Los costos de fallas o pérdidas de energía y la necesidad de su análisis permanente (página 2)

Si bien el costo de la
energía que se entrega a los sectores productivos y
sociales reclama fundamental consideración, no deja de ser
también extremadamente importante el estudio del costo de
la energía que no se entrega por fallas en el sistema (costos de
falla).

La potencia
instalada del sistema electroenergético debe ser tal que
permita hacer frente a la demanda y a
las diversas contingencias que se puedan presentar, como por
ejemplo errores en la previsión de la demanda,
indisponibilidad de máquinas
por fallas no programadas o por mantenimiento
programado, expansión económica, etc. El sistema
debe contar con un margen de reserva que permita afrontar
razonablemente tales circunstancias.

En términos generales puede decirse que dicho margen
definirá la calidad del
servicio: si
la reserva es excesiva, los costos de equipamiento serán
elevados y obligarán a la empresa a
aumentar sus tarifas; si la reserva es baja, también
incidirá negativamente sobre la comunidad a causa
de los mayores costos ocasionados por los servicios no
prestados o prestados deficientemente.

Un sistema con buen mantenimiento
preventivo permitirá contar, obviamente, con un parque
de generación más confiable y por lo tanto
minimizará las salidas de servicio no programadas. Un alto
índice de salidas forzosas, que pueden ser totales o
parciales, indica la existencia de un parque de generación
no confiable, sin duda a causa de una asignación de
recursos
insuficientes para mantenimiento.

Desarrollo

Antes de comenzar a ver las implicancias que
tiene la interrupción del suministro eléctrico en
el sector industrial y residencial del país, resulta
fundamental entender el concepto de costo
de falla, sus alcances y las formas de calcularlos. Podemos
entender como costo de falla: "el costo por kWh incurrido, en
promedio, por los usuarios, al no disponer de energía, y
tener que generarla con generadores de emergencia, si así
conviniera". "Este costo se calculará como valor
único y será representativo de los déficit
más frecuentes que pueden presentarse en el sistema
eléctrico". También podría definirse como lo
que estarían dispuestos a pagar los usuarios por 1 kWh
adicional en condiciones de racionamiento o interrupción
del suministro eléctrico, es decir, cuando la oferta del
sistema no es capaz de satisfacer por completo la suma de las
demandas individuales de la totalidad de los usuarios. Es
relevante mencionar que aunque cada consumidor, sea
residencial, comercial, industrial o de cualquier naturaleza,
tiene un costo de falla distinto, se establece un valor
único. Las pérdidas de energía equivalen a
la diferencia entre la energía generada y la
energía distribuida y comercializada, y pueden
clasificarse como pérdidas técnicas y
pérdidas no técnicas.

Tipo de pérdidas

Las pérdidas de energía
eléctrica son comunes e inherentes de las empresas
eléctricas; se tornan en un problema muchas veces grave
cuando éstas rebasan ciertos límites
lógicos.

Es práctica común clasificar las pérdidas
de energía eléctrica en técnicas y no
técnicas .Las pérdidas técnicas se dan en
los elementos y equipos de los circuitos
eléctricos, por ejemplo en líneas de
transmisión, transformadores y
bancos de
capacitores Su
origen son los principios que
rigen la transformación de la energía.

Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar en
tres tipos:

a) Accidentales, las cuales tienen su origen en el mal uso u
operación de los elementos y equipos de los circuitos
eléctricos, tal es el caso de un conexionado
erróneo.

b) Administrativas, energía que por algún motivo
no se contabiliza: usuarios sin medidores (toma directa), ferias,
etcétera.

c) Fraudulentas, referidas a la energía que toman
algunos consumidores evitando mediante algún mecanismo
pasar por los medidores de la compañía de electricidad.

Es posible obtener un buen control de las
pérdidas técnicas a través de
prácticas operativas y procedimientos de
diseño
automatizados para el dimensionamiento óptimo de los
elementos y equipos de los circuitos eléctricos. De tal
suerte que las pérdidas por este concepto se pueden llevar
a niveles aceptables.

Lo que se ha convertido en un problema para las empresa
eléctrica son las pérdidas no técnicas,
particulamente las del tipo fraudulento por parte de consumidores
deshonestos.

Aunque el abuso por tal concepto se da en todos los estratos
sociales, no deja de sorprender el hecho de que en la
mayoría de los casos el mayor volumen de
pérdidas se encuentra en los grandes consumidores. De esta
manera, los robos de la energía eléctrica se hacen
desde la común toma clandestina hasta las más
sofisticadas y costosas intervenciones de los equipos de medición de la empresa
eléctrica.

En nuestro país no estamos libres de dicha
problemática.

Dificultades para
medir el costo de falla (Pérdidas
Técnicas)

La generación de energía eléctrica en
nuestro país se realiza en base a centrales
termoeléctricas. Esto da como resultado que la
energía de red que se utiliza puede
resultar ser la más cara y contaminante, o viceversa.

El suministro satisfactorio de energía eléctrica
representa un valor varias veces superior al precio de la
energía en razón de los perjuicios sociales y
económicos que acarrea un racionamiento.

Independientemente del origen de la energía
eléctrica, hay factores macroambientales que no se tienen
en cuenta como son las pérdidas que se producen en los
transformadores para elevar la tensión para transportarla,
en los cables, y en los transformadores para bajar la
tensión para inyectarla en la red pública.

Al tener la generación localizadas en puntos vitales
y/o estratégicos se evitan las pérdidas provocadas
por la distancia entre la empresa generadora y el punto de
utilización. Por otra parte un grupo
electrógeno puede tener mejor rendimiento que las
centrales termoeléctricas.

– Beneficios operativos: "Se evitan las interrupciones y la
falta de calidad del suministro de energía
eléctrica".

Las Distribuidoras de energía eléctrica (OBE),
tienen la mayoría de las fallas en el sistema de distribución, es decir en la red
pública, provocadas por vandalismo, agentes
atmosféricos, faltas de
inversión, falta de mantenimiento, malas
maniobras, etc., lo que se manifiesta con microinterrupciones o
interrupciones en el suministro o mala calidad del mismo
(tensión fuera de rango, armónicas, ruido
eléctrico, etc.).

El hecho de tener el equipo de generación en forma
local minimiza las posibilidades de falla, porque si por alguna
causa accidental se detiene, se puede recurrir a la red
pública. Este caso podría significar una
disminución en los beneficios económicos de la
autogeneración pero aumenta la confiabilidad del
sistema.

El costo de falla constituye algo difícil de valorar
dada la serie de factores que influyen en él. Las
principales dificultades se plantean por las siguientes
razones:

• En muchas aplicaciones la energía eléctrica
  produce un aumento en la calidad de vida, lo que la
  mayoría de las veces no puede considerarse como algo
  económicamente transable.

• En otras aplicaciones, en las cuales el producto es un
  bien transable, no existe una relación rígida
  entre el empleo de la electricidad y la producción
  final.

• El costo de falla varía ante la existencia o no de
  selectividad en la restricción, o si ésta
  afecta a todos los consumidores por igual o no.

• El valor del costo de falla puede variar en forma
  importante dependiendo de factores como:

• La magnitud de la falla.

• La duración de la interrupción.

• El tipo de usuario afectado.

• La frecuencia  de las interrupciones.

• El nivel de tensión del afectado.

• La hora, día, estación en que
  ocurre la falla.

Metodología
directa aplicada al sector industrial

Por lo antes descrito resulta claro lo complejo
que es estimar el costo de falla.

Una estimación adecuada del costo de falla requiere
conocer cómo las empresas enfrentarían eventuales
racionamientos en el suministro eléctrico de diferentes
magnitudes y duraciones, y los costos asociados a estos
ajustes.

El costo de falla depende de la seguridad del
sistema, de las tecnologías productivas y de la
composición sectorial del PIB, factores
que cambian en el tiempo. En
particular, si la percepción
de los consumidores respecto a la seguridad del sistema se
modifica, entonces cambian las medidas adaptativas de largo plazo
y con ello el costo de falla esperado en el corto plazo.

El suministro de electricidad a los usuarios finales se
realiza a través de las siguientes etapas:

Generación: Corresponde a la actividad de
producción de electricidad.

Transmisión: Hace referencia al transporte de
la energía. La transmisión emplea activos
energizados a 220 kv.

Distribución: Corresponde al transporte de la
energía desde el SEN hasta el usuario Final.

Comercialización: Esta relacionado con las
actividades propias de la comercialización de la

energía al usuario final, incluyendo el servicio de
facturación.

Como se mencionó anteriormente, la etapa de
distribución esta asociada al transporte de la
energía, para determinar el costo trasladado a los
usuarios finales, se definió como:

CU = ((G+I)/(1-PR))+D+O+C

CU: Costo unitario de prestación del servicio
($/kWh)

G: Costos de compra de energía ($/kWh).

T: Costo promedio por uso del SEN ($/kWh)

D: Costo de distribución ($/kWh)

C: Costo de comercialización ($/kWh)

O: Costos adicionales ($/kWh),

PR: Pérdidas de energía acumuladas
hasta el nivel de tensión n

En el caso particular del componente de distribución,
la formula tarifaria se define como:

Costo de distrib. = (Inversión + admón.,
Operación y Mtto)/Demanda

Eficiencia en
sistemas de distribución de electricidad de los usuarios
industriales, comerciales y de servicios

Las pérdidas eléctricas en los sistemas de
distribución interna de electricidad constituyen para el
usuario un consumo
importante, pero que no está destinado a satisfacer los
requerimientos reales de sus instalaciones productivas o de
servicios. La reducción de las pérdidas, producto de la
selección de transformadores y conductores,
en base a un criterio de eficiencia, y el
manejo de reactivos, entre otras medidas, permitirá
disponer de un sistema eficiente de distribución de
electricidad.

Los métodos
principales para reducir las pérdidas eléctricas
son:

(1) Reemplazar los conductores definidos por las normas (capaces
de soportar el

calentamiento máximo asociado a la carga prevista y de
asegurar una caída de voltaje

inferior al límite establecido por las normas), por
otros de mayor calibre (en la medida que

el costo del conductor no supere el valor monetario de las
pérdidas),

(2) Agregar alimentadores en paralelo,

(3) Incrementar el voltaje de distribución,

(4) Seleccionar para el proyecto de
transformadores en servicio por otros de mayor potencia

y/o más eficientes,

(5) Agregar bancos de condensadores
para mejorar el factor de potencia de las cargas y así

mejorar la capacidad de transporte de las líneas,

(6) Equilibrar las fases del sistema para contar con un
sistema balanceado.

A diferencia del caso de los motores y de
otros equipos o artefactos eléctricos, en general no
sería rentable reemplazar transformadores o líneas
instaladas. La evaluación
económica de las alternativas eficientes y estándar
corresponde, en el caso de los transformadores y las
líneas, más bien a proyectos
nuevos.

Líneas de
distribución

La función de
los cables de distribución es transportar la corriente
eléctrica desde la fuente de abastecimiento
(normalmente de la subestación del usuario al punto de
consumo.

Desgraciadamente, debido a su resistencia
eléctrica, el cable disipa en forma de calor parte de
la energía eléctrica transportada. La
energía pérdida usando cables especificados sin
considerar la minimización de los costos totales del
sistema (costos de inversión y de operación a lo
largo de la vida útil de la instalación) se traduce
en mayores costos para el usuario.

La selección del tipo de cable depende además de
los factores anteriores, a:

• la temperatura ambiente, de la humedad, de los esfuerzos
  mecánicos a los que está sometido (impacto y
  vibraciones), la composición química del
  ambiente exterior, las sobrecargas y las corrientes de
  corto-circuito previstas, el robo y vandalismo, los riesgos
  de fuego y explosión, etc.

El incrementar el calibre de las líneas conduce a
reducir las pérdidas eléctricas, opción que
no debe adoptarse en forma mecánica ya que dicho incremento va
acompañado de mayores costos de inversión de
ahí que exista el compromiso entre la reducción de
los costos de operación y el aumento de los costos de
inversión. En el caso del aumento del calibre de los
conductores no sólo se debe considerar el mayor precio por
metro del cable sino que además el de la
instalación (que incluye mano de obra, torres de
distribución y el resto de los componentes necesarios para
la instalación de los cables y torres).

Como es posible apreciar, el conductor seleccionado en base a
los parámetros económicos puede tener 1 a 2
calibres más que el dimensionado en base a los
parámetros técnicos solamente. A su vez, un
conductor que está siendo utilizado por sobre su
condición de diseño, cuando se reemplaza por un
conductor del calibre inmediatamente superior permite obtener una
disminución en las pérdidas significativas.

En términos generales, la corrección del factor
de potencia al nivel de los centros de consumo alivia la carga
eléctrica de las líneas de distribución, lo
que se traduce en una importante reducción de las
pérdidas (dependiendo del factor de potencia inicial en la
carga, se puede obtener desde un 10% hasta un 25% de
reducción de las pérdidas). Los ahorros efectivos
dependen del mayor o menor grado de concentración de las
cargas, de los factores de potencia antes y después de la
corrección, y del voltaje de distribución.

En términos generales, el punto de
equilibrio se determina en base al mínimo de los
costos totales.

La sección óptima de un conductor se determina
en base a maximizar el beneficio (B) expresado como la diferencia
entre el ahorro de
pérdidas (Ah) y el aumento de costos (AC):

B(s) =Ah(s)-?C(s)

Ah(s) = Po – Perd (s)

?C(s) = C(s) – Co

Si la pérdida se evalúa como sigue:

2 3

Perd (s) = ?x (Pmax / Vraíz f FP) x 12
/ 10 x [ FPerd PenerNh + PPot] x (1 / s) x [(1+r)*

t – 1/r (1+r)t ]

con

2

FPerd= 0,9 * FC + 0,1 * FC

El ahorro será:

2 3

Ah(s)= ?x(Pmax / Vraíz f FP) x 12/10
x [ FPerd PenerNh + PPot] x [1/Smin –1/s]x[
(1+r)t – 1/

r (1+r)t 1

donde:

Perd(s) : Costo total por pérdidas [$], en
función de la sección

Ah(s) : Ahorro monetario debido al aumento de la
sección, desde smin hasta s

Pener : Tarifa eléctrica por unidad de energía
[$/kWh]

Ppot : Tarifa eléctrica por unidad de potencia
[$/kW/mes]

Pmax : Potencia máxima esperada [kWl

V : Voltaje [kV]

FP : Factor de potencia

FC: Factor de carga

Fperd : Factor de pérdida

Nh : Número de horas mensuales trabajadas
normalmente

f : Número de fases (1 ó 3)

r : Resistividad [ohm * mm2/m]

s : Sección [mm2]

t : Período de estudio [años]

r : Tasa de descuento

smin : Sección mínima

Transformadores de
distribución

A pesar de que los transformadores de distribución
tienen en términos relativos rendimientos elevados, el
hecho que éstos estén normalmente conectados 24
horas al día y 365 días al año, determina
que las pérdidas de estos equipos tengan incidencia en los
costos de operación de los usuarios.

Dada la importancia de las pérdidas que no dependen de
la carga (pérdidas en el núcleo), el diseño
de las subestaciones debe permitir, en la medida de lo posible,
que se pueda desconectar uno, o más transformadores
durante los períodos en que la carga es reducida o
nula.

La selección de transformadores para un proyecto dado
debe tomar en cuenta los costos de inversión de las
distintas opciones, las pérdidas en el núcleo, el
grado de carga de los transformadores, las pérdidas en el
cobre o en
carga y las tarifas pagadas por el usuario.

Los análisis realizados parecieran indicar que,
salvo casos muy especiales, no seria rentable reemplazar
transformadores en operación y que las mayores
economías se dan en los transformadores de potencias
inferiores a 1 MVA. La estimación de los ahorros se
determina a partir de una función como la siguiente en
que

?E= Disminución del consumo de energía debido a
la introducción de un transformador eficiente
en vez de uno estándar (en kWh)

Hi = Número de horas que trabaja el transformador en
cada rango de potencia i (en forma simplificada se puede
considerar dos condiciones, en vacío y con una carga
representativa de la condición media, y los tiempos
estimados en cada caso)

Pesti = Potencia media del transformador estándar en
carga o potencia media para un número reducido de
condiciones de carga (en kW)

?estt/?eft = Cociente entre los rendimientos de los
transformadores estándar y eficientes, para las
condiciones de carga consideradas.

Debido al crecimiento exponencial de las pérdidas en
carga, un transformador cargado a un 110% de su potencia nominal
presenta pérdidas de por lo menos el doble que uno cargado
al 80% de su capacidad nominal. Obviamente, esta situación
no debe conducir a afirmar que lo ideal es utilizar el
transformador al mínimo de carga, ya que en ese caso las
pérdidas en el núcleo pasan a tener una gran
relevancia y el rendimiento del transformador se deteriora
significativamente. Por el contrario, 80 a 90% de carga, respecto
de la capacidad nominal, parece corresponder a un
dimensionamiento adecuado.

La eficiencia
energética en el cálculo de conductores y cables
eléctricos

Con el objeto de ilustrar la aplicación al
diseño económico de conductores y cables
eléctricos de las metodologías presentadas en la
primera sección de este capitulo, se seleccionaron dos
ejemplos prácticos, los que se desarrollan a
continuación.

Alimentador para un Banco
Comercial.

Los datos
básicos del proyecto son:

. Carga máxima: 100 kW.

. Conductores por fase: 1

. Voltaje nominal: 380 V

. Largo del conductor: 35 m

. Factor de carga: 0,90

. Temperatura
ambiente:
220C

. Factor de potencia: 0,88

. Canalización: ducto

. Caída de tensión máxima: 3%

. Precio de la energía: $ 39/kWh

. Horas mensuales de trabajo: 480
horas

. Número de conductores canalizados: 3

. Factor de pérdidas: 0,81

. Corriente máxima: 172 A

. Número de fases: 3

Se seleccionó en base a los requerimientos
técnicos-un conductor 2 AWG THHN, cuya tensión es
de 5 kv y la temperatura máxima de servicio 900C (en
lugares secos). Para la selección del conductor
energética y económicamente eficiente se evaluaron
distintos calibres 4, 2, 1, 1/0, 2/0, 3/0 y 4/0 AWG.

Para ilustrar la aplicación de la metodología de cálculo
del costo de ahorrar electricidad (CAE), calibres 6 (conductores
que satisfacen requerimientos técnicos) y 2/0 (cuyos
diámetros son: 13,3 y 67,4 mm2 , respectivamente).

Como en el caso anterior, la fórmula para la
evaluación del costo de ahorrar electricidad es:

CAE= [FRC(d,n)*(Iefic –
Iext)+(Mefic-Mext)]/(Eext-Eefic)

El proyecto se evaluó para un horizonte de 15
años y una tasa de descuento de 12%, lo que se traduce en
un valor de 0,1468 para el factor de recuperación del
capital
(FRC).

El costo por metro lineal de los cables en
consideración era, al momento de la evaluación, de
$3,610 y $6,931, respectivamente, no se consideran diferencias ni
en los sistemas de postración ni en los costos de
mantención.

La diferencia de consumo de energía entre la
opción mínima y una más eficiente se
determina por el monto de las pérdidas en ambos casos.

2 2

Pérd = 3 * IR * H = 3 * (172*0,9) * 0,0183 * (35/33,6)
* 480 * 12/1,000 = 7.893 kWh/año

2

2 2

Pérd = 3 * IR * H = 3 * (172 * 0,9)* 0,0183 * (35/85,0)
* 480 * 12/1,000 = 3.120 kWh/año

3/0

Inversión diferencial = 35 * 3(3.245 – 1.302) = $
204.015

CAE = $ 0,1468 * 204.015(7.893 – 3.120) kWh/año =
$ 6.27/kWh

En consecuencia, la selección de un conductor de varios
calibres mayores es rentable ya que es muy difícil que la
tarifa de $39/kWh a la época, vaya a disminuir a
$6,3/kWh.

Otros análisis de las pérdidas de
energía en:

Las pérdidas de energía en el transformador de
distribución, se obtienen como sigue:

Pet = [ Ph (FUcc
– FUsc) + Peu * Fpe (FU cc al cuadrado + FUsc al cuadrado)]
* 8760

Donde:

PeT = Pérdidas de energía en
subestación de distribución.

Fpe = Factor de pérdidas de energía.
Definido como:

Fpe = 0.4FC+0.6FC2

FC = Factor de carga. Definido como: FC = Kwhac / Dmc
* 8760

Ph = Pérdidas en el hierro

Pcu Pérdidas en el cobre a 75°C

FUcc y FUsc = Factores de utilización del
transformador, con y sin el Servicio de Transmisión
Solicitado.

kWhAC = kWh anuales de la línea de media
tensión, incluido el Servicio de Transmisión
Solicitado

Dmc = Demanda máxima anual de la línea
de media tensión, incluido el Servicio de
Transmisión Solicitado.

8 760 = Horas del año.

Línea de media
tensión

Las pérdidas de energía en la línea, se
obtienen como sigue:

Pel = (Plcc – Plsc) * Fpe * 8760 Kwh

Donde:

PeL = Pérdidas de energía en
línea de media tensión, imputables al Servicio de
Transmisión Solicitado.

PLcc y PLsc = Pérdidas de Potencia con y sin
el Servicio de Transmisión Solicitado,
respectivamente.

FPE = Factor de pérdidas de
energía.

8 760 = Horas del año.

Pérdidas de energía totales

Las pérdidas de energía en el transformador y
línea, serán:

PeTotales = Pet+ Pel ?kWh

Donde:

PeTotales = Pérdidas de energía del
transformador y la línea, imputables al Servicio de
Transmisión Solicitado.

PeT y PeL = Pérdidas de energía en
transformador y línea.

Se obtiene el costo mensual dividiendo entre 12 las
pérdidas calculadas según el análisis
anterior multiplicando el resultado por el precio medio en el mes
de la tarifa de uso general aplicable, como sigue:

Cp = (Petotales / 12)* Pmt

Donde:

CP = Costo mensual por pérdidas, imputable a
la carga de transmisión solicitada.

PeTotales= Pérdidas de energía del
transformador y la línea, imputables al Servicio de
Transmisión Solicitado.

Pmt = Precio medio (incluye cargo por demanda y
energía) en el mes de la tarifa de uso general en donde se
ubica la carga de transmisión solicitada.

La tecnología
y estructura de costos de la distribución de
energía

A diferencia de otras actividades, como la generación
de energía donde la definición de insumos y
productos es
simple, la tecnología de la
distribución de la energía hace que dicha tarea no
sea fácil. En efecto, en la distribución de
energía, existen diferentes variables que
son importantes en el desarrollo de
actividad. Al respecto, existe un consenso con el artículo
de Neuberg (1977) de que los cuatro principales factores que
afectan la distribución de energía son: El consumo
de energía, el número de consumidores, la longitud
de redes y el
área que cubre la oferta de energía. Sin embargo,
como lo sostiene Hattori (2002) es difícil distinguir
entre los insumos y las variables exógenas que afectan la
distribución del servicio.

Por ejemplo, la longitud de las redes de distribución o
el número de transformadores pueden ser considerados como
insumos. No obstante, éstas variables dependen a su vez de
la localización de los usuarios, variable que no esta bajo
el control de las empresas.

Así mismo, la eficiencia de la producción y los costos no puede variar
dependiendo del número de usuarios que se atienden y/o de
la densidad de
localización de los mismos. Por estas razones, no existe
un claro consenso en la literatura internacional
sobre la definición del "producto" que ofrecen las
empresas distribuidoras de energía. Los productos que
más han sido utilizados son la cantidad de energía
distribuida y el número de usuarios atendidos.

En algunos casos también se emplean como productos la
energía distribuida a diferentes tipos de usuarios tales
como los usuarios residenciales, industriales y comerciales, los
cuales se distribuyen a diferentes niveles de tensión y
por lo tanto afectan los costos y función de
producción de la empresa.

Dependiendo del tipo de análisis, algunos trabajos
escogen una sola variable y la más utilizada ha sido la
cantidad de energía distribuida a los usuarios finales,
teniendo en cuenta, que esta variable no es completamente
exógeno, dado que la empresa no escoge la cantidad de
energía distribuida a los precios
dados.

Así mismo, para la definición de las variables
que afectan la función de costos, es necesario tener
claridad sobre el funcionamiento y características de los
sistemas de distribución de la energía. Al
respecto, Burns y Weyman-Jones (1996) sostienen que para analizar
dichas características se deben tener en cuenta la
influencia de los aspectos espaciales y geográficos, los
cuales se reflejan en el área atendida y en la densidad de
los usuarios atendidos. Además, se ha encontrado que la
ubicación de los generadores y las redes de
distribución tienen gran importancia para la
determinación de los costos de las empresas, por los
efectos que pueden tener en las pérdidas de energía
del sistema.

Acciones
prácticas para prevenir las pérdidas no
técnicas (ilícitas)

Para enfrentar dicha problemática, día a
día se perfeccionan procedimientos operativos y
dispositivos de ayuda para la detección de
ilícitos. En correspondencia, muchos consumidores
deshonestos también perfeccionan sus prácticas
ilegales, y a pesar de los avances
tecnológicos en el campo de la medición, el
consumidor infractor ha resultado ganador en no pocos lugares,
como lo demuestran los porcentajes de pérdidas que se
reportan por este concepto.

A la fecha, los desarrollos se han centrado casi
exclusivamente en el concepto de la medición para fines de
comercialización, y lo que de ella se pueda inferir, como
detección de pérdidas técnicas de
energía e interrupciones en el suministro.

A pesar de lo grave del problema, apenas empieza a
manifestarse una tendencia hacia la aplicación de los
avances en dispositivos y técnicas de medición en
la detección de robos de energía eléctrica
como lo demuestran los medidores electrónicos
multifunción y los sistemas de lectura
automática de medidores.

Tratando de aliviar la problemática de pérdidas
de energía eléctrica debidas a ilícitos, las
empresas de electricidad han implementado una o más
acciones. Las
principales se describen a continuación.

Inspección visual de las instalaciones de
medición.

Muchas empresas eléctricas continúan dependiendo
de la inspección visual de las instalaciones de
medición para la detección de ilícitos,
verificando el estado de
las protecciones tradicionales en los medidores como sellos y
anillos de protección. Estos elementos han evolucionado
aumentado la dificultad para ser violados.

La anterior medida ha demostrado no ser tan efectiva ante el
creciente aumento de la tarifa eléctrica. Cuando la
empresa eléctrica empieza a "caracterizar" e implantar
protecciones contra una forma de ilícito, el consumidor
pone otra en práctica.

 Equipos de detección.

En algunos lugares se han empleado con poco éxito
analizadores de fallas en conductores eléctricos. Estos
equipos normalmente se utilizan para detectar cortocircuitos o
discontinuidades. Su aplicación en el tema que nos ocupa
se refiere a la detección de derivaciones o tomas
clandestinas. Dichos analizadores son equipos electrónicos
cuyo funcionamiento se basa en técnicas de
reflectometría en el dominio del
tiempo, y otros más sofisticados en el de la frecuencia.
Los más usados son los primeros. Su principio funcional se
basa en la emisión de un pulso de muy corta
duración (generalmente de nanosegundos) y el
análisis del pulso reflejado, que da indicación de
discontinuidades (cambios de impedancia) en el conductor que se
esté analizando. Las derivaciones comúnmente
significan cambios de impedancia en los conductores.

El uso de estos equipos para tal efecto no ha sido muy
afortunado por los siguientes motivos: su aplicación es
por excepción, por ejemplo cuando se sospecha del acto
ilegal, por otro lado, en muchos casos el ilícito es
también por excepción, como en días y horas
aleatorios, de tal manera que, a menudo, cuando se efectúa
la verificación se encuentra todo en orden; a veces es
difícil discriminar ciertos tipos de discontinuidad con
estos aparatos como entre un "empalme" y una "derivación",
los efectos en el ánimo de un consumidor honesto no son
buenos cuando se busca algo que no existe, máxime cuando
la indicación se da en una parte oculta de la acometida;
el equipo sólo funciona para la detección de un
tipo de ilegítimo (derivaciones) cuando existen muchos
otros que se dan en el medidor mismo; para el uso adecuado del
equipo es necesario desconectar la carga del consumidor a fin de
que no haya confusiones con derivaciones legales (después
del medidor).

Conclusiones

Las pérdidas de energía equivalen a la
diferencia entre la energía generada y la energía
distribuida y comercializada, y pueden clasificarse como
pérdidas técnicas y pérdidas no
técnicas.

Independientemente del origen de la energía
eléctrica, hay factores macroambientales que no se tienen
en cuenta como las pérdidas producidas en los
transformadores para elevar la tensión para transportarla,
en los cables, y en los transformadores para bajar la
tensión para inyectarla en la red pública.

Las pérdidas de energía eléctrica debidas
a ilícitos es un problema que se dejó adelantar
demasiado a los procedimientos y a la tecnología para
combatirlo. Es un fenómeno parecido al robo de autos: cada
dispositivo (alarma) que sale al mercado para
combatirlo es descifrado por los ladrones. La gravedad del
problema hace que se empiecen a tomar medidas al respecto.

Así como para el robo de autos los sistemas de posicionamiento
global (GPS) abren un
panorama alentador para combatirlo, los avances en la física de estado
sólido y en la electrónica nos ofrecen excelentes herramientas
para desarrollar protecciones inteligentes e interactivas, a
diferencia de las técnicas tradicionales. De tal manera
que es posible reducir en buena medida los robos de
energía. Además, se empieza a manejar un cambio de
concepto: no tratar de detectar al ladrón, sino lo que se
lleva. El ladrón cambia de tácticas, lo que se
lleva permanece invariable.

Finalmente, aunado a la deshonestidad de muchos consumidores,
se encuentra todavía en no pocos lugares la equivocada
percepción de que la generación y entrega de la
energía eléctrica "no cuesta mucho" y que "por
ley" tenemos
derecho a ella sin ninguna obligación, como ayudar a la
calidad del servicio (las fugas incontrolables de energía
afectan, entre otras cosas, la calidad del servicio).

Lo que también es cierto es que la energía que
algunos roban, todos la tenemos que pagar de alguna manera.

Bibliografía

[33] M. Shepard, Amorv Lovins, op. cit (1990).

[34] Esta afirmación implica que la selección de
los computadores no demanda, como en el resto de los casos, una
evaluación económica específica.

[35] Las consideraciones que se presentan bajo este
subtítulo son igualmente válidas para los proyectos
inmobiliarios de envergadura.

[36] Transmission & Distribution Efficiency Improvement
Research & Development Survey Project, Bonneville Power
Administration conservation

Engineering, September 1986.

[37] Distribution System Efliciencv Improvement Guidebook,
Bonneville Power Adm. December 1981.

[38] Seminario
«Tecnologías de Generación y Eficiencia
Energética», Universidad
Católica de Valparaíso, Octubre 1994.

[39] Assessment of Conservation Voltage reduction Applicable
in the BPA Service Region, US Department of Energy, November
1987.

Reason, J., "Para combatir las pérdidas, averigua a
dónde va cada Kwh", Energía Eléctrica, Junio
de 1996, pp. L.2-L.6.

Efecto
económico

Con este análisis, nos proponemos presentar una
metodología para mediante cálculos matemáticos, poder prever
las pérdidas posibles de energía, y con ello la
afectación económica a los usuarios del sistema, lo
cual se traduce en un ahorro efectivo en tiempo, dinero,
materiales e
insatisfacciones al no contar con un buen servicio.

Las pérdidas eléctricas en los sistemas de
distribución interna de electricidad constituyen para el
usuario un consumo importante, pero que no está destinado
a satisfacer los requerimientos reales de sus instalaciones
productivas o de servicios. La reducción de las
pérdidas, producto de la selección de
transformadores y conductores, en base a un criterio de
eficiencia, y el manejo de reactivos, entre otras medidas,
permitirá disponer de un sistema eficiente de
distribución de electricidad.

Desgraciadamente, debido a su resistencia eléctrica, el
cable disipa en forma de calor parte de la energía
eléctrica transportada. La energía pérdida
usando cables especificados sin considerar la minimización
de los costos totales del sistema (costos de inversión y
de operación a lo largo de la vida útil de la
instalación) se traduce en mayores costos para el
usuario.

El incrementar el calibre de las líneas conduce a
reducir las pérdidas eléctricas, opción que
no debe adoptarse en forma mecánica ya que dicho incremento va
acompañado de mayores costos de inversión de
ahí que exista el compromiso entre la reducción de
los costos de operación y el aumento de los costos de
inversión. En el caso del aumento del calibre de los
conductores no sólo se debe considerar el mayor precio por
metro del cable sino que además el de la
instalación (que incluye mano de obra, torres de
distribución y el resto de los componentes necesarios para
la instalación de los cables y torres).

En sentido general, la corrección del factor de
potencia al nivel de los centros de consumo alivia la carga
eléctrica de las líneas de distribución, lo
que se traduce en una importante reducción de las
pérdidas (dependiendo del factor de potencia inicial en la
carga, se puede obtener desde un 10% hasta un 25% de
reducción de las pérdidas). Los ahorros efectivos
dependen del mayor o menor grado de concentración de las
cargas, de los factores de potencia antes y después de la
corrección, y del voltaje de distribución.

Dada la importancia de las pérdidas que no dependen de
la carga (pérdidas en el núcleo), el diseño
de las subestaciones debe permitir, en la medida de lo posible,
que se pueda desconectar uno, o más transformadores
durante los períodos en que la carga es reducida o
nula.

La selección de transformadores para un proyecto dado
debe tomar en cuenta los costos de inversión de las
distintas opciones, las pérdidas en el núcleo, el
grado de carga de los transformadores, las pérdidas en el
cobre o en carga y las tarifas pagadas por el usuario.

Los análisis realizados parecieran indicar que, salvo
casos muy especiales, no seria rentable reemplazar
transformadores en operación y que las mayores
economías se dan en los transformadores de potencias
inferiores a 1 MVA.

Autor:

Lic. Bárbaro Peralta Montoya.

MSc Damaris Fuentes
Díaz