976 0,001666846
27 676292 3,896551724 162,3563218 0,753044164 0,00765976 0,004343663
28 112210 3,689655172 153,7356322 0,713059518 0,00765976 0,003894636
29 666266 6,137931034 255,7471264 1,186211162 0,00765976 0,010778028
30 512545 3,068965517 127,8735632 0,593105581 0,00765976 0,002694507
31 721227 4,793103448 199,7126437 0,926310963 0,00765976 0,006572474
32 487281 5,482758621 228,4482759 1,059593116 0,00765976 0,008599903
33 719299 2,413793103 100,5747126 0,466487535 0,00765976 0,001666846
34 905886 2,034482759 84,77011494 0,393182351 0,00765976 0,001184141
99
35 550919 1,793103448 74,71264368 0,346533598 0,00765976 0,000919827
36 676294 6,517241379 271,5517241 1,259516346 0,00765976 0,012151304
37 480532 1,551724138 64,65517241 0,299884844 0,00765976 0,000688849
38 748737 1,896551724 79,02298851 0,366525921 0,00765976 0,001029022
39 748739 5,103448276 212,6436782 0,986287932 0,00765976 0,00745114
40 555259 2,793103448 116,3793103 0,53979272 0,00765976 0,002231872
41 211595 6,206896552 258,6206897 1,199539377 0,00765976 0,011021591
42 904236 1,275862069 53,16091954 0,246571983 0,00765976 0,000465696
43 676297 5,068965517 211,2068966 0,979623824 0,00765976 0,007350789
44 540854 1,413793103 58,90804598 0,273228414 0,00765976 0,00057183
45 544055 4,793103448 199,7126437 0,926310963 0,00765976 0,006572474
46 363182 7,724137931 321,8390805 1,492760113 0,00765976 0,017068499
47 678901 2,965517241 123,5632184 0,573113258 0,00765976 0,002515916
48 676299 7,517241379 313,2183908 1,452775468 0,00765976 0,016166361
49 528243 4,310344828 179,5977011 0,833013456 0,00765976 0,005315196
50 459131 2,413793103 100,5747126 0,466487535 0,00765976 0,001666846
51 406262 7,482758621 311,7816092 1,44611136 0,00765976 0,016018386
52 471485 9,724137931 405,1724138 1,879278357 0,00765976 0,027051883
53 531383 4,896551724 204,0229885 0,946303286 0,00765976 0,00685924
54 276209 4,75862069 198,2758621 0,919646856 0,00765976 0,006478246
55 117406 1,724137931 71,83908046 0,333205382 0,00765976 0,000850431
56 654175 9,103448276 379,3103448 1,759324419 0,00765976 0,023708667
57 161838 0,448275862 18,67816092 0,086633399 0,00765976 5,74892E-05
58 459195 4,620689655 192,5287356 0,892990425 0,00765976 0,006108139
59 666269 3,931034483 163,7931034 0,759708272 0,00765976 0,004420883
60 459896 4,896551724 204,0229885 0,946303286 0,00765976 0,00685924
61 536005 2,448275862 102,0114943 0,473151643 0,00765976 0,00171481
62 679831 5,172413793 215,5172414 0,999616147 0,00765976 0,007653883
63 119308 3,413793103 142,2413793 0,659746657 0,00765976 0,003334031
64 676300 4,24137931 176,7241379 0,819685241 0,00765976 0,005146471
65 267348 2,344827586 97,70114943 0,45315932 0,00765976 0,001572958
66 297381 2,413793103 100,5747126 0,466487535 0,00765976 0,001666846
67 383702 0,75862069 31,6091954 0,146610368 0,00765976 0,000164644
68 676303 10,79310345 449,7126437 2,085865694 0,00765976 0,033326366
69 440199 5,586206897 232,7586207 1,079585439 0,00765976 0,008927489
70 143212 7,620689655 317,5287356 1,472767791 0,00765976 0,016614368
71 666270 0,793103448 33,04597701 0,153274476 0,00765976 0,000179951
72 666271 1,862068966 77,5862069 0,359861813 0,00765976 0,000991943
73 422814 2,413793103 100,5747126 0,466487535 0,00765976 0,001666846
100
74 394698 7,137931034 297,4137931 1,379470283 0,00765976 0,014576054
75 536116 5,75862069 239,9425287 1,112905977 0,00765976 0,009487073
76 676308 5 208,3333333 0,966295609 0,00765976 0,007152128
77 676309 12,37931034 515,8045977 2,392414646 0,00765976 0,04384178
78 478751 2,275862069 94,82758621 0,439831105 0,00765976 0,001481792
79 295301 2,551724138 106,3218391 0,493143966 0,00765976 0,001862785
80 676304 3,310344828 137,9310345 0,639754334 0,00765976 0,00313503
81 676305 6,75862069 281,6091954 1,306165099 0,00765976 0,013068069
82 485830 2,965517241 123,5632184 0,573113258 0,00765976 0,002515916
83 203965 2,137931034 89,08045977 0,413174674 0,00765976 0,001307623
84 386622 3,896551724 162,3563218 0,753044164 0,00765976 0,004343663
85 526278 1,034482759 43,10344828 0,199923229 0,00765976 0,000306155
86 584540 2,517241379 104,8850575 0,486479858 0,00765976 0,00181278
87 686146 7,103448276 295,9770115 1,372806176 0,00765976 0,014435563
88 175440 3,344827586 139,3678161 0,646418442 0,00765976 0,003200684
89 268098 12,96551724 540,2298851 2,505704476 0,00765976 0,048092236
90 676311 0,517241379 21,55172414 0,099961615 0,00765976 7,65388E-05
91 238194 2,275862069 94,82758621 0,439831105 0,00765976 0,001481792
92 291566 2,034482759 84,77011494 0,393182351 0,00765976 0,001184141
93 118509 0,689655172 28,73563218 0,133282153 0,00765976 0,000136069
94 523262 2,413793103 100,5747126 0,466487535 0,00765976 0,001666846
95 460235 6 250 1,159554731 0,00765976 0,010299065
96 676314 7,24137931 301,7241379 1,399462606 0,00765976 0,01500161
97 394916 7,965517241 331,8965517 1,539408867 0,00765976 0,018151948
98 480558 0,344827586 14,36781609 0,066641076 0,00765976 3,40173E-05
99 676316 1,310344828 54,59770115 0,253236091 0,00765976 0,000491209
100 676313 2,862068966 119,2528736 0,553120935 0,00765976 0,002343449
101 676315 2,103448276 87,64367816 0,406510567 0,00765976 0,001265782
102 386358 3,172413793 132,183908 0,613097904 0,00765976 0,002879221
103 676317 2,482758621 103,4482759 0,479815751 0,00765976 0,001763455
104 607753 2,724137931 113,5057471 0,526464504 0,00765976 0,002123017
105 806940 2,551724138 106,3218391 0,493143966 0,00765976 0,001862785
106 806939 2,103448276 87,64367816 0,406510567 0,00765976 0,001265782
107 664937 2,793103448 116,3793103 0,53979272 0,00765976 0,002231872
108 1303293 1,827586207 76,14942529 0,353197705 0,00765976 0,000955545
109 1303294 2,586206897 107,7586207 0,499808074 0,00765976 0,001913471
110 749943 2,344827586 97,70114943 0,45315932 0,00765976 0,001572958
111 206849 1,75862069 73,27586207 0,33986949 0,00765976 0,000884789
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101
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226 687774 2,620689655 109,1954023 0,506472181 0,00765976 0,001964837
227 752635 7,482758621 311,7816092 1,44611136 0,00765976 0,016018386
228 394936 3,103448276 129,3103448 0,599769688 0,00765976 0,002755398
229 548652 1,827586207 76,14942529 0,353197705 0,00765976 0,000955545
104
230 402310 3,068965517 127,8735632 0,593105581 0,00765976 0,002694507
231 748751 3,172413793 132,183908 0,613097904 0,00765976 0,002879221
232 676318 2,896551724 120,6896552 0,559785043 0,00765976 0,002400258
233 756418 0 0 0 0,00765976 0
234 780050 2,896551724 120,6896552 0,559785043 0,00765976 0,002400258
235 804718 2,862068966 119,2528736 0,553120935 0,00765976 0,002343449
236 804719 1,482758621 61,7816092 0,286556629 0,00765976 0,000628979
237 804717 4,793103448 199,7126437 0,926310963 0,00765976 0,006572474
potencia total perdida en un dia (W) 3,13560
105
Anexo J: Análisis de datos descargados de medidor del CDT 10707 – 6379,
febrero y marzo
106
Anexo K: Energía facturada de cada medidor, febrero y marzo
Medidor Ener_Fac Medidor Ener_Fac Medidor Ener_Fac
594131 241 748737 48 238194 27
457510 37 748739 58 291566 56
666258 77 678901 97 175440 92
415582 0 459131 75 523262 73
666256 317 528243 141 460235 165
816542 60 406262 221 394916 285
287259 48 676299 230 676315 76
676286 129 679831 122 676316 35
363159 209 119308 129 386358 97
229744 58 676300 118 676313 82
404155 143 267348 56 676314 104
678897 40 297381 81 480558 9
363162 211 383702 16 676317 84
404415 148 676303 358 607753 72
678898 289 440199 158 806939 63
666263 136 471485 290 806938 174
676287 96 531383 109 806940 136
666265 119 276209 124 664937 76
622087 71 117406 68 1303294 107
616520 36 654175 407 1303293 40
447516 47 161838 32 749943 65
749051 47 459195 128 206849 131
666264 64 666269 116 875790 182
503148 142 459896 135 1308137 82
298794 148 536005 81 479403 41
676289 179 143212 229 510257 97
385927 142 666270 20 403245 121
605906 45 666271 61 403613 84
719299 71 676304 116 209881 148
676292 106 676305 131 424587 207
112210 128 485830 107 666274 65
905886 61 203965 74 230471 46
487281 198 386622 183 439837 167
666266 215 526278 58 676319 3
550919 56 584540 48 528200 323
512545 85 422814 79 531393 102
107
721227 94 394698 229 456023 67
676294 218 536116 194 439863 87
480532 49 676308 125 439864 156
555259 84 676309 402 439862 46
211595 199 478751 69 460067 192
676297 155 295301 82 461294 54
540854 48 686146 246 400643 55
363182 253 268098 336 448515 141
904236 37 118509 20 473139 146
544055 151 676311 16 523074 130
151296 0 421450 66 394936 129
478597 284 607205 93 548652 56
259423 97 608225 163 402310 88
478910 183 608796 52 748751 102
245945 18 877462 8 676318 92
238498 181 786040 50 756418 1
520673 102 448254 242 780050 75
366104 27 619751 0 804718 76
509362 2 619759 122 804717 138
153377 199 579475 15 804719 43
418616 163 172354 104 785278 199
429331 146 654158 28
519560 0 657354 50
1311905 15 666276 74
527776 236 659855 88
energía consumida
182435 1 575337 130 kWh
538949 177 661922 161 29646
540775 2 152663 213
540793 0 663920 251
552915 52 659462 130
223213 125 460796 176
150998 17 397431 46
221689 57 365761 78
263683 64 359504 114
148472 164 255309 16
580764 0 667625 7
581542 105 721765 92
581543 84 667713 15
108
455200 35 668232 32
583531 110 654890 294
204003 0 656688 0
746663 117 676296 140
819875 66 678202 243
584094 153 919920 1343
883673 83 685208 0
592169 136 833911 57
668006 107 524056 126
592342 1956 493911 48
592385 95 455758 114
595849 283 720184 120
748742 202 243851 13
596323 164 721508 80
384533 124 681083 77
598234 171 687774 82
599430 107 676290 128
599429 22 752635 233
109
Anexo L: Análisis de datos descargados de medidor del CDT 10707 – 6379.
Marzo y abril.
110
Anexo M: Energía facturada de cada medidor
medidor ener_fac medidor ener_fac medidor ener_fac
594131 263 544055 150 238194 27
457510 61 748737 47 291566 59
666258 86 678901 159 175440 79
415582 0 676299 223 523262 80
666256 311 528243 148 460235 166
229744 8 459131 78 676314 84
404155 153 406262 218 394916 291
678897 42 471485 315 480558 11
363162 88 679831 119 676316 40
676287 97 119308 102 676313 82
666264 75 531383 84 676315 105
622087 96 276209 117 386358 101
676289 178 117406 63 676317 79
385927 137 654175 356 607753 71
816542 68 161838 35 806940 79
287259 68 459195 126 806939 88
676286 125 666269 129 806938 183
363159 190 459896 141 664937 67
404415 157 536005 84 1303293 22
678898 301 143212 260 1303294 55
666263 143 666270 22 749943 63
503148 192 666271 44 206849 65
298794 157 422814 64 875790 207
666265 119 394698 272 1308137 85
605906 52 536116 175 479403 23
616520 35 676308 144 510257 87
447516 38 676309 362 403245 124
749051 38 478751 68 403613 93
676292 123 295301 83 209881 127
112210 129 676300 129 424587 251
666266 209 267348 41 666274 49
512545 72 297381 68 230471 19
721227 98 383702 20 439837 162
487281 191 676303 360 676319 2
719299 72 440199 141 528200 292
905886 67 676304 97 399099 147
111
550919 53 676305 133 531393 117
676294 234 485830 104 456023 62
480532 50 203965 79 439863 69
555259 98 386622 153 439864 159
676297 139 526278 53 439862 44
748739 122 584540 60 460067 190
363182 220 686146 223 461294 51
211595 136 268098 378 400643 85
904236 43 118509 22 448515 139
540854 55 676311 18 473139 137
523074 111 421450 62 402310 82
151296 0 607205 81 748751 115
478597 0 608225 179 676318 94
259423 100 608796 55 780050 76
478910 169 877462 9 804718 82
245945 14 786040 74 804719 40
238498 181 619751 0 785278 185
520673 99 448254 226
366104 25 619759 109
509362 1 579475 38
756744 239 172354 95
418616 167 654158 27
429331 149 657354 52
519560 333 666276 70
1311905 13 659855 94
527776 253 575337 124
182435 1 661922 149
538949 205 152663 218
540775 5 663920 169
540793 0 659462 131
552915 63 460796 179 Energia consumida KWH
223213 121 397431 53 28303
221689 53 365761 71
884297 0 359504 144
263683 62 255309 18
148472 186 667625 9
580764 0 889378 64
581542 93 667713 10
581543 92 668232 33
112
395654 64 654890 270
819875 56 656688 0
204003 0 676296 131
583531 132 678202 255
746663 125 919920 358
584094 151 685208 0
668006 86 833911 58
883673 106 493911 47
592169 134 524056 132
592342 1936 455758 109
592385 89 720184 114
595849 258 243851 9
748742 199 721508 72
598234 179 681083 91
384533 133 676290 121
754729 129 687774 96
599429 16 752635 224
548652 57 891645 140
113

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS

“REDUCCIÓN Y CONTROL DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

Proyecto de grado presentado para la obtención del Grado de Licenciatura

POR: REYNALDO CONDORI PAUCARA

TUTOR: LIC. OSWALDO TIÑINI APAZA

Dedico el presente proyecto:

A mi querida esposa Maria Dolly Ticona Enao y mi

A mis queridos padres, Toribio y Simona, por

A mis hermanos, Edgar y Álvaro, por todo su apoyo

¡Con mucho cariño!

Reynaldo Condori Paucara

A nuestro divino creador por darme el regalo de la vida, y con ella la

A todos los docentes de la carrera de electricidad por transmitir y compartir sus

A mis jefes y compañeros de trabajo de la empresa DELAPAZ, quienes gracias

¡Muchas gracias a todos!

FIGURA 2. 1. Sistema De Distribución ............................................................. 7

FIGURA 3. 1. Flujo de proceso de reducción y control de pérdidas ................. 36

FIGURA 4. 1. Ubicación Geográfica Y Cobertura Del CDT .............................. 47

Tabla 2. 1. Factor De Corrección Por Temperatura Para El Cálculo De

Tabla 3. 1. Especificaciones técnicas del medidor ACE 6000 .......................... 41

Tabla 4. 1. Descripción de los centros de transformación ............................... 46

El presente trabajo tiene la finalidad elaborar un plan estratégico para la

Mientras la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (A.E.)

El presente proyecto está referido para realizar un estudio para la reducción y

Para determinar los índices de perdidas sectorizados, se instalaran medidores

En diciembre de 2012, la empresa distribuidora de energía eléctrica más

Las pérdidas de energía según los niveles de tensión de la empresa

1.4.1. OBJETIVO GENERAL.

o Desarrollar e implementar un método para reducir y controlar las

1.4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.

o Utilizar equipos de medición en lugares estratégicos, para sectorizar

1.5. ALCANCE DEL TRABAJO.

1.6. LIMITES DEL TRABAJO.

En el proyecto, se pretende realizar un análisis de pérdidas de energía eléctrica

2.1. DISTRIBUCION ELECTRICA

La red de distribución es el medio a través del cual se transmite la electricidad

 Redes de alta tensión. Emplean voltajes mayores a 100 kV y se utilizan

FUENTE: Redes De Distribución “Autor: Samuel Ramírez”

2.2. CENTRO DE TRANSFORMACION

También conocido como transformadores de distribución, se conectan a un

2.3. REDES DE BAJA TENSION

Son el conjunto de líneas (trifásicas, monofásicas) asociadas a los secundarios

2.4. ALUMBRADO PUBLICO

Es el sistema destinado a iluminar todos aquellos espacios de libre circulación,

Es la parte de red construida desde la red de distribución secundaria hacia los

2.6. MEDIDOR DE ENERGIA

Son dispositivos usados para la medición del consumo de energía eléctrica.

2.7. CLASIFICACIÓN DE PÉRDIDAS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS

2.7.1. PERDIDAS TECNICAS

El conjunto de las perdidas eléctricas de un sistema debidas a fenómenos

1. Por función del componente, estas pérdidas corresponden a:

2.7.2. PERDIDAS NO TECNICAS

Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar de acuerdo con varios criterios.

 Clasificación según la causa que las produce.

Según la clasificación adoptada, las pérdidas no técnicas se miden energía,

Consumo de usuarios no suscriptores o contrabando, comprende

FIGURA 2. 2. Conexión En Directo En Tablero Vacio

FUENTE: Elaboración Propia