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