UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR - bib.usb.ve · INFORME DE PASANTÍA . Presentado ante la Ilustre...
133
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO EN CUANTO A NIVEL DE TENSIÓN EN VENEZUELA. Por: Erick Antonio Díaz Pereira. INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista Sartenejas, Abril de 2013
Transcript of UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR - bib.usb.ve · INFORME DE PASANTÍA . Presentado ante la Ilustre...
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO EN CUANTO A
NIVEL DE TENSIÓN EN VENEZUELA.
Por:
Erick Antonio Díaz Pereira.
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Abril de 2013
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA E INGENIERÍA ELÉCTRICA
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO EN CUANTO A
NIVEL DE TENSIÓN EN VENEZUELA.
Por:
Erick Antonio Díaz Pereira
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Prof. Paulo De Oliveira.
Tutor Industrial: Ing. Marahaiza Luces.
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista.
Sartenejas, Abril de 2013
iv
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO EN CUANTO A NIVEL
DE TENSIÓN EN VENEZUELA.
POR
ERICK ANTONIO DÍAZ PEREIRA.
RESUMEN
La evaluación de la calidad del producto técnico en el estado Nueva Esparta es un tópico de
calidad de energía que presenta ciertas deficiencias en lo que se refiere a una estructura
informática para su aplicación, más aún, cuando dicho aspecto desea ser evaluado a nivel
nacional. En el siguiente trabajo se ha propuesto un esquema conceptual de evaluación de la
calidad del producto técnico en cuanto al nivel de tensión, planteando algunas metodologías
que permitan sintetizar y organizar la información proveniente del proceso de evaluación. Las
limitaciones encontradas durante la realización de este estudio permitieron establecer como
solución a esta problemática la estandarización de los procedimientos actuales, enmarcados en
un esquema de normas técnicas de organismos internacionales (La IEEE Institute of Electrical
and Electronics Engineers y la IEC International Electrotechnical Commission), que en su
historial presentan un amplio conjunto de normas enfocadas a la evaluación de la calidad de
energía. Cabe mencionar que la información utilizada para el desarrollo de este libro
fue suministrada por el Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE) y
las barreras observadas durante el desarrollo de la pasantía son producto de un déficit en el
flujo de información entre el regulador (MPPEE) y el ente objeto de regulación o fiscalización
(CORPOELEC).
v
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN ..................................................................................................................................... iv
ÍNDICE GENERAL ........................................................................................................................ v
ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................................. ix
ÍNDICE DE TABLAS ..................................................................................................................... x
LISTA DE ABREVIATURAS ..................................................................................................... xiii
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 1
OBJETIVOS .................................................................................................................................... 4
Objetivo General.............................................................................................................................. 4
Objetivos Específicos. ..................................................................................................................... 4
CAPÍTULO 1 .................................................................................................................................. 5
LA EMPRESA ................................................................................................................................ 5
1.1 Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE). ................................... 5
1.2 Objetivos Estratégicos del MPPEE [1]. .................................................................................... 6
1.3 Filosofía de Gestión [1] ............................................................................................................ 6
1.3.1 Visión del MPPEE. ................................................................................................ 6
1.3.2 Misión del MPPEE. ................................................................................................ 7
1.4 Dirección General de Fiscalización del Servicio Eléctrico (DGFSE). ...................................... 7
CAPÍTULO 2 .................................................................................................................................. 9
ANTECEDENTES DE LA EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN
VENEZUELA. ................................................................................................................................ 9
2.1 Normas y Leyes en Venezuela. ................................................................................................. 9
2.2 Normas del Servicio Eléctrico en el Estado Nueva Esparta. ................................................... 10
2.2.1 Calidad del Producto Técnico. ............................................................................. 12
2.2.2 Intercambio de información. ................................................................................ 12
2.2.3 Ajuste en la aplicación de las Etapas. .................................................................. 13
2.3 Normas de Calidad a Partir del 2004 [5]. ................................................................................ 14
2.4 Metodología de intercambio del 2005 en adelante. ................................................................. 14
2.5 Formatos de información. ........................................................................................................ 16
CAPÍTULO 3 ................................................................................................................................ 17
MARCO TEÓRICO. ..................................................................................................................... 17
3.1 Calidad de Energía................................................................................................................... 17
3.2 Sistemas de Distribución. ........................................................................................................ 19
3.2.1 Subestaciones de Distribución. ............................................................................ 19
vi
3.2.1.1 Conmutación y Protección del lado de alta y del lado de baja. ................. 19
3.2.1.2 Tensión de transformación. ....................................................................... 19
3.2.1.3 La regulación de voltaje............................................................................. 20
3.2.1.3.1 Reguladores automáticos. .................................................................. 20
3.2.1.3.2 El cambio de tomas de los transformadores ...................................... 21
3.2.1.3.3 Capacitores instalados. ....................................................................... 21
3.2.1.4 Medición. ................................................................................................... 21
3.3 El sistema primario. ................................................................................................................. 21
3.4 Esquemas básicos de sistemas primarios................................................................................. 23
3.4.1 Primario Simple Radial. ...................................................................................... 23
3.4.2 Sistemas en anillo. ................................................................................................ 24
3.4.3 Sistemas primarios mallados. ............................................................................... 25
3.5 Sistemas secundarios. .............................................................................................................. 25
3.5.1 Servicio exclusivo. ............................................................................................... 25
3.5.2 Servicio residencial. ............................................................................................. 25
3.5.3 Servicio de alumbrado. ......................................................................................... 26
3.5.4 Servicio mixto. ..................................................................................................... 26
3.5.5 Secundarios mallados. .......................................................................................... 26
3.6 Características de los equipos de medición de calidad de energía. ......................................... 26
3.6.1 Nivel de tensión. ................................................................................................... 26
3.8.2 Energía. ................................................................................................................ 27
3.7 Sistemas de información en redes eléctricas. ......................................................................... 27
3.7.1 Base de datos. ....................................................................................................... 28
3.7.2 Sistema de Gestión de Base de Datos (SGBD) [13][14]. ..................................... 28
CAPÍTULO 4 ................................................................................................................................ 30
MARCO LEGAL. ......................................................................................................................... 30
4.1 Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad. .......................................... 30
4.1.1 Conceptos Fundamentales. ................................................................................... 30
4.1.2 Etapas de aplicación [18]. .................................................................................... 33
4.1.3 Calidad del Producto Técnico [18]....................................................................... 34
4.1.4 Niveles de tensión [18]. ........................................................................................ 34
4.1.5 Variaciones en los niveles de tensión [18]. .......................................................... 34
4.1.6 Períodos de Control [18]. ..................................................................................... 35
4.1.7 Control de tensión (Artículo 10)[18]. ................................................................... 35
4.1.8 Campañas de Medición (Artículo 11)[18]. .......................................................... 35
vii
4.1.9 Reclamos por Baja Calidad del Producto Técnico (Artículo 18)[18]. ................. 36
4.1.10 Sanción sobre la Calidad del Producto Técnico (Artículo 42)[18]. ................... 37
4.1.11 Aplicación de la Sanción en Calidad del Producto Técnico (Artículo 47) [18]. 39
4.2 Normas de Calidad del Servicio de Electricidad y Sanciones. Nueva Esparta (SENECA). ... 39
4.2.1 Etapas de aplicación. ............................................................................................ 39
4.2.2 Calidad del Producto técnico................................................................................ 40
4.2.3 Niveles de tensión. ............................................................................................... 40
4.2.4 Campañas de medición......................................................................................... 41
4.2.5 Indicadores Globales de Calidad de del Producto Técnico. ................................. 41
4.2.6 Sanciones. ............................................................................................................. 42
4.2.7 Reclamos de los Usuarios por Mala Calidad en el nivel de Tensión. .................. 43
CAPÍTULO 5 ................................................................................................................................ 45
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO EN EL ESTADO
NUEVA ESPARTA. ..................................................................................................................... 45
5.1 Situación actual. ...................................................................................................................... 45
5.1.1 Envío y solicitud de información. ........................................................................ 45
5.1.1.1 Campañas de medición. ............................................................................. 45
5.1.1.2 Información mensual. ................................................................................ 46
5.1.1.3 Información Semestral. .............................................................................. 47
5.1.2 Ejecución de las mediciones. ............................................................................... 48
5.1.2.1 Características de los Analizadores de Red UP2210 [23]. ........................ 49
5.1.3 Evaluación de los indicadores de la calidad del producto técnico. ...................... 50
5.2 Enfoque a nivel Nacional. ...................................................................................................... 51
5.2.1 Sectores de Distribución Típicos.......................................................................... 52
CAPÍTULO 6 ................................................................................................................................ 55
FUNDAMENTOS PARA LA EVALUACIÓN DE CALIDAD DE ENERGÍA.......................... 55
6.1 Importancia del proceso de evaluación de la calidad de energía. ............................................ 55
6.2 Estandarización de los procedimientos.................................................................................... 55
6.2.1 Norma IEC-61968 ................................................................................................ 56
6.2.1.2 IEC 61968-9............................................................................................... 58
6.2.2 Punto de acoplamiento común (PCC) (Point of Common Coupling). ................. 59
6.2.3 Funcionamiento de los equipos. ........................................................................... 60
CAPÍTULO 7 ................................................................................................................................ 62
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO. ........................................... 62
7.1 Base de Datos. ......................................................................................................................... 62
viii
7.2 Campañas de Medición. .......................................................................................................... 64
7.3 Indicadores de la calidad del producto técnico. (Artículo 13). ................................................ 68
7.3.1 Metodologías para la evaluación de los indicadores de la calidad del producto
técnico. .......................................................................................................................... 71
7.3.1.1 En puntos de medición............................................................................... 71
7.3.1.2 En Municipios. ........................................................................................... 71
7.4 Criterio de selección de la cantidad de equipos. ...................................................................... 73
7.4.1 Consideraciones Generales. ................................................................................. 74
7.4.2 Número de Equipos Totales. ................................................................................ 75
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ........................................................................... 77
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................................... 79
APENDICES ................................................................................................................................. 81
A. ANALIZADORES DE RED. ................................................................................................... 81
B. RESULTADO DEL ESTUDIO DE FUNDELEC Y ASIGNACIÓN DE LA CANTIDAD
DE MEDICIONES POR ESTADO SEGÚN LAS NORMAS DE CALIDAD 2004. .................. 85
C. MUNICIPIOS Y SUBESTACIONES DEL ESTADO NUEVA ESPARTA. .......................... 94
D. INFORMACIÓN REQUERDA DEL ESTADO NUEVA ESPARTA PARA LA
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO. ........................................... 99
D.1 Cronogramas de envío y solicitud de información. .............................................................. 102
D.2 Historial de los indicadores. ................................................................................................. 104
D.3 Historial de las sanciones por incumplimientos. .................................................................. 105
D.4 Historial de reclamos. ........................................................................................................... 107
E. ENVÍO Y SOLICITUD DE INFORMACIÓN DEL REGULADOR A LAS COMPAÑÍAS
DISTRIBUIDORAS. ................................................................................................................... 109
E.1 Campañas de Medición. ........................................................................................................ 110
E.2. Información Mensual. .......................................................................................................... 111
E.2.1 Comprobación de las campañas de medición. ................................................... 111
E.2.2 Instalación y retiro de los analizadores de red. .................................................. 112
E.2.3 Indicadores de la calidad del producto técnico desagregado por punto de
medición. ..................................................................................................................... 113
E.3 INFORMACIÓN SEMESTRAL. ......................................................................................... 116
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Estructura Organizativa del MPPEE [1]. ................................................................. 7
Figura 3.1: Esquema general de un sistema eléctrico [8]. ........................................................ 18
Figura 3.2: Componentes básicos de un Subestación [9]. ........................................................ 21
Figura 3.3: Sistema eléctrico con generación distribuida [8]. .................................................. 22
Figura 3.4: Primario simple radial [8]. ..................................................................................... 23
Figura 3.5: Primario en anillo [8]. ............................................................................................ 24
Figura 3.6: Primario mallado [8]. ............................................................................................. 25
Figura 3.7: Entorno Simplificado de un sistema de base de datos [17].................................... 29
Figura 4.1: Esquema de la calidad del producto técnico [18]. ................................................. 34
Figura 5.1: Cronograma del intercambio de información de forma general. ........................... 46
Figura 6.1: Ámbito de aplicaciónde la norma IEC-61968-1 .................................................... 57
Figura 6.2: Aplicaciones de la norma 61968. ........................................................................... 58
Figura 6.3: Punto de acoplamiento común baja tensión [7]. .................................................... 60
Figura 6.4: Punto de acoplamiento común en alta y media tensión [7].................................... 60
Figura 7.1: Selección aleatoria de los puntos de transformación por Municipio. .................... 65
Figura 7.2: Proceso interno del Regulador para la Selección de los puntos de medición de las
Campañas en el Estado Nueva Esparta.................................................................... 66
Figura 7.3: Proceso del Regulador para la selección de las campañas mensuales. .................. 67
Figura 7.4: Metodología general para el cálculo de los indicadores de la calidad del producto
técnico en un punto de medición. ............................................................................ 72
Figura 7.5: Metodología general para el cálculo de los indicadores de la calidad del producto
técnico en el Municipio. .......................................................................................... 73
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Fechas de aplicación de las distintas etapas [5]. ..................................................... 13
Tabla 4.1: Variaciones porcentuales del nivel de tensión. ....................................................... 35
Tabla 4.2: Factores multiplicadores de acuerdo al carácter de la infracción [18]. ................... 37
Tabla 4.3: Variaciones porcentuales permitidas con respecto al valor nominal. ..................... 40
Tabla 4.4: Bandas de tensión por etapas de aplicación. ........................................................... 42
Tabla 4.5: Costo de la Energía en la Etapa I. ........................................................................... 43
Tabla 4.6: Comparación de Normas. ........................................................................................ 44
Tabla 5.1: Cantidad de mediciones mensuales por Municipio (Norma SENECA) ................. 46
Tabla 5.2: Puntos de Medición durante el primer y segundo semestre del año 2011. ............. 49
Tabla 5.3: Cantidad de mediciones en un Período de Control por Densidad de Carga [18]. ... 51
Tabla 5.4: Sectores Típicos de Distribución [21]. .................................................................... 53
Tabla 5.5: Densidad de carga por Municipio del estado Nueva Esparta como resultado del
estudio de FUNDELEC. .......................................................................................... 54
Tabla 7.1: Campañas Mensuales. ............................................................................................. 68
Tabla 7.2: Comparación de casos para la estimación del número de equipos de medición en
Nueva Esparta. ......................................................................................................... 76
Tabla A.1: Cantidad de equipos por semestre desde el año 2000 al 2003..……………..……81
Tabla A.2: Cantidad de equipos por semestre en el año 2004…………………….………….81
Tabla A.3: Cantidad de equipos por semestre en el año 2005…………………………….….81
Tabla A.4: Cantidad de equipos por semestre en el año 2006………………………….…….82
Tabla A.5: Cantidad de equipos por semestre en el año 2007………………………….…….82
Tabla A.6: Cantidad de equipos en el primer semestre del año 2008………………….……..82
Tabla A.7: Cantidad de equipos en el segundo semestre del año 2009…………..…………..83
Tabla A.8: Cantidad de equipos en el año 2010……………………………………………...83
Tabla A.9: Cantidad de equipos en el año 2011……………………………………………...84
Tabla B.1: Mediciones por Estado según las normas de calidad 2004……………….………85
Tabla C.1: Características de los Alimentadores del Estado Nueva Esparta……………..…..94
Tabla C.2: Características de los Municipios, Año 2011………………………………..……98
Tabla D.1: Municipios, densidades y cantidad de mediciones del Estado……………..…….99
Tabla D.2: Resumen de mediciones del Estado Nueva Esparta……………………….……..99
Tabla D.3: Puntos de Transformación por Municipio………………………………………100
Tabla D.4: Características de las Subestaciones y los Alimentadores………………………101
Tabla D.5: Historial del registro mensual de los Puntos de Medición seleccionados…..…..101
xi
Tabla D.6: Campañas de medición por parte del REGULADOR…………………………..102
Tabla D.7: Información mensual de la Distribuidora…………..……………………….…..102
Tabla D.8: Información Semestral de la Distribuidora………………………………….…..103
Tabla D.9: Indicadores mensuales por punto de Medición…….…………………….……...104
Tabla D.10: Indicadores mensuales por Municipio…………….………………….………..104
Tabla D.11: Sanciones por Punto de medición.……………………………………………..105
Tabla D.12: Sanciones por Municipio…………………………..…………………………..105
Tabla D.13: Retribución por Sanciones………………………....…………………………..106
Tabla D.14: Reclamos de usuarios…………………….………...…………………………..107
Tabla D.15: Instalación/Retiro de los Analizadores de Red para la verificación del
reclamo..……………………………………………………………………………………..107
Tabla D.16: Las acciones tomadas para la solución de los inconvenientes...….….………..107
Tabla D.17: Registro de la información de los analizadores de red….……………………..108
Tabla E.2.1: Condiciones operativas de los analizadores de red (Resumen)...…….………..111
Tabla E.2.2: Equipos Analizadores Operativos..…………………………….……….……..111
Tabla E.2.3: Equipos Analizadores Dañados...…………………………………….………..111
Tabla E.2.4: Puntos de Medición de la campaña del mes xxxxx...………………….….…..112
Tabla E.2.5: Instalación y retiro de los analizadores de red de los puntos medidos…..…....112
Tabla E.2.6: Incumplimiento del cronograma de Instalación/Retiro de los Analizadores de
Red (*)..………………………………………………………………..…………………….112
Tabla E.2.7: Indicadores de la calidad del producto técnico por punto de medición...……..113
Tabla E.2.8: Indicadores de la calidad del producto técnico por punto de medición Sancionado
(*)..…………………………………………………………………………………………..113
Tabla E.2.9: Sanciones por punto de medición (*)….................………………….………..114
Tabla E.2.10: Resumen de Sanciones por punto de medición (*)..…………….…….……..114
Tabla E.2.11: Indicadores por remedición de un punto de sancionado (*)..…………...……115
Tabla E.3.1: Resumen de los indicadores de la calidad del producto técnico mensuales por
Municipio en el Semestre Mes inicio-Mes fin………………….……………………….…..116
Tabla E.3.2: Resumen de los indicadores de la calidad del producto técnico por
Municipio en el Semestre I ó II del año 20XX………………….…………………………..116
Tabla E.3.3: Indicadores de la calidad del producto técnico por Municipio Sancionado
(*)..…………………………………………………………………………………………..117
Tabla E.3.4: Sanciones globales por Municipios (*)..……………………………..………..117
Tabla E.3.5: Créditos otorgados a los usuarios por mes en el estado por incumplimiento de los
indicadores de la calidad del producto técnico..…………………….…………………..…..118
xii
Tabla E.3.6: Créditos otorgados a los usuarios por mes por Municipio por incumplimiento de
los indicadores de la calidad del producto técnico.………………….….…………………..118
Tabla E.3.7: Características de las Subestaciones……………….…………………………..119
Tabla E.3.8: Características de los Municipios…………….………………………….….....119
Tabla E.3.9: Especificación de usuarios por tipo de tarifa en un Estado….………….…….119
xiii
LISTA DE ABREVIATURAS
CORPOELEC: Corporación Eléctrica Nacional.
CRMFBPT: Cantidad de registros de medición fuera de la banda permitida de tensión.
CTRM: Cantidad total de registros de medición
DGFSE: Dirección General de Fiscalización del Servicio Eléctrico.
EEBC: Energía Entregada con Baja Calidad.
ETFPC: Energía Total Facturada en los últimos tres meses al cierre del período de control.
ESFBP: Energía suministrada fuera de la banda permitida de tensión.
ETR: Energía total registrada
ETUPC: Energía Total Facturada al usuario en los últimos tres meses al cierre del período de
control.
FEDT: Frecuencia Equivalente de Desviación de Tensión.
FEES: Frecuencia Equivalente de Energía Suministrada fuera de la banda permitida de
Tensión.
FP: Factor multiplicador, de acuerdo con el carácter de la sanción.
FTPC: Facturación Total de los últimos tres meses al cierre del período de control.
FUPC: Facturación del usuario de los últimos tres meses al cierre del Período de Control.
FUNDELEC: Fundación para el Desarrollo del Servicio Eléctrico.
IEC: International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).
IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y
Electrónicos).
GWh: Gigavatio hora.
kV: Kilovoltio
kWh: Kilovatio hora.
LOSSE: Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico.
MEM: Ministerio de Energía y Minas.
MEP: Ministerio de Energía y Petróleo.
MEGANE: Mancomunidad de Electricidad y Gas del Estado Nueva Esparta.
minNEAR: mínimo número de equipos analizadores de red.
MmE: Mediciones en un mes por equipo.
mPC: meses del Período de Control.
MPPEE: Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica.
MWh: Megavatio hora.
xiv
SENECA: Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, Compañía Anónima.
SDT: Sectores de Distribución Típicos.
S.O: Sistema Operativo.
PPE: Precio Promedio de la Energía
SENCAMER: Servicio Nacional de Calidad, Metrología y Reglamento Técnico.
SGBD: Sistemas de Gestión de Base de Datos.
TMPC: Total Mediciones en el Período de Control.
TWh: teravatio hora
Wh: Vatio hora.
1
INTRODUCCIÓN
La energía eléctrica que es suministrada a las instalaciones de los usuarios es el producto de
una serie de procesos. Se inicia con la generación, etapa de transformación de algún tipo de
energía en electricidad, continúa con la transmisión, que es el transporte de la energía
generada a los centros de distribución, y estos centros son los encargados de repartirla a las
cargas o usuarios. A este esquema del sistema eléctrico en los últimos años se ha ido
incorporando lo que se conoce como generación distribuida, término que corresponde a
puntos de generación directamente en el sistema de distribución. En toda esta serie de
procesos y debido a la complejidad de los sistemas eléctricos, la potencia generada puede
sufrir distorsiones imprevistas que impliquen variaciones y/o fluctuaciones en el nivel de
tensión, trayendo como consecuencia condiciones desfavorables para el desempeño de las
actividades que dependen de la electricidad. Esto, en lo concerniente a las características
propias del sistema, por otro lado, existen factores ligados a la situación económica, política y
social del país, que han influido en el deterioro de la calidad de energía. Las causas pueden ser
muy variadas, pero las consecuencias afectan directamente a los usuarios. Por lo tanto, tiene
que existir una forma de evaluar qué tan bueno es el servicio eléctrico prestado por una
compañía Distribuidora de electricidad, para así garantizar la calidad de éste en las
instalaciones de los usuarios.
En Venezuela los entes encargados de legislar lo relativo al servicio eléctrico han propuesto
y formulado algunas normas que permiten cuantificar la calidad de energía. Uno de los
tópicos definidos para determinarla es la calidad del producto técnico, término referido al
diagnóstico del nivel de tensión y las perturbaciones en el sistema. Con esto se busca
garantizar una onda de tensión con valores constantes en amplitud y frecuencia o por lo
menos dentro de una banda de tolerancia, ya que los equipos eléctricos en general, (salvo
algunas excepciones) están diseñados para operar de forma eficiente en un valor nominal fijo,
pero pueden admitir algunas desviaciones menores. Esto quiere decir, que valores muy
alejados de los especificados por los fabricantes, reducen la vida útil de los equipos y podrían
ocasionar daños inmediatos en éstos. Por ello, estas normas se basan en regular las
variaciones permisibles asociadas al nivel de tensión para mejorar la calidad del servicio
eléctrico.
Para poder evaluar la calidad del producto técnico, es necesario monitorear el sistema y sus
variables de manera continua en un lapso de tiempo determinado. La variable de interés será
la tensión, ya que el estudio de su comportamiento permite comparar el desempeño general de
un sistema de potencia, así como puntos aislados en la red, en función de plantear y planear
2
mejoras en él. No obstante, es necesario conocer otros parámetros del sistema para determinar
todo lo referente a energía, que es lo que realmente se le factura a los usuarios.
En Venezuela el tema de calidad de energía ha venido tomando fuerza, sin embargo, su
aplicación no se corresponde con los decretos y leyes creados para tal fin, aunado a esto, no
existen bases sólidas (normalización clara) que permitan el establecimiento en el tiempo de
los procedimientos. Esta situación genera deficiencia en la evaluación de la calidad de energía
y estructuras poco fiables que impiden el manejo eficiente del sistema eléctrico nacional. Por
esta razón, el enfoque de este estudio difiere un poco del objetivo general planteado
inicialmente, que era el desarrollo de una herramienta computacional que permitiera evaluar
la calidad del producto técnico a nivel nacional y gestionar de forma eficiente la información
proveniente de las distribuidoras de electricidad para iniciar la ejecución de las normas en
cuanto a calidad de energía, a partir del caso práctico de CORPOELEC Nueva Esparta en
función del marco regulatorio vigente.
El diseño de la herramienta, debía partir de una estructura informática conformada, que
permitiera desarrollar un esquema de evaluación de la calidad del nivel de tensión en el estado
Nueva Esparta, para luego escalar el proceso a nivel nacional en función del marco legal
vigente, sin embargo, a lo largo de este libro se presentará el panorama general que impidió
tal desarrollo. Sólo fue posible establecer un esquema conceptual para la aplicación de una
metodología de evaluación de la calidad del producto técnico y una propuesta de
estandarización basada en normas técnicas de organismos internacionales (La IEEE Institute
of Electrical and Electronics Engineers y la IEC International Electrotechnical Commission).
La estructura de este libro se conforma de la siguiente manera:
El capítulo 1 inicia con una breve descripción de la institución que funge como el ente
Regulador de las Empresas Operadoras y Prestadoras del Servicio Eléctrico en Venezuela, el
Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE) en su Dirección General
de Fiscalización del Servicio Eléctrico (DGFSE).
En el capítulo 2 se hace referencia a un poco de historia de lo que ha sido hasta el año 2011
la evaluación de la calidad de energía, los intentos por mejorar el suministro eléctrico en el
país y el marco legal creado para tal fin. Los precedentes en forma general en cuanto a la
evaluación de la calidad del producto técnico, parten de la experiencia adquirida en Nueva
Esparta y su Distribuidora (antiguamente SENECA), que ha venido aplicando algunas normas
de calidad de servicio eléctrico hasta la fecha.
3
Seguidamente, en el capítulo 3 se presenta el enfoque de lo que significa calidad de energía
asociado a un red eléctrica y en general en los sistemas de distribución, las características
técnicas de los equipos de medición de calidad de energía, y como último aspecto teórico, la
relación de los sistemas de información y los sistemas eléctricos. En este último punto se
describe la importancia de las bases de datos, como elemento de organización y gestión de la
información.
En el capítulo 4 se muestran las principales normas que sirven de base legal para la
evaluación de la calidad del producto técnico en el país, que son las Normas de Calidad del
Servicio de Distribución de Electricidad (2004) y Normas de Calidad del Servicio de
Electricidad y Sanciones de Nueva Esparta. Estableciendo una comparación entre ambas para
resaltar los aspectos más importantes de cada una. Esto, en función de escalar los procesos a
nivel nacional.
El capítulo 5 hace alusión al proceso llevado a cabo actualmente en el estado Nueva
Esparta, se presenta la situación actual en cuanto a calidad del producto técnico y el enfoque a
nivel nacional tomando como punto de partida la concepción y uso de los Sectores de
Distribución Típicos (SDT) como forma de agrupamiento de las cargas para el planteamiento
de la cantidad de mediciones por estado.
En el capítulo 6 se establecen fundamentos para la evaluación de la calidad de energía en
función de normas técnicas internacionales que permitan la estandarización de los procesos y
su establecimiento en el tiempo.
En el capítulo 7 se presenta un panorama conceptual para la evaluación de los indicadores
de acuerdo a lo establecido en las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de
Electricidad (2004).
Por último, se exponen las conclusiones, las recomendaciones, comentarios finales de lo que
se evidenció en este estudio y los apéndices con información de complemento para el tema.
4
OBJETIVOS
Objetivo General.
Plantear los fundamentos que permitan evaluar la calidad del producto técnico a nivel
nacional y gestionar de forma eficiente la información proveniente de las Distribuidoras de
electricidad para iniciar la ejecución de las normas en cuanto a calidad de energía, a partir del
caso práctico de CORPOELEC Nueva Esparta en función del marco regulatorio vigente.
Objetivos Específicos.
Establecer la relación entre las diferentes normas de calidad: “Normas de Calidad del
Servicio Eléctrico de Distribución de Electricidad”, que debe entrar en vigencia a nivel
Nacional y las “Normas de Calidad del Servicio de Electricidad y Sanciones” aún
vigentes en Nueva Esparta.
Analizar los indicadores de la calidad del producto técnico en base al nivel de tensión
que se establecen en las Normas del Servicio de Distribución de Electricidad.
Establecer la metodología y los formatos de intercambio y procesamiento de la
información de CORPOELEC Nueva Esparta.
Diseñar una metodología para evaluar los indicadores de la calidad del producto
técnico y planificar la implementación a mediano y largo plazo a nivel nacional.
Indicar la cantidad de puntos de medición a nivel nacional.
Estudiar la metodología de aplicación de las campañas de medición en toda
Venezuela.
CAPÍTULO 1
LA EMPRESA
1.1 Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE).
El Ministerio de Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE) se crea el 21 de Octubre
de 2009 bajo Decreto N°. 6.991 y publicado en Gaceta Oficial N°. 39.294 el 28 de Octubre de
ese mismo año, con el supremo compromiso y voluntad de lograr la eficacia y eficiencia del
Sistema Eléctrico Nacional, y realizar la reestructuración de la Corporación Eléctrica
Nacional (CORPOELEC) [1].
Las competencias de este Ministerio son [1]:
Todo lo relativo a la formulación, seguimiento y evaluación de políticas, así como la
regulación, la planificación y fiscalización de las actividades del Ejecutivo Nacional
en materia de Energía Eléctrica, Energía Atómica y Energías Alternativas.
El control sobre el desarrollo y aprovechamiento de todos los recursos del país que
contribuyan a la mejor prestación del servicio eléctrico nacional.
El control sobre el ejercicio de las actividades para la prestación del servicio eléctrico.
El fomento, desarrollo y diversificación en el uso de las fuentes primarias de energía,
incluyendo las fuentes alternas.
La normativa en materia de energía eléctrica y sobre el uso racional y eficiente de la
energía.
La asistencia técnica en materia de energía eléctrica, energía atómica y energías
alternativas.
El fomento de la cooperación e integración internacional de energía eléctrica, energía
atómica y energías alternativas, en coordinación con los organismos competentes.
Todo lo relativo a la permisología en materia de energía eléctrica, energía atómica
energías alternativas.
El estudio de mercado, el análisis y la determinación de los costos asociados a la
prestación del servicio eléctrico.
6
La formulación de los lineamientos de política y estrategia para la fijación de tarifas del
servicio eléctrico en coordinación con el órgano rector en materia de fijación de precios y
tarifas.
La prevención de la contaminación del medio ambiente derivada de la ejecución de las
actividades inherentes a la prestación del servicio eléctrico, en coordinación con el
Ministerio del Poder Popular para el Ambiente.
1.2 Objetivos Estratégicos del MPPEE [1].
1. Promover la eficiencia, calidad, continuidad, confiabilidad y seguridad en la prestación
del servicio eléctrico.
2. Garantizar que toda la demanda nacional de electricidad sea atendida.
3. Asegurar que todas las actividades necesarias para la prestación del servicio eléctrico se
realicen de forma que contribuyan a la preservación del ambiente.
4. Promover el desarrollo científico, tecnológico e industrial del país, en materia de energía
eléctrica.
5. Promover la organización de los usuarios y usuarias del servicio eléctrico a fin de
asegurar la participación popular en la gestión de las o los prestadores del servicio.
6. Garantizar la participación activa y protagónica de los ciudadanos y ciudadanas,
comunidades organizadas en la formulación, adopción, seguimiento y evaluación de
políticas, planes y proyectos en el sector eléctrico.
7. Promover el uso de otras fuentes de energías alternativas.
8. Asegurar el ejercicio de la contraloría social mediante la participación de las
organizaciones del poder popular en la ejecución, seguimiento y control de proyectos del
sector.
9. Promover valores, conductas y programas orientados a lograr el uso eficiente de los
recursos energéticos.
10. Promover la nueva cultura para el uso de la energía eléctrica.
1.3 Filosofía de Gestión [1]
1.3.1 Visión del MPPEE.
Ser el órgano del Estado venezolano, que dirija y regule estratégicamente la transformación del
servicio eléctrico para convertirlo en motor del desarrollo endógeno, sustentable, soberano y en
7
resguardo del ambiente; apoyados en una organización caracterizada por elevados niveles de
eficiencia, eficacia y efectividad en sus procesos, e integrada por personal de alto rendimiento,
proactivos, diligentes y con total orientación hacia la construcción de la sociedad socialista [1].
1.3.2 Misión del MPPEE.
El Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica es el órgano del Ejecutivo Nacional
encargado de la formulación, adopción, seguimiento y evaluación de las políticas y planes
dirigidos a garantizar la optimización de la prestación del servicio eléctrico, constituyéndose en
soporte estratégico para el impulso del desarrollo endógeno de Venezuela y a la construcción de
una sociedad socialista [1].
La estructura organizativa del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica se
presenta en la figura 1.1, destacando en forma explícita a la Dirección General de Fiscalización
del Servicio Eléctrico, siendo ésta la Dirección del Ministerio donde se desempeñó la pasantía.
Figura 1.1: Estructura Organizativa del MPPEE [1].
1.4 Dirección General de Fiscalización del Servicio Eléctrico (DGFSE).
La Dirección General de Fiscalización del Servicio Eléctrico está adscrita al despacho del
Viceministro de Seguimiento y Control Eléctrico del Ministerio para el Poder Popular para la
Energía Eléctrica y las funciones que le corresponden como Ente Fiscalizador son las siguientes
[1][2]:
1. Implementar y evaluar las estrategias dirigidas a la fiscalización en la prestación del
servicio eléctrico, incorporando a las comunidades organizadas en el ejercicio de la
Despacho del
Ministro
Despacho del Viceministro
del Desarrollo Eléctrico
Nivel de apoyo
Despacho del Viceministro
Para Nuevas Fuentes de
Energía Eléctricas y
Gestión para el Uso Racional
Despacho del Viceministro de
Seguimiento y Control del
Servicio Eléctrico
Dirección General de
Fiscalización del Servicio
Eléctrico
Junta Ministerial
8
contraloría social, para la verificación del cumplimiento de las normativas establecidas en
los procesos de generación, transmisión, distribución, despacho y atención del ciudadano.
2. Proponer y ejecutar programas de fiscalización en conjunto con las comunidades
organizadas.
3. Coordinar con la Dirección General de Participación Popular la formación de las
comunidades organizadas en materia de procesos de fiscalización del servicio eléctrico, a
fin de que las mismas apoyen en la ejecución de las inspecciones programadas.
4. Hacer seguimiento a la operación del sistema interconectado nacional, así como evaluar
los planes de contingencia formulados.
5. Evaluar el cumplimiento de la normativa relativa a la generación, transmisión,
distribución, despacho y atención al usuario.
6. Coordinar, conjuntamente con la Consultoría Jurídica y con la Unidad de Auditoría
Interna, la ejecución de los procedimientos administrativos ante el incumplimiento de la
Ley y de las normas técnicas.
7. Participar en las pruebas para la puesta en servicio de nuevas instalaciones del Servicio
Eléctrico Nacional para su certificación de acuerdo a lo establecido en las normas técnicas
y de preservación del ambiente dispuestas por el Ministerio con competencia en la
materia.
8. Evaluar y autorizar a los laboratorios o entidades de control de calidad para que realicen
pruebas y ensayos que el Ministerio estime conveniente.
9. Certificar las máquinas, equipos y materiales eléctricos que cumplan con las
especificaciones establecidas en las normas técnicas.
10. Inspeccionar los equipos de seguimiento y medición adoptados en los procesos de
generación, transmisión, distribución, despacho y atención al usuario, a fin de evaluar y
controlar su estado de verificación o calibración, en concordancia con el Servicio
Nacional de Calidad, Metrología y Reglamento Técnico (SENCAMER).
11. Coordinar y evaluar la gestión de los equipos de fiscalización.
12. Evaluar técnicamente los reclamos que en materia del servicio eléctrico presenten los
usuarios y usuarias conjuntamente con la Oficina de Atención al Ciudadano.
13. Velar por el cumplimiento de las normas de seguridad, higiene y ambiente, a fin de
prevenir la contaminación derivada del sistema eléctrico.
14. Las demás que señalen las leyes y actos normativos en materia de su competencia.
CAPÍTULO 2
ANTECEDENTES DE LA EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN
VENEZUELA.
En Venezuela este tema se viene considerando desde hace más de 10 años y la muestra de ello,
ha sido el desarrollo de reglamentos para la regulación de algunos parámetros eléctricos a través
de la implementación de una serie de indicadores que delimiten las condiciones favorables o no
del servicio eléctrico prestado, no obstante, su aplicabilidad no ha ido de la mano con esos
reglamentos y no se han podido establecer de manera sólida las bases para los procedimientos de
planeación, ejecución, seguimiento y control de esta regulación eléctrica. Los motivos que han
impedido un desempeño armonioso de este proceso son diversos, afectados además, por la
situación política, social y económica del país [3].
2.1 Normas y Leyes en Venezuela.
Una de las razones que ha motivado la realización de un marco legal que regule el sector
eléctrico y todo lo referente a la prestación del servicio en Venezuela, tiene que ver con la crisis
de este sector, que a través de los tiempos se ha visto influenciada por aspectos relacionados con
los precios del combustible y las energías primarias. Las soluciones que se han implementado,
considerando que las tarifas son establecidas por el Ejecutivo Nacional, ha sido retrasar los
ajustes tarifarios o no otorgarlos, esto para mantener un clima de tranquilidad en la sociedad y
tratando de disminuir la inflación, sin embargo, esto no ha sido del todo favorable para el sistema
eléctrico nacional y ha traído como consecuencia el deterioro de la calidad del servicio, por falta
de recursos propios para la inversión provenientes de las utilidades de las Empresas
Distribuidoras de Electricidad. Aunado a esto, se presentaba la ausencia de un instrumento legal
que definiera los derechos y obligaciones de las Distribuidoras, los Usuarios y el Estado [3].
La crisis antes mencionada fue propicia para la creación algún documento legal que iniciara la
regulación del sector eléctrico en el país, y uno de los primeros pasos para esto se dio el 17 de
Septiembre de 1999 con la aprobación del Decreto con Rango y Fuerza de Ley del Servicio
Eléctrico, el cual se publicó el 21 de septiembre de 1999 en la Gaceta Oficial No 36.791. Los
10
únicos antecedentes a este tipo de reglamentos se encuentran en la Ley sobre Servidores
Eléctricos de 1928, Los Decretos Nº. 2.383 y 2.384 ambos de fecha 18 de junio de 1992, y el más
reciente Decreto Nº 1.558 de fecha 30 de octubre de 1996, que establece las Normas para la
Regulación del Sector Eléctrico, pero es de hacer notar, que el alcance de estos instrumentos
legales no fue acorde a las expectativas propias del tema, es decir, tenían deficiencias y algunos
vacíos [3].
El 14 de diciembre del año 2000 fue publicado en la Gaceta Oficial No. 5.510 el Reglamento
General de la Ley del Servicio Eléctrico, que tenía por objeto desarrollar las disposiciones de la
Ley del Servicio Eléctrico en lo referente a las actividades de generación, transmisión, gestión del
Sistema Eléctrico Nacional, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica.
Posterior a la creación de este decreto de Ley del Servicio Eléctrico y su Reglamento se aprueba
el 27 de septiembre de 2001 la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, la cual se publicó el 31 de
diciembre de 2001 en la Gaceta Oficial Extraordinaria No 5.568, derogando así el decreto
anterior [3].
A partir del año 2002 se estudiaron varias propuestas de normas de calidad con ámbito
nacional, pero no hubo un acuerdo entre las Distribuidoras y el Ente Fiscalizador del momento
(La Comisión Fiscalizadora del Ministerio de Energía y Minas). Las conversaciones continuaron
hasta que se concretó un proyecto denominado “Normas de Calidad del Servicio de Distribución
de Electricidad” por parte del Ministerio de Energía y Minas (MEM) que fue publicado el 25 de
noviembre del año 2003 en gaceta oficial Nº 37.825, mediante la Resolución N° 315.
Este resumen legal que se ha presentado hasta el momento representa un esquema muy general
de algunos de los intentos que se han hecho para regular la calidad del servicio eléctrico a nivel
nacional hasta el año 2003, aunque algunos de estos documentos ni siquiera han podido aplicarse
y ya perdieron vigencia, sin embargo, un estado en el que se viene aplicando un esquema de
evaluación de la calidad del servicio eléctrico, es el estado Nueva Esparta. Por lo que sería
importante profundizar un poco en cuanto a la aplicación de normas de calidad en este estado,
para así poder estudiar las metodologías aplicadas y evaluar los procesos de ejecución y
verificación de la calidad de energía.
2.2 Normas del Servicio Eléctrico en el Estado Nueva Esparta.
El 22 de junio del año de 1998 se publica en Gaceta Oficial el decreto N°2.552 mediante el cual
se dictan las Bases para otorgar en Concesión con carácter de Exclusividad el Servicio Público de
11
Electricidad en el Estado Nueva Esparta a la Distribuidora de Electricidad “Sistema Eléctrico del
Estado Nueva Esparta C.A” (SENECA), empresa de carácter privado con un reglamento interno
para el control y ejecución de sus procesos bajo la supervisión de La Comisión Fiscalizadora del
MEM, en coordinación con la Mancomunidad de Electricidad y Gas del Estado Nueva Esparta
(MEGANE).
La empresa SENECA en su reglamento, estableció una normativa para la evaluación de la
calidad del servicio eléctrico en el estado Nueva Esparta, primer estado y hasta la fecha único de
Venezuela que lo realiza. Este conjunto de normas entró en vigencia en el año de 1999, son
conocidas como las “Normas de calidad del Servicio de Electricidad y Sanciones”, y
contemplaban la calidad del Servicio Eléctrico en función de:
La calidad del producto técnico.
Control del nivel de tensión.
Perturbaciones.
Fluctuaciones de tensión (fliker).
Tensiones armónicas.
La calidad del servicio técnico.
Índices de interrupción.
La calidad del servicio comercial.
La calidad en el alumbrado público.
Sanciones.
Otras obligaciones de la Distribuidora.
Esta normativa le permitía realizar sus procedimientos de medición y ejecutar los procesos de
fiscalización correspondientes que aún se manejan en este estado. La aplicación de las normas de
SENECA se estaba llevando a cabo mediante una serie de etapas con niveles de exigencia
crecientes, antes de ejecutar los controles finales de evaluación y sanción por incumplimientos. El
estado Nueva Esparta está conformado por 11 Municipios, los cuales se habían dividido en dos
grupos para la ejecución de las etapas. El Grupo I que contenía a los Municipios Mariño,
Maneiro, García y Antolín del Campo y el Grupo II a los Municipios Díaz, Marcano, Gómez,
Arismendi, Península de Macanao, Villalba y Tubores [4].
La aplicación de las normas de SENECA se inició con la implementación de una etapa
preliminar, que consistió en la adquisición y prueba de equipos analizadores de red, organización
12
de la información referente a todos los posibles puntos de medición de cada Municipio, la
adecuación de las instalaciones y el levantamiento de las primeras campañas de medición.
2.2.1 Calidad del Producto Técnico.
El aspecto de la calidad del Producto Técnico a evaluar se refería a la variación del nivel de
tensión y perturbaciones (tensiones armónicas y variaciones rápidas de tensión) en el punto de
alimentación de los usuarios. A los efectos de la fiscalización, se planeaba verificar [4]:
Las campañas de medición.
La capacidad instalada de las subestaciones eléctricas.
El cálculo de los indicadores de la calidad del producto técnico.
El cálculo de las sanciones de los puntos de medición fuera de las bandas permisibles.
2.2.2 Intercambio de información.
En el año 2000 comenzó el intercambio de información y planificación de las campañas de
medición entre la Distribuidora y el Ente Regulador, (La Comisión Fiscalizadora del MEM, en
coordinación con MEGANE). La primera fiscalización de la Calidad del Servicio Eléctrico
prestado por la empresa SENECA se realizó en dos etapas, la primera etapa del 19 al 23 de marzo
de 2001 y la segunda del 13 al 17 de agosto de 2001 y el período evaluado fue el segundo
semestre del año 2000 [5].
La metodología de fiscalización que fue aplicada se basó en la selección aleatoria de una
cantidad determinada de casos, distribuidos por: área de evaluación (Producto Técnico, Servicio
Técnico y Servicio Comercial), casos resueltos dentro y fuera de los límites admisibles asociados
a las mediciones de los indicadores de calidad y las sanciones correspondientes en los que se
determinó incumplimiento, así como también, la inspección de puntos específicos en sus
instalaciones de generación, distribución y comercialización. Los resultados referidos se
presentaron en un Acta de Fiscalización donde se señalaron los incumplimientos de la empresa
SENECA durante el período evaluado [5].
En ese mismo año 2001 se plantea por parte del Ente Regulador una propuesta de modificación
de las Normas de Calidad del Servicio de Electricidad y Sanciones, que conformaba uno de los
anexos del contrato de concesión celebrado con la empresa SENECA, en el cual se detectó que
contenía algunos errores y omisiones que no garantizaban la correcta determinación de algunos
indicadores y la correcta aplicación de las sanciones por algunos incumplimientos en las áreas de
13
Producto Técnico, Servicio Técnico y Servicio Comercial. Estos aspectos fueron considerados
conjuntamente con representantes de la empresa SENECA durante el cierre de esta fiscalización,
donde se acordó una propuesta de modificación [5].
Durante la fiscalización del año 2001 se pudo comprobar que SENECA no remitía al MEM el
resultado de todas las mediciones realizadas, lo cual fue señalado en un punto del Acta de
Fiscalización. Este hecho, indicaba que existían debilidades en la fiscalización que MEGANE
debía realizar a todo el proceso, desde la instalación y retiro de los analizadores de red, hasta que
los resultados de las mediciones eran cargados al Sistema de Control de Gestión de SENECA y la
posterior publicación de los resultados obtenidos en el semestre controlado, en el informe que
presenta la empresa. Adicionalmente, para mejorar la efectividad de dicha fiscalización, era
indispensable que MEGANE realizara la selección de los puntos de medición por períodos
mensuales y debían programar inspecciones para verificar que SENECA cumpliera con la
instalación de los analizadores de red, obtuviese los resultados de las mediciones para el
momento del retiro de los mismos y comprobara que toda la información fuese incluida en el
informe semestral de la empresa [5].
2.2.3 Ajuste en la aplicación de las Etapas.
Durante el segundo semestre del año 2002 se planteó una modificación en la ejecución de la
norma correspondiente a la aplicación de la distintas etapas para lograr un ajuste del pliego
tarifario que resultara en armonía con el proceso que se venía llevando a cabo. El Contrato de
Concesión establecía la fijación de pliegos tarifarios por períodos de tres (3) años a partir del año
2003, y en virtud de estar estudiando la posibilidad de determinar un mecanismo de ajuste que
permitiera aplicar las tarifas del año 2002 para el año 2003 y posteriormente definir un nuevo
pliego tarifario para el próximo período, se propuso flexibilizar las Normas de Calidad aplicadas
a SENECA. En primer lugar es conveniente indicar las fechas de aplicación de las distintas
Etapas de las Normas de Calidad contenidas en el Contrato de Concesión celebrado con la
empresa SENECA, las cuales se indican en la tabla 2.1[5].
Tabla 2.1: Fechas de aplicación de las distintas etapas [5].
MUNICIPIOS ETEPA
PRELIMINAR
ETAPA I ETAPA II
Subetapa 1 Subetapa 2 Subetapa 3
Grupo I 1999 2000 2001 2002 2003
Grupo II 1999-2000 2001 2002 2003 2004
14
En tal sentido, la propuesta de flexibilización de las Normas de Calidad consistía en:
Para los Municipios Grupo I:
Mantener los mismos niveles de exigencia de la Subetapa 3 durante el año 2003.
Para los Municipios Grupo II:
No realizar modificación en cuanto a los niveles de exigencia establecidos, lo cual
permitiría que los dos Grupos se igualaran en los niveles de exigencia a partir del año
2004.
2.3 Normas de Calidad a Partir del 2004 [5].
La gestión de inversión y planes en el sector eléctrico del año 2004 llevaron a plantear dos
alternativas, estas fueron:
1. Continuar aplicando las Normas de Calidad establecidas en el Contrato de SENECA, con
algunos cambios sugeridos.
2. Aplicar a SENECA las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad
promulgadas en el año 2003 que regirían a nivel nacional.
Los niveles de exigencia de la nueva normativa que debía entrar en vigencia a nivel nacional no
permitieron su aplicación, posterior a su promulgación y se continuaron aplicando las Normas de
Calidad del contrato de SENECA con algunas modificaciones.
En el 2004 se reformularon las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad
(de ámbito nacional) y se publicaron en gaceta oficial N° 38007 el 23 de agosto de ese año. En el
año 2005 el Ente Regulador pasó a ser La Comisión Fiscalizadora del Ministerio de Energía y
Petróleo (MEP) y el primer período que se evaluó la calidad del producto técnico en el estado
Nueva Esparta por parte de esta nueva figura gubernamental fue el segundo semestre del año
2004, pero aún con las Normas de SENECA.
2.4 Metodología de intercambio del 2005 en adelante.
En el año de 2005 la Distribuidora SENECA y el Ente Regulador acordaron una forma de
intercambio información que consistía en los siguientes pasos:
El Ente Regulador debía informar a la Distribuidora sobre las campañas de medición
mensuales 5 días antes de cada mes, indicando los 54 puntos de medición.
15
La Distribuidora debía remitir un informe semestral en medio informático desagregado
mensualmente con la información referente a los indicadores de la calidad del producto
técnico, indicando las sanciones correspondientes en caso de incumplimientos, las quejas
y reclamos de los usuarios, la cantidad de conexiones realizadas agrupadas por tarifas, por
banda de potencia y por casos en que sea necesario o no la modificación de la red. Por
otra parte, la Distribuidora tenía responsabilidad de enviar también toda la data con los
registros de los analizadores, las mediciones realizadas, así como las remediciones en
aquellos puntos que se encontraban sancionados.
El Ente Regulador finalmente analizaba todos los registros, evaluaba los indicadores y
verificaba que coincidiera con la información de la Distribuidora para la elaboración de
un informe de fiscalización.
De esta forma en el año 2006 se empezó de forma continua a generar y a enviar la información
al Ente Regulador, que para ese entonces seguía siendo la Comisión Fiscalizadora del Ministerio
de Energía y Petróleo. En cuanto a la calidad del Producto Técnico, se evaluada en función de los
siguientes aspectos [5]:
1. Inspección de plantas de generación y subestaciones.
2. Verificación de los analizadores de red.
3. Verificación de las campañas de medición.
4. Verificación de los puntos de medición sancionados.
5. Verificación de las sanciones individuales.
6. Verificación de la sanción global.
7. Verificación de los créditos por incumplimientos.
8. Verificación de las condiciones de los puntos de suministro.
Este esquema es el que se maneja hasta el año 2011, en la verificación y evaluación de la
calidad del producto técnico en Nueva Esparta, con la salvedad que a partir del 2009 el
Fiscalizador pasó a ser la Dirección General de Fiscalización del Servicio Eléctrico (DGFSE),
perteneciente al Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE), y en ese
mismo año la Distribuidora SENECA pasó a formar parte de la Compañía Eléctrica Nacional
(CORPOELEC) y se conoce ahora como CORPOELEC Nueva Esparta.
16
2.5 Formatos de información.
Desde el año 2006 hasta el primer semestre del 2012 toda la información que maneja el antiguo
Ministerio de Energía y Petróleo y actualmente la DGFSE del Ministerio para el Poder Popular
para la Energía Eléctrica, acerca de la evaluación del producto técnico, es decir, los informes
semestrales, los registros de las mediciones de los analizadores de red, las campañas de medición
y todo lo referente a la información del Estado Nueva Esparta correspondiente al sector eléctrico,
se encuentran en archivos independientes (en digital, en físico o en ambos formatos) que
dificultan el acceso en forma amigable y organizada a una determinada información, sin
mencionar lo engorroso que puede ser el envío e intercambio de toda esa data.
En los años anteriores al 2006 la información suministrada por SENECA no está archivada por
parte del Regulador, ya que existían deficiencias en la supervisión y entrega de ésta. La
Distribuidora CORPOELEC Nueva Esparta mantiene algunos registros, aunque resulta difícil
verificarlos por la incompatibilidad de los formatos en los que fueron almacenados. Teniendo en
cuenta además que la Distribuidora maneja el sistema operativo Windows, mientras que en la
DGFSE se maneja el sistema operativo Ubuntu, esto trae como consecuencia que durante el
intercambio de información, en algunos casos, los archivos no se visualicen de un sistema a otro
y se dificulte la obtención de esta data.
También hay que acotar que la información de las mediciones registradas por los analizadores
de red es menor a la que debiese existir porque en muy pocas ocasiones la Distribuidora ha
podido cumplir con las campañas de medición propuestas en las Normas de SENECA por
diferentes factores, como analizadores defectuosos o con daños por las condiciones atmosféricas,
accidentes, actos delictivos e indisponibilidad de recursos para la adquisición de nuevos equipos,
entre otras razones.
En el Apéndice A se muestra la cantidad de analizadores de red con que ha contado la empresa
hasta el año 2011, considerando que son 54 puntos de medición en la red Baja Tensión los que se
deberían cumplir mensualmente.
Las ideas expuestas en la información anterior muestran el panorama de lo que ha ocurrido en
forma resumida hasta el año 2011, donde se evidencian algunos aspectos que determinan la
situación actual de la gestión y evaluación del sistema eléctrico por parte del Regulador
(Ministerio y las Comisiones encargadas de los procesos de fiscalización).
CAPÍTULO 3
MARCO TEÓRICO.
3.1 Calidad de Energía.
La calidad de energía se puede definir como un conjunto de parámetros eléctricos acotados en
rangos o bandas tolerables que permiten a un equipo funcionar en forma óptima, es decir, sin
pérdida significativa de rendimiento y durante la vida útil para la cual fue diseñado. Este
concepto se puede extender y ubicar dentro del contexto de un sistema de eléctrico, de forma tal,
que se puede expresar como las características que permiten evaluar y jerarquizar el servicio
eléctrico para proteger y dar confiabilidad a las cargas [6][7].
El concepto extendido, es el que conviene estudiar debido a que las regulaciones que se llevan a
cabo en un sistema de potencia, se realizan con el fin de garantizar parámetros normalizados en
todos los equipos que conforman dicho sistema.
Para fijar ideas, hay que dejar claro que un sistema eléctrico está formado por tres subsistemas
acoplados, pero con características propias que los definen y permiten su estudio. El primero de
ellos, es la generación, que como su nombre lo indica es el lugar donde se obtiene la electricidad
o la potencia del sistema, a través de la transformación de una energía primaria. El segundo es el
proceso de transmisión y corresponde al transporte de esa potencia generada al sistema de
distribución, que es el último eslabón de la cadena y representa el punto de encuentro entre la
potencia proveniente de los centros de generación y las instalaciones de los usuarios. El sistema
de distribución se puede subdividir en otros tres (3) sistemas que se explicarán más adelante. La
figura 3.1 representa el esquema general de un sistema eléctrico.
En el proceso de recorrido del sistema eléctrico la energía podría sufrir cambios por diferentes
motivos, en vista de esta situación, la calidad del servicio eléctrico se puede manifestar y evaluar
en función de distintos fenómenos que se resumen en los siguientes [7]:
El nivel de tensión.
Regulación de frecuencia.
18
Perturbaciones.
Desequilibrios de tensión.
Fluctuaciones de tensión.
Distorsión armónica.
Interrupciones.
Figura 3.1: Esquema general de un sistema eléctrico [8].
De todos estos fenómenos el nivel de la onda de tensión es el de interés (ya que es el asociado a
la calidad del producto técnico), éste es sencillo de evaluar y relacionar con la energía entregada a
los usuarios, que es lo realmente se factura. Por ello, el suministro de energía mantiene una
relación entre la empresa distribuidora y los usuarios, en consecuencia la calidad del servicio
eléctrico está determinada por el suministro de una onda de tensión con valores dentro de una
banda admisible de amplitud y frecuencia. De esta forma se garantiza una onda estándar que
define el diseño de los equipos, las pérdidas asociadas, los aislamientos, los niveles de
interferencia, entre otros [7].
Las causas inherentes al sistema que pueden distorsionar la forma y periodicidad de la onda,
entre otras son [7]:
Perturbaciones de origen externo al sistema eléctrico.
Descargas atmosféricas.
Obstáculos externos que ocasionen fallas, entre otros.
Perturbaciones o fallas por componentes del sistema.
Perturbaciones por maniobras en el sistema de suministro.
Apertura y cierre de interruptores.
Desacople de equipos por mantenimiento.
Cambios en el estado del funcionamiento del sistema.
G
G
Sistema
Interconectado
de Transmisión
Red de
Subtransmisión
Primario [kV]
(13,8; 12,47; 4,8; 4,16; 2,4) Secundario [V]
(480; 240; 208; 120)
Generación Sistema de Distribución Transmisión
19
Variaciones abruptas, por la entrada o salida de grandes bloques de cargas.
Cargas no lineales acopladas al sistema.
El estudio de la calidad del servicio entre una distribuidora y los usuarios se realiza con mayor
énfasis en el sistema de distribución, por lo que conviene describir brevemente sus componentes
y sus funciones.
3.2 Sistemas de Distribución.
Los sistemas de distribución son las redes encargadas del suministro de electricidad desde los
puntos de entrega de los generadores o la red de transmisión, hasta la acometida en el punto de
suministro. Esta definición es la especificada por la Ley Orgánica del Sistema y Servicio
Eléctrico (2010) (LOSSE) e incluye al sistema subtransmisión dentro del sistema de distribución.
Básicamente estas redes están conformadas por tres subsistemas: la subestación de distribución,
el sistema primario y el secundario, que en general comprenden líneas, transformadores, equipos
de control, así como otros necesarios para su operación y mantenimiento.
3.2.1 Subestaciones de Distribución.
Es el lugar donde se realiza la transformación del voltaje del sistema de transmisión o
subtransmisión al sistema de distribución primario (ver figura 3.2). La subestación de
distribución comprende además de los transformadores, los elementos de protección, elementos
de control y servicios auxiliares, pero en formal general cuenta principalmente con estos
componentes [9]:
3.2.1.1 Conmutación y Protección del lado de alta y del lado de baja. La conmutación del lado de alta se realiza con interruptores de alta tensión de aceite, de sf6,
etc. La conmutación del lado de baja tensión se efectúa con interruptores de relé controlado,
reconectadores, entre otros. Generalmente se suele incluir un interruptor en la barra de baja
tensión, además de los interruptores de circuito para cada alimentador. [9].
3.2.1.2 Tensión de transformación.
La función principal de una subestación de distribución es el de reducir la tensión a niveles
“normales” de tensión de distribución. Los más comunes son: 34,5 kV; 13,8 kV, 12,47kV; 4,8 kV
y 2,4 kV en distribución primaria y 480V; 240V; 208V y 120V en distribución secundaria. Los
20
transformadores pueden ser trifásicos o tres unidades monofásicas conectados en alguna forma
estándar [8][9].
3.2.1.3 La regulación de voltaje.
Las corrientes en las cargas varían en función de las necesidades de los usuarios, por tal motivo
el voltaje en las instalaciones conectadas al circuito primario o secundario varia constantemente,
en horas de mínima carga el voltaje tiende a elevarse. También ocurre el caso de voltajes
deprimidos en cargas que se encuentran al final de un circuito radial. Por esta razón, se hace
necesario regular el voltaje de forma que se mantenga dentro de los límites máximo y mínimo
que las normas establezcan como aceptables y que permitan el buen funcionamiento de los
equipos que se alimentan en dicha instalación. Por lo general, los límites de los valores de voltaje
se fijan en la entrada del consumidor, ya que el objetivo del suministro de energía es brindar un
servicio ininterrumpido con un nivel de voltaje adecuado para los equipos electrodomésticos. No
obstante, esto hace que la regulación sea complicada en los circuitos de distribución, ya que el
voltaje en la subestación tiene que cambiar de forma proporcional a los cambios de carga si se
quiere mantener las tensiones del usuario dentro de un rango de valores límites. Si el voltaje es
excesivamente alto, se incrementa la corriente que consumen los equipos, se produce
calentamiento indebido, se reduce la vida útil de estos aparatos y se incrementan las pérdidas
eléctricas. Por su parte, la reducción excesiva de voltaje, por ejemplo, afecta la capacidad de la
iluminación de las lámparas incandescentes, se reduce el par en los motores disminuyendo su
capacidad, entre otras consecuencias [10].
En vista de estas condiciones desfavorables el nivel de voltaje puede regularse de la siguiente
forma [10]:
a) Mediante un regulador de voltaje automático con regulación bajo carga.
b) Mediante el cambio de las tomas de los transformadores.
c) Mediante la instalación de capacitores, estáticos o regulados.
3.2.1.3.1 Reguladores automáticos.
Mantienen un nivel dado de voltaje en un punto del circuito que se toma como centro de carga
[10].
21
3.2.1.3.2 EL cambio de tomas de los transformadores.
Una de las formas de regular la tensión se logra con un cambiador de tomas en el transformador
"Load Tap Changing" (LTC) [10].
El LTC permite cambiar la posición de la toma en los bobinados de baja tensión del
transformador de acuerdo a los requerimientos de carga. La manipulación de las derivaciones en
los transformadores hay que hacerla en frio y es permanente, es decir, que es independiente de las
derivaciones del voltaje primario [10].
3.2.1.3.3 Capacitores instalados.
Provocan un incremento del voltaje al reducir la componente reactiva de la corriente y por lo
tanto, la caída de voltaje. En horas de poca carga, los capacitores pueden elevar el nivel de voltaje
por encima de los límites permitidos y puede hacerse necesario su desconexión mediante algún
dispositivo de control [10].
Figura 3.2: Componentes básicos de un Subestación [9].
3.2.1.4 Medición.
Cada subestación tiene algún tipo de medición. Esto puede ser tan simple como un amperímetro
analógico que muestre el valor actual de la corriente de la subestación, así como equipos que
tengan la capacidad de registrar y almacenar los valores máximos y mínimos que se han
producido durante un período de tiempo específico. Pueden ser medidores que registren la
mínima, la media, y los valores máximos de corriente, tensión, factor de potencia, etc., en un
intervalo de tiempo ajustable [9].
3.3 El sistema primario.
Se conoce con este nombre al sistema de distribución conectado directamente al sistema de
transmisión o subtransmisión que se encarga de repartir la energía por medio de alimentadores a
Conmutación y protección en el
lado de alta
Conmutación y protección en el
lado de baja Línea de
transmisión Regulador de
tensión
Medidores Transformador
de tensión
Interruptores en alimentadores
22
las cargas en media tensión y distribuidores secundarios que alimentan a las instalaciones en baja
tensión [8][12].
Las subestaciones poseen circuitos asociados al sistema primario que tienen por nombre
alimentadores. Este circuito presenta una ruta principal de flujo de energía, denominada troncal
que por lo general posee la mayor caída de tensión y se diseña su conductor con el mayor calibre
del circuito. De la red troncal se derivan una serie de ramales que se llaman laterales, donde se
encuentran conectados la mayor cantidad de transformadores de distribución, que a su vez
suministran energía a las cargas [8].
La carga de un alimentador de distribución es inherentemente desequilibrada debido a la gran
cantidad de cargas desiguales que deben ser servidas. Un desequilibrio adicional se introduce por
los espaciamientos diferentes de los conductores trifásicos en los segmentos de líneas aéreas y
subterráneas [9].
La concepción inicial de los alimentadores de distribución se caracterizaba por ser radiales y
tener un solo camino para que la energía fluya de la fuente (subestación de distribución) para
cada cliente [9]. Esta idea aún se conserva en muchos casos, no obstante, hoy día existe una
nueva tendencia como consecuencia de los requerimientos energéticos a nivel mundial, que han
llevado a pensar, plantear y ejecutar lo que se conoce como generación distribuida (figura3.3), es
decir, generación en la barra de carga. Por lo que, de acuerdo a las condiciones de la red y la
demanda, el flujo de potencia podría ir de la barra de carga al sistema.
Figura 3.3: Sistema eléctrico con generación distribuida [8].
Un sistema típico de distribución se compone de una o más subestaciones de distribución que
constan de uno o más alimentadores. Los componentes del alimentador pueden consistir en lo
siguiente [9]:
Alimentador principal (troncales) trifásico.
G
G
Generación Transmisión Distribución
Generación Distribuida
23
Alimentadores laterales que pueden ser trifásicos, bifásicos y monofásicos.
Reguladores de voltaje de tipo “step”.
Transformadores primarios.
Bancos de condensadores.
Los transformadores de distribución secundarios.
Cargas trifásicas, bifásicas y monofásicas.
Generación distribuida (en algunos casos).
3.4 Esquemas básicos de sistemas primarios.
3.4.1 Primario Simple Radial.
Este arreglo, está compuesto por alimentadores que salen de la subestación con un tronco
principal del cual se derivan ramales de forma tal que se van cubriendo todas las áreas de servicio
para alimentar cada carga desde algún punto del propio alimentador (Figura 3.4). En los circuitos
de distribución primaria radiales, cada nodo se encuentra asociado a un tramo del alimentador,
por lo tanto, cada nodo es alimentado por otro nodo [10].
Figura 3.4: Primario simple radial [8].
Características [8]:
Esquemas de protección simple.
Bajas corrientes de cortocircuito.
Control de voltaje sencillo.
Fácil control de los flujos de potencia.
Bajo costo.
Baja confiabilidad, ya que una falla en la barra desconecta todas las cargas “aguas abajo”.
24
3.4.2 Sistemas en anillo.
Son sistemas empleados en cargas que tienen cierta importancia económica y/o social y deben
recibir alimentación de energía de manera continua y evitar en lo posible interrupciones del
servicio, por lo tanto se dispone de más de una fuente de alimentación, generalmente dos
circuitos troncales independientes (figura 3.5). En caso de que una falle, la otra fuente debe ser
capaz de asumir el total de la carga. Esta configuración se puede operar de dos formas [10]:
Anillo Abierto: se tiene un interruptor normalmente abierto que cierra sus contactos cuando el
alimentador principal sufre alguna interrupción [10].
Anillo cerrado: son usados cuando se requiere mayor confiabilidad en el sistema, consiste en
mantener el circuito cerrado en condiciones normales de operación y al ocurrir una falla una de
las fuentes asume la carga [10].
Figura 3.5: Primario en anillo [8].
Características [8]:
Cuando el circuito está abierto → Radial Simple.
Cuando el circuito está cerrado:
Esquema de protección complicado (hilo piloto, protección diferencial,
direccional)
Altas Corrientes de Cortocircuito.
Control de Voltaje Complicado.
Difícil control de los flujos de potencia.
Más costosos y confiables que los sistemas radiales simples.
Reduce sobretensiones temporales.
25
3.4.3 Sistemas primarios mallados.
Este tipo de sistemas está conformado por varios circuitos interconectados entre sí, permite la
continuidad del servicio en caso de interrupciones, pero es aún más complejo que el sistema en
anillo y a su vez más confiable (figura 3.6) [10].
Características [8]:
Esquemas de protección complicados (hilo piloto, protección Diferencial, direccional).
Altas corrientes de cortocircuito.
Control de voltaje complicado.
Difícil control de los flujos de potencia.
Alto costo.
Alta confiabilidad.
Reduce sobretensiones temporales.
Figura 3.6: Primario mallado [8].
3.5 Sistemas secundarios.
Sistemas en baja tensión que operan al nivel de voltaje que es utilizado por los usuarios y
pueden ser de cuatro tipos diferentes: Servicio exclusivo, servicio residencial, servicio mixto y
alumbrado [10].
3.5.1 Servicio exclusivo.
La carga es alimentada a través de un transformador de distribución y su acometida es
independiente.
3.5.2 Servicio residencial.
Este tipo de servicio cuenta con un transformador de distribución cubriendo un área donde se
encuentran un grupo de pequeñas cargas, generalmente de tipo radial.
26
Las cargas son alimentadas de forma individual o por grupos a través de acometidas de dos
hilos para servicio a 110 V o tres hilos para servicio a 110V y 220V monofásicos. Cada poste
constituye un nodo de la red que eléctricamente opera de forma radial, cumple la condición de ser
alimentado desde otro poste y este a su vez puede alimentar a varios de ellos. Se puede adoptar
una nomenclatura similar a la planteada en las redes primarias radiales.
3.5.3 Servicio de alumbrado.
Comprende transformadores que sirven exclusivamente la carga de alumbrado de una zona.
3.5.4 Servicio mixto.
Combina varios tipos de servicio.
3.5.5 Secundarios mallados.
Sirven áreas de alta densidad de cargas donde se justifique su costo por el nivel de confiabilidad
que se requiere. Cada transformador de distribución es alimentado por dos o más alimentadores
primarios.
3.6 Características de los equipos de medición de calidad de energía.
Los equipos que se requieren para medir la calidad de la energía de una red de suministro
eléctrico, son dispositivos con la capacidad de medir (los parámetros deseados) durante un
período y almacenar o transferir la data a una memoria interna o externa respectivamente de
dicho equipo.
Los parámetros de interés para los objetivos de este libro son el nivel de tensión y la energía,
aunque implícitamente se requieran las mediciones de algunas otras variables.
3.6.1 Nivel de tensión.
La evaluación del nivel de tensión en cada una de las fases que conforman un punto de
transformación se debe realizar con la medición del voltaje en el punto, durante un período
continuo establecido previamente. Los valores registrados corresponderán al valor promedio de
todas las mediciones realizadas en períodos según las normas, pero hay que resaltar que no es un
valor promedio propiamente, porque en señales alternas este valor es cero en un ciclo. Para las
señales alternas se utiliza la un término conocido como valor eficaz o valor rms (root mean
27
square) que se refiere a la raíz del promedio de los valores registrados al cuadrado, y se expresa
con la siguiente formula:
√
∫
Donde:
URMS: Valor eficaz en el período de medición.
TM: Corresponde al período de medición u observación de la señal u(t).
u(t): Señal de tensión en el tiempo.
3.8.2 Energía.
El cálculo de la energía requiere medir la potencia activa entregada a la red. Para esta medición
se necesita registrar la tensión, la corriente y el ángulo de desfasaje entre ambas variables (φ)
punto a punto.
Entonces la potencia es:
P: Potencia activa.
V: Tensión
I: Corriente.
fp: factor de potencia.
La energía se calcula como la potencia activa durante el tiempo de consumo. El equipo de
medición debe poder registrar entonces tensión, corriente y el factor de potencia en el período
establecido en las normas de calidad.
3.7 Sistemas de información en redes eléctricas.
El estudio de las redes de distribución permite evaluar y juzgar el desempeño del sistema
eléctrico que está en contacto directo con las cargas. Por ello, además de las mediciones en los
puntos seleccionados para garantizar calidad en la onda de tensión, se han venido incorporando
los avances de la tecnología para conocer el funcionamiento de las subestaciones y el
comportamiento de los equipos que la conforman, que a su vez forman parte de una compañía
28
distribuidora que suple una o varias zonas del territorio nacional. Por esta razón se requiere que
las telecomunicaciones y la informática vayan de la mano con los sistemas eléctricos, para
gestionarlos de manera más eficiente y acorde a los requerimientos energéticos.
Una de las estructuras importantes que relacionan los sistemas informáticos y los eléctricos son
las bases de datos, que permiten almacenar cualquier cantidad de datos y consultarlos cuando se
requiera alguna información específica.
3.7.1 Base de datos.
Se refiere a un conjunto de datos organizados que se describen a sí mismos, pueden estar
vinculados unos con otros y están almacenados comúnmente en la memoria de un ordenador o
computador [13].
Características de los sistemas de base de datos [14][15][16].
Independencia entre niveles de la arquitectura.
Redundancia mínima, es decir, eliminación de duplicidad de datos innecesaria.
Concurrencia controlada.
Valor aplicado a la seguridad e integridad de los datos.
Consultas complejas optimizadas.
Seguridad de acceso y auditoria.
Respaldo y recuperación.
Acceso a través de lenguajes de programación estándar.
Datos definidos aparte de los programas.
Diccionario de datos en línea.
Medición del desempeño.
3.7.2 Sistema de Gestión de Base de Datos (SGBD) [13][14].
Los Sistemas de Gestión de Base Datos (en inglés Data Base Management System) (ver figura
3.7). Son un conjunto de programas, diseñados para crear y manipular eficientemente, bases de
datos (que responden a algún modelo de datos particular).En otras palabras, son un tipo de
software muy específico, dedicado a servir de interfaz entre la base de datos, el usuario y las
29
aplicaciones que la utilizan. Se compone de un lenguaje de definición de datos, de un lenguaje de
manipulación de datos y de un lenguaje de consulta.
El SGBD debe proveer.
Un lenguaje de definición de datos (para el nivel conceptual y/o lógico de la arquitectura).
Un lenguaje de manipulación de datos (para resolver la recuperación de los datos y el
nivel de vistas).
Utilidades para supervisar la seguridad e integridad de los datos.
Utilidades para el control de concurrencia y edición.
Funciones para crear el diccionario de datos.
Herramientas para evaluar y mejorar el desempeño.
Facilidades para crear secciones frontales (vistas o aplicaciones) de la base de datos, o en
su defecto, librerías que permitan utilizar algún otro lenguaje de programación para este
propósito.
Figura 3.7: Entorno Simplificado de un sistema de base de datos [17].
Usuarios/Programadores
Sistema de Base de datos Programas de aplicación/ Consultas
Software del SGBD
atos Software para procesar consultas/programas
Software para tener acceso a los datos almacenados
Definición de la base de datos almacenada
(Metadatos)
Base de datos almacenada
CAPÍTULO 4
MARCO LEGAL.
4.1 Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad.
El principal instrumento legal para la evaluación de la calidad del producto técnico (nivel de
tensión y perturbaciones) en Venezuela, son las “Normas de Calidad del Servicio de Distribución
de Electricidad” del año 2004, aunque no han entrado en vigencia aún. A continuación se
muestran los aspectos más relevantes que contempla esta normativa [18]:
La calidad del producto técnico.
La calidad del servicio técnico.
La calidad del servicio comercial.
Sanciones.
4.1.1 Conceptos Fundamentales.
Para manejar los mismos términos que indica el marco legal y entender el contexto en el que se
está trabajando en este capítulo y los que siguen, se presentan a continuación algunas definiciones
y conceptos fundamentales:
Alimentador: Circuito de distribución en media tensión [18].
Alta Tensión: Nivel de tensión mayor o igual a 69 kV [18].
Baja Tensión: Nivel de tensión menor o igual a 1 kV [18].
Causa externa: Falla de calidad del servicio, atribuible a un prestador de servicio eléctrico
distinto a La Distribuidora [18].
Causa interna: Falla de calidad del servicio atribuible a La Distribuidora [18].
Cuenta de Acumulación: Registro contable de La Distribuidora donde se depositarán los
montos correspondientes a las sanciones que no pueden ser distribuidas a los Usuarios y que no
formen parte de los ingresos de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica o en su defecto el
Regulador para mejoras en sus redes de distribución al finalizar el año calendario.
Día: Se entenderá como día hábil, salvo que se indique lo contrario [18].
31
Energía eléctrica: Es la potencia eléctrica producida, transmitida o consumida en un período
determinado. Se mide y se expresa en vatio hora (Wh) o en sus múltiplos: kilovatio hora (kWh),
megavatio hora (MWh), gigavatio hora (GWh), teravatio hora (TWh) [19].
Equipo de medición: Es el instrumento utilizado para medir el consumo de energía y la potencia
eléctrica requerida por los usuarios en un tiempo determinado, así como otros parámetros [19].
Fiscalizador: Es el Regulador o quien ejerce la función de fiscalización de conformidad con lo
establecido en la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, su Reglamento, el Contrato de Concesión y
demás Normas Aplicables [18].
La Distribuidora: Empresa que ejerce la actividad de distribución de electricidad [18].
Media Tensión: Nivel de tensión mayor que 1 kV y menor que 69 kV [18].
Medición: Es el proceso de registrar los consumos de energía, potencia eléctrica u otros
parámetros eléctricos, en un determinado lapso [19].
Período de Control: Tiempo establecido por el Regulador para que La Distribuidora determine
la calidad del servicio prestado en dicho lapso [18].
Pliego tarifario: Documento en el que se establecen las tarifas máximas a aplicar por La
Distribuidora a sus usuarios y sus factores de ajustes [20].
Punto de Medición: Punto de la red de distribución seleccionado aleatoriamente por el
Fiscalizador, en el que deberán realizarse las mediciones correspondientes a una campaña de
medición [18].
Punto de entrega o suministro: Es aquel donde las instalaciones del usuario quedan conectadas
al sistema del operador y prestador del servicio, donde se delimitan las responsabilidades de
mantenimiento, guarda y custodia entre las partes [19].
Receptor directo del servicio: Es la persona natural o jurídica que hacen uso de la energía
eléctrica sin haber suscrito un contrato de servicio [19].
Régimen tarifario: Conjunto de normas y reglas aplicables para la fijación o modificación del
esquema de tarifas [19].
Registro de Medición: Almacenamiento de datos de mediciones de diferentes parámetros, en un
período determinado de tiempo [18].
Regulador: La Comisión Nacional de Energía Eléctrica o en su defecto el Órgano del Estado
Venezolano que tendrá a su cargo la regulación, supervisión, fiscalización y control de las
actividades que constituyen el servicio eléctrico, de conformidad con La Ley Orgánica del
Servicio Eléctrico, su Reglamento y demás Normas Aplicables [18].
32
Servicio eléctrico: Es la actividad prestacional ejercida por el Estado destinada a satisfacer la
necesidad de suministro de energía eléctrica a la colectividad garantizar el desarrollo integral del
país [19].
Sistema eléctrico: Es el conjunto de actividades, procesos, instalaciones, equipos y dispositivos
que se articulan e interconectan de manera sistémica y continua para prestar un servicio eléctrico
de calidad, a los niveles requeridos por los usuarios [19].
Tensión Nominal: Nivel de tensión de diseño y de funcionamiento de un sistema eléctrico [18].
Usuario: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación del servicio eléctrico, bien
como titular de un contrato o como receptor directo del mismo, sujeta a los derechos y
obligaciones que establece la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, su Reglamento y demás
Normas Aplicables [18].
Usuario de Alta Densidad: Es aquel ubicado en un Municipio denominado de alta densidad
[18].
Usuario de Baja Densidad: Es aquel ubicado en un Municipio denominado de baja densidad
[18].
Usuario de Mediana Densidad: Es aquel ubicado en un Municipio denominado de mediana
densidad [18].
Usuario de Muy Alta Densidad: Es aquel ubicado en un Municipio denominado de muy alta
densidad [18].
Usuario de Muy Baja Densidad: Es aquel ubicado en un Municipio denominado de muy baja
densidad [18].
Usuario en Alta Tensión: Usuario que recibe el servicio de electricidad a través de una red
eléctrica con tensión nominal mayor o igual que 69 kV [18].
Usuario en Baja Tensión: Usuario que recibe el servicio de electricidad a través de una red
eléctrica con tensión nominal menor o igual que 1 kV [18].
Usuario en Media Tensión: Usuario que recibe el servicio de electricidad a través de una red
eléctrica con tensión nominal mayor que 1 kV y menor que 69 kV [18].
Valores Admisibles de la Tensión: Límites de variación de la tensión para condiciones de
régimen permanente de funcionamiento del sistema [18].
Variación de Tensión: Aumento o disminución del valor de la tensión de suministro respecto a
la tensión nominal [18].
33
Estas Normas fueron diseñadas para aplicarse en cuatro (4) etapas contempladas en la primera
de las Disposiciones Transitorias:
4.1.2 Etapas de aplicación [18].
Etapa 1: Esta etapa debía regir a partir del momento de la publicación de esta Resolución
y finalizar el 30 de Junio de 2005, salvo que se indicara otra fecha en los Convenios
Transitorios o en los Contratos de Concesión que se suscribieran con cada una de las
empresas distribuidoras. La etapa está concebida para que la Distribuidora realice la
adecuación de todos sus procesos y pueda disponer de los equipos de medición y medios
informáticos necesarios para cumplir con las normas. No deben aplicarse sanciones por
incumplimiento de los límites admisibles.
Etapa 2: Debe iniciarse luego de culminada la etapa 1 y su duración tiene que ser de seis
meses. Corresponde a un período de transición, donde debe consolidarse la
implementación del proceso de fiscalización y control. Se inicia el control del nivel de
tensión y se sancionará a La Distribuidora por incumplimiento en la entrega de la
información requerida.
Etapa 3: Su inicio está pautado al concluir la etapa 2, siempre y cuando a juicio de la
Comisión Nacional de Energía Eléctrica el Pliego Tarifario vigente para la fecha de
entrada de esta etapa, remunere el costo del servicio con la calidad exigida en esta norma
y su duración sea de (3) años. Se establecen los mismos límites admisibles de tensión de
la etapa 2, con la diferencia que a partir de esta etapa La Distribuidora podrá ser
sancionada por el incumplimiento de tales valores.
Etapa 4: Comenzará luego que se haya cumplido con la etapa 3 y por ende contempla
límites admisibles más exigentes, La Distribuidora estará sujeta a la aplicación de
sanciones por el incumplimiento de los límites admisibles. Es la última etapa, para ello ya
todos los controles deben estar bien establecidos y en concordancia a lo que establecen las
normas de calidad. Su duración no está determinada en forma específica, se asume
permanente hasta que se decrete alguna nueva ley, reforma o los órganos competentes
indiquen algún cambio.
El enfoque de este libro está referido al nivel de tensión, por lo que el aspecto a destacar de
estas normas es la calidad del producto técnico y el principal objetivo del capítulo es presentar la
normativa y mostrar brevemente los aspectos más relevantes de la evaluación del nivel de
tensión.
34
4.1.3 Calidad del Producto Técnico [18]. La Calidad del Producto Técnico se refiere al grado de cumplimiento de los valores admisibles
establecidos en las Normas de Calidad del Servicio Eléctrico, determinado por mediciones
realizadas de los niveles de tensión del fluido eléctrico y la forma de onda de la tensión
suministrada por La Distribuidora.
Figura 4.1: Esquema de la calidad del producto técnico [18].
4.1.4 Niveles de tensión [18]. En el artículo 8 se especifican los niveles de tensión de la siguiente forma:
Alta Tensión:
Media Tensión:
Baja Tensión:
4.1.5 Variaciones en los niveles de tensión [18]. Las variaciones porcentuales permitidas de los niveles de tensión, deben ser medidas en los
puntos de suministro con respecto al valor nominal. La evaluación de los niveles de baja tensión
se establece según la densidad de carga de cada Municipio, mientras que en alta y media tensión
se contempla un solo rango de variación para dicho nivel. En la segunda de las Disposiciones
Transitorias de esta norma se muestran las variaciones porcentuales de las tensiones permitidas
para las Etapas 2 y 3. Por su parte el artículo 9 señala las variaciones porcentuales para la etapa 4.
Esto se puede observar mejor en la tabla 4.1.
Calidad del
producto técnico
Incumplimiento de los
límites admisibles
Campañas de
Medición
Períodos de
Control
Nivel de tensión Perturbaciones
Variaciones rápidas
de tensión (Fliker)
Perturbaciones
Puntos de medición Sanciones
Indicadores de
Calidad
35
Tabla 4.1: Variaciones porcentuales del nivel de tensión.
Nivel de tensión Variaciones
Etapa 2 y 3 Etapa 4
Alta Tensión ±8.0% ±5.0%
Media Tensión ±8.0% ±6.0%
Baja Tensión-Muy Alta Densidad ±8.0% ±6.0%
Baja Tensión-Alta Densidad ±8.0% ±6.0%
Baja Tensión-Mediana Densidad ±10.0% ±8.0%
Baja Tensión-Baja Densidad ±10.0% ±10.0%
Baja Tensión-Muy Baja Densidad ±10.0% ±10.0%
4.1.6 Períodos de Control [18]. El artículo 5 contempla que los períodos de control (número de meses que se deben tomar en
cuenta para la realizar la evaluación de la calidad del producto técnico) deben ser trimestrales. No
obstante, el Fiscalizador puede auditar en cualquier momento el proceso de medición y solicitar
la información que considere necesaria.
4.1.7 Control de tensión (Artículo 10)[18]. La evaluación del nivel de tensión se realizará mediante un indicador denominado Frecuencia
Equivalente de Desviación de Tensión (FEDT), que representa la proporción en que la tensión
medida se sitúa fuera de los límites admisibles, sin embargo, se debe tomar en cuenta las causas
que la originaron, dado que puede deberse a causas internas o externas a la Distribuidora. Este
indicador se calcula después de realizadas algunas mediciones en el sistema, a través de
campañas de medición que debe efectuar la Distribuidora para cada período de control en los
puntos de medición seleccionados por el Fiscalizador.
Los resultados de las mediciones deben reflejar los valores de tensión y la energía suministrada
por fase. Los registros de la energía suministrada en el período medido que se encuentren fuera
de la banda permitida servirán para el cálculo de las sanciones por incumplimiento de los valores
admisibles.
4.1.8 Campañas de Medición (Artículo 11)[18].
Las campañas de medición se realizarán por lapsos mínimos de siete (7) días calendarios en
puntos de medición de la red seleccionados por el Fiscalizador.
36
Para cada Municipio, dependiendo de su nivel de densidad, se seleccionarán en forma aleatoria
los puntos de medición en baja tensión, distribuidos en todo el período de control.
4.1.9 Reclamos por Baja Calidad del Producto Técnico (Artículo 18)[18].
Si no se puede solucionar el reclamo en una primera visita o el problema persiste se procederá
de la siguiente manera:
1. La Distribuidora deberá instalar un registrador para verificar el reclamo por un lapso
mínimo de (36) horas y un máximo de 14 días, y posteriormente tendrá un plazo no mayor
de (3) días para realizar un diagnóstico del problema e informar al usuario.
2. Concluido este período de diagnóstico La Distribuidora tendrá un lapso de (5) días para
solucionar el problema e informar al Usuario. Si la solución requiere más tiempo, La
Distribuidora presentará al Ente Regulador un informe donde justifique la prórroga antes
de estos (5) días.
3. Para verificar si el problema fue resuelto, La Distribuidora realizará nuevas mediciones
por un lapso no menor de (3) días e informará al Usuario y al Fiscalizador sobre la
solución del problema.
4. Para el caso específico de reclamos por límite de tensión, si se detecta el incumplimiento
de los límites, La Distribuidora quedará sujeta a una multa por cada día de retraso en la
solución del problema, contado a partir de la fecha límite para resolverlo. La Distribuidora
quedará sujeta a la aplicación de la multa calculada considerando la Energía Entregada
con Baja Calidad de la siguiente forma:
EEBC: Energía entregada con baja calidad, en kWh.
NDE: Números de días calendarios en exceso.
EPDU: Energía promedio diaria del Usuario, expresada en kWh.
FEDT: Frecuencia Equivalente de Desviación de Tensión, determinada durante la
primera medición.
FEES: Frecuencia Equivalente de la Energía Suministrada fuera de la Banda de Tensión
Permitida, determinada durante la primera medición.
ETCSUFD: Energía total consumida según última factura disponible, expresada en kWh.
37
TDF: Total días calendarios facturados.
Los días calendarios en exceso del límite permitido se contabilizarán hasta que La
Distribuidora haya dado solución a la falla que origina el reclamo.
5. Para los casos de reclamos realizados por varios Usuarios pertenecientes a un mismo
alimentador, La Distribuidora podrá realizar el procedimiento de diagnóstico y solución
del problema descrito anteriormente, con la instalación de un medidor en el alimentador
afectado.
6. Para el caso de incumplimiento de los niveles de tensión admisibles, por cada día de
retraso en la solución del problema, contado a partir de la fecha límite para resolverlo, La
Distribuidora quedará sujeta a la aplicación de la multa, considerando la Energía
Entregada con Baja Calidad calculada para cada Usuario utilizando el valor de FEES
obtenido en la medición del alimentador.
4.1.10 Sanción sobre la Calidad del Producto Técnico (Artículo 42)[18]. El monto de las multas aplicables al incumplimiento de los niveles de Calidad del Producto
Técnico se determinará de acuerdo con lo que se indica a continuación:
1. Sanción por Incumplimiento de los Valores Admisibles de Niveles de Tensión: El
monto de las multas por incumplimiento de los valores admisibles de nivel de tensión se
calcularán mediante la siguiente expresión:
Donde:
Sanción: Monto base de la multa a ser aplicada, en bolívares.
EEBC: Energía Entregada con Baja Calidad, expresada en kWh.
FP: Factor multiplicador, de acuerdo con el carácter de la sanción (ver tabla 4.2).
Tabla 4.2: Factores multiplicadores de acuerdo al carácter de la infracción [18].
Carácter de la infracción (FP)
Primera vez Ocasional Reiterado
1 20 25
n: Caso de estudio (a o b).
PPE(n): Precio Promedio de la Energía. Y se determinará mediante la siguiente expresión:
38
a. Por Incumplimiento de los Valores Admisibles de los Niveles de Tensión, como
resultado de las campañas de medición en un Municipio:
Donde:
PPE(a): Precio Promedio de la Energía expresado en Bs/kWh.
FTPC: Facturación Total de los últimos tres meses al cierre del Período de Control, expresado en
bolívares.
ETFPC: Energía Total Facturada en los últimos tres meses al cierre del Período de Control,
expresado en kWh.
La multa deberá determinarse en cada período de control, para cada Municipio en donde se
hayan detectado los incumplimientos de los valores admisibles. El monto de la multa se
distribuirá entre los Usuarios pertenecientes al Municipio.
b. Por Incumplimiento de los Valores Admisibles de Niveles de Tensión, como
resultado de reclamos de Usuarios:
Donde:
PPE(b) : Precio Promedio de la Energía expresado en Bs/kWh.
FUPC: Facturación del usuario de los últimos tres meses al cierre del Período de Control,
expresado en bolívares.
ETUPC: Energía Total Facturada al usuario en los últimos tres meses al cierre del Período de
Control, expresado en kWh.
c. Incremento de la sanción por incumplimiento en los valores admisibles de tensión en un
punto de medición:
Cuando en un punto de medición el indicador de Frecuencia de Desviación de Tensión supere
el tres por ciento (FEDT>3%), el monto de la multa correspondiente se incrementará en
proporción al tiempo transcurrido desde el último día de la primera medición hasta el primer día
de la medición que demuestre la solución del problema, de acuerdo con la expresión:
39
Donde:
Spm: Sanción originada en la primera medición de acuerdo con lo establecido en el numeral 1 de
este Artículo.
Dpm: Duración del período de la primera medición expresado en días.
Dnm: Duración del período desde el último día de la primera medición hasta el primer día de la
medición que demuestre la solución del problema, expresada en días.
Este criterio para la valoración del incremento de la multa se aplicará por un período de hasta
ciento ochenta (180) días calendarios. Si al cabo de dicho período, no se ha dado solución al
problema, el Regulador podrá incrementar el monto de la misma, en función de los antecedentes
de cada caso.
4.1.11 Aplicación de la Sanción en Calidad del Producto Técnico (Artículo 47) [18].
Hasta tanto el Regulador establezca otro criterio, al finalizar cada semestre del año calendario,
La Distribuidora presentará el informe de la calidad del Producto Técnico correspondiente a los
dos (2) períodos de control anteriores y procederá a acreditar las multas a que hubiere lugar, en la
facturación inmediata posterior a la decisión emanada del Regulador.
Es importante tener presente que estas normas no se han puesto en marcha, el documento legal
manejado para el proceso de fiscalización del estado Nueva Esparta son las “Normas de calidad
del Servicio de Electricidad y Sanciones del Estado Nueva Esparta”.
4.2 Normas de Calidad del Servicio de Electricidad y Sanciones. Nueva Esparta (SENECA).
Este conjunto de normas son las que se manejan actualmente en el Estado Nueva Esparta, por
lo que se resaltarán los aspectos más relevantes en cuanto a la evaluación de la calidad del
producto técnico que plantea, para luego establecer una comparación entre ambas normas.
4.2.1 Etapas de aplicación.
La sección 1 de esta norma presenta las tres etapas siguientes:
Etapa preliminar: estaba contemplada para iniciarse a partir del 1ro de enero de 1999.
Tendría una duración de 12 meses para los Municipios del Grupo I y 24 meses para los
Municipios del Grupo II. Esta etapa correspondía a un lapso de ajuste de la metodología
40
de medición y control en las etapas siguientes y a su vez definir la forma de intercambio
de información. El levantamiento de la información se iniciaría a partir del mes 7 para los
Municipios del Grupo I y a partir del mes 18 para los del Grupo II. Durante esta etapa no
se aplicarían penalizaciones.
Etapa I: Se iniciaría al terminar la etapa preliminar, estaba pautada para un tiempo de
duración de 36 meses y tenía como objetivo principal permitir a La Distribuidora la
adecuación de sus instalaciones y sistemas de información para cumplir con las
exigencias establecidas. Se evaluarían indicadores globales y puntuales por el usuario y el
incumplimiento de éstos conllevaría a sanciones. Actualmente el proceso de aplicación se
encuentra en esta etapa.
Etapa II: Se debía iniciar al terminar la etapa I. En esta etapa se ejercerían los controles
establecidos previamente para evaluar los indicadores de calidad y en caso del
incumplimiento de éstos, se aplicarían sanciones. Es la etapa final donde ya debían estar
ajustados todos los controles y procedimientos para la evaluación de los indicadores de
calidad.
4.2.2 Calidad del Producto técnico.
La sección 2 expresa lo correspondiente a la Calidad del Producto Técnico estableciendo que
La Distribuidora tenía la responsabilidad de efectuar las mediciones en los diferentes niveles de
tensión, así como el procesamiento de los datos, y tenerlos a disposición para cuando el Ente
Regulador los requiera. Para la evaluación de las mediciones se manejaban períodos de control
semestrales.
4.2.3 Niveles de tensión.
En la sección 2.1 se especifican las variaciones porcentuales con respecto a los valores
nominales (tabla 4.3). Siendo los niveles de tensión los mismos que establecen las Normas de
Calidad (2004).
Tabla 4.3: Variaciones porcentuales permitidas con respecto al valor nominal.
Nivel de tensión Etapa I Etapa II
Alta Tensión (AT) ±7.0% ±7.0%
Media Tensión (MT) ±10.0% ±8.0%
Baja Tensión (BT) ±10.0% ±8.0%
41
4.2.4 Campañas de medición.
La sección 2.2.1 tiene que ver con las Campañas de Medición y plantea lo siguiente: La
Distribuidora tiene la obligación de efectuar un registro válido del nivel de tensión en 54 puntos
de medición en la red de baja tensión. Los puntos de medición son seleccionados por el Ente
Regulador en forma aleatoria con un criterio estadístico, siendo el período de medición superior a
siete días corridos.
4.2.5 Indicadores Globales de Calidad de del Producto Técnico. La sección 2.2.2 precisa que a efectos de evaluar el conjunto de mediciones se determinarían
los siguientes indicadores:
a). Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión (FEBB).
FEBB: Frecuencia equivalente asociada a la banda B
NrgB: Cantidad de registros válidos asociados a la banda B.
NrgTOT: Cantidad total de registros válidos.
De esta frecuencia equivalente surgen dos posibles indicadores:
a.1). Frecuencia Equivalente dentro de la banda permitida (FEBPER).
a.2). Frecuencia Equivalente fuera de la banda permitida (FEBNoPER).
b). Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión Penalizada.
FEBPB: Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión Penalizada “B”.
NrgPB: Cantidad de registros Penalizados asociados a la banda B.
Nrgtot: Cantidad de registros Penalizados Totales.
c). Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Banda de Tensión.
42
∑
FEECB: Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Banda de Tensión.
EngB(med): Energía Registrada en la medición (med) asociada con la Banda de Tensión “B”.
EngT: Energía Total Registrada.
TotMed: Total de Mediciones realizadas en el período considerado.
El incumplimiento de los niveles de tensión permitidos en un lapso superior al 3% del período
que se efectúe la medición la Distribuidora quedará sujeta a la aplicación de sanciones hasta que
pueda comprobarse la solución del problema de forma clara y según lo establecido en esta
Norma. Las bandas de tensión que se consideran según la sección 2.2.1 para cada etapa son las
que muestra la tabla 4.4. Tabla 4.4: Bandas de tensión por etapas de aplicación.
Bandas de Tensión (%)
Etapa I Etapa II
10≤∆V<11 8≤∆V<9 11≤∆V<12 9≤∆V<10 12≤∆V<13 10≤∆V<11 13≤∆V<14 11≤∆V<12 14≤∆V<15 12≤∆V<13 15≤∆V<16 13≤∆V<14 16≤∆V<17 14≤∆V<15 17≤∆V<18 15≤∆V<16
18≤∆V 16≤∆V<17
17≤∆V<18
18≤∆V
Donde: | |
4.2.6 Sanciones.
Sección 6.5.1: El Ente Regulador aplicaría sanciones a La Distribuidora en caso de
incumplimiento de los valores admisibles y las sanciones se calculaban de la siguiente forma:
∑
Spm: sanción determinada para el período de medición.
43
: Sumatoria sobre las bandas penalizadas según correspondan con la etapa considerada
(±10% Etapa I y ±8% Etapa II).
ETF: Energía total facturada por La Distribuidora en el período controlado.
FEECB : Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Banda de Tensión.
CEBB: Valorización de la energía según la banda de tensión.
FEBPB: Frecuencia Equivalente por banda de tensión penalizada.
Dpm: Duración del período de medición.
Dnm: Duración del período en días hasta la realización de la nueva medición contado a partir de
la finalización del período de medición.
Este criterio para la valorización de la extensión de la sanción se aplicaría por un período de
hasta 180 días como máximo, si en este tiempo no se ha resuelto el inconveniente, el Ente
Regulador estaba en la obligación de incrementar el monto de acuerdo a los antecedentes de cada
caso particular. El costo de la energía para las distintas subetapas de la etapa 1 se presenta en la
tabla 4.5. Tabla 4.5: Costo de la Energía en la Etapa I.
Banda de tensión Valoración de la energía (Bs/kWh)
Subetapa I Subetapa II Subetapa III
10≤∆V≤11 34,45 40,3 47,15 11≤∆V≤12 59,94 70,12 82,04 12≤∆V≤13 84,75 99,14 115,99 13≤∆V≤14 110,24 128,96 150,88 14≤∆V≤15 294,89 344,97 403,6 15≤∆V≤16 479,54 560,98 656,33 16≤∆V≤17 664,2 776,9 909,05 17≤∆V≤18 848,85 992,99 1161,78
18≤∆V 1033,5 1209 1414,5
4.2.7 Reclamos de los Usuarios por Mala Calidad en el nivel de Tensión.
La sección 2.4 expresa que la Distribuidora debía ajustarse a una metodología definida por el
Ente Regulador a efectos de dar solución a los inconvenientes.
En la tabla 4.6 se presenta a modo de resumen una comparativa entre las Normas de Calidad del
Servicio de Distribución de Electricidad (2004) y las Normas de SENECA.
44
Tabla 4.6: Comparación de Normas.
Normas de Calidad de SENECA Normas de Calidad del Servicio de
Distribución de Electricidad (Nacional).
Etapas
Sección 1: Establece tres etapas que son: Etapa preliminar: Inicio: 1ro de enero de 1999, con una duración de 12 meses para un grupo de Municipios y 24 meses para otro grupo. Etapa de ajuste de metodología de medición. No se aplican penalizaciones. Etapa I: Se inicia al terminar la etapa preliminar, tiene una duración de 36 meses. Es una etapa de adecuación de las instalaciones de la Distribuidora. Se aplican sanciones por incumplimiento. Etapa II: Se inicia al terminar la etapa I. Se ejercerán los controles establecidos previamente y en caso del incumplimiento de estos, se aplicarán sanciones.
La Primera de las Disposiciones Transitorias: contempla cuatro etapas, a mencionar: Etapa 1: Está concebida para que la Distribuidora realice la adecuación de todos sus procesos y medios informáticos necesarios para cumplir con las normas. No se aplicarán sanciones por incumplimiento de los límites admisibles. Etapa 2: Se inicia luego de culminada la etapa 1 y tiene una duración de seis meses. Corresponde a un período donde debe consolidarse la implementación del proceso de fiscalización y control. Se sancionará a La Distribuidora por incumplimiento en la entrega de la información requerida. Etapa 3: Se inicia al concluir la etapa II y su duración será de (3) años. La Distribuidora podrá ser sancionada por el incumplimiento de valores admisibles. Etapa 4: Etapa final donde deben estar ajustados todos los controles.
Períodos de
Control Sección 2: Los períodos de control serán semestrales. Artículo 5: Los períodos de control corresponderán a los
trimestres de un año calendario.
Valores Admisibles
de tensión
Sección 2.1: Se establecen valores admisibles de variaciones de tensión para cada etapa que comprende un rango de valores porcentuales fijos para cada nivel de tensión (alta, media, baja).
Artículo 9: Se establecen valores admisibles de variaciones de tensión para cada nivel de tensión (alta, media, baja). Sin embargo, en lo que corresponde a baja tensión se presenta una clasificación por densidad de carga del Municipio.
Mediciones Sección 2.2: Tradicionalmente en Nueva Esparta, se calcula como el promedio del registro.
Artículo 10: Establece que los resultados de las mediciones de tensión y energía deben ser especificados por fase.
Lapsos de las
Campañas de
medición.
Sección 2.2.1: Se deben efectuar mensualmente un registro válido del nivel de tensión por un tiempo superior a 7 días.
Artículo 11: Las mediciones se deben efectuar en cada Municipio, durante lapsos mínimos de 7 días y los registros se harán cada (10) minutos.
Indicadores de
Calidad
Sección 2.2.2: Se calcularán Indicadores Globales de Calidad de del Producto Técnico por bandas de tensión, cada una asociada a un costo de energía. Sección 2.2.1: Si se incumplen los niveles de tensión en un lapso superior al 3% del período que se efectúe la medición La Distribuidora quedará sujeta a la aplicación de sanciones hasta que pueda comprobarse la solución del problema de forma clara y según lo establecido en esta Norma.
Artículo 13: Se calcularán Indicadores de la Calidad del Nivel de Tensión por punto de medición y por Municipio, considerando solo dos bandas: la permitida y la no permitida. Si se incumplen los niveles de tensión en un lapso superior al 3% del período que se efectúe la medición La Distribuidora quedará sujeta a la aplicación de sanciones.
Reclamos de los
Usuarios.
Sección 2.4: Reclamos de los Usuarios por Mala Calidad en el Nivel de Tensión. La Distribuidora deberá ajustarse a la metodología definida por el Ente Regulador a efectos de dar solución al inconveniente.
Artículo 18: Reclamos por Baja Calidad del Producto Técnico. Si no se puede solucionar el reclamo en una primera visita o el problema persiste se procederá de forma análoga a las Normas de SENECA, que difiere básicamente los tiempos que deben ejecutarse las distintas acciones.
Sanciones
Sección 6.5.1: Calidad del producto técnico, el Ente Regulador aplicará sanciones a La Distribuidora en caso de incumplimiento de los valores admisibles. Utilizando un criterio para la valorización de la sanción que dependerá del tiempo que se prolongue el problema hasta que se compruebe su solución.
Artículo 42: El monto de las multas se calcula para cada punto de medición que incumpla con los valores admisibles, así como para cada Municipios. Las sanciones dependen del tiempo de duración del inconveniente hasta su posterior solución y se aplica un factor de la infracción que la aumenta de acuerdo a carácter reiterativo del problema.
Informe de calidad
Sección 2.2: Semestralmente La Distribuidora presentará un informe indicando el grado de cumplimiento respecto de las mediciones indicadas por el Ente Regulador y los resultados de las mismas.
Artículo 20: Al finalizar cada semestre del año calendario, salvo que el Ente Regulador especifique otra cosa, La Distribuidora debe presentar un informe de su gestión, que contenga los dos últimos períodos de control desagregado por mes.
CAPÍTULO 5
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO EN EL ESTADO
NUEVA ESPARTA.
5.1 Situación actual.
El Estado Nueva Esparta pertenece a la región insular, está conformado por 11 Municipios y 13
subestaciones, (ver Apéndice C). Desde el año 1999 se viene aplicando un proceso de evaluación
de la calidad del producto técnico con las antiguas normas de SENECA y hasta la fecha, aún se
maneja este instrumento legal dentro del marco de fiscalización llevado a cabo por el MPPEE en
su Dirección General de Fiscalización, sin embargo, los procedimientos de ejecución e
intercambio de información entre el ente fiscalizador y la distribuidora de este estado, se manejan
mediante una estructura informática débil, que dificulta la obtención de datos del sistema de
distribución y del proceso de evaluación de forma organizada y eficiente.
La metodología del proceso se basa principalmente en tres aspectos que vinculan al Regulador
(DGFSE) y la Distribuidora (CORPOELEC Nueva Esparta), y son las siguientes:
1. Envío y solicitud de información.
2. Ejecución de las mediciones de los parámetros de tensión y energía.
3. Evaluación de los indicadores de la calidad del producto técnico.
5.1.1 Envío y solicitud de información.
El primer aspecto referente al envío y solicitud de información se inicia con el establecimiento
de un cronograma de actividades (figura 5.1) y está conformado básicamente por tres elementos,
las campañas de medición, la información mensual y la información semestral.
5.1.1.1 Campañas de medición.
Cada mes el Regulador (o Fiscalizador) selecciona 54 puntos de transformación de la red de
baja tensión del sistema del sistema eléctrico de Nueva Esparta, que serán objeto de evaluación a
través de la ejecución de las mediciones en dichos puntos distribuidos por Municipios, según la
tabla 5.1 correspondiente a lo establecido en las normas de SENECA.
46
Toda la información acerca de los puntos de transformación del estado Nueva Esparta se
encuentra almacenada en una hoja de cálculo de la herramienta Open Office.
Los puntos son seleccionados aleatoriamente y son enviados en formato de documento portátil
(pdf) a la distribuidora vía correo electrónico.
SEMESTRE (N) INICIO DEL SEMESTRE
(N+1) Período de Control I Período de Control II MES 1
Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 1 Mes 2 Mes 3
Figura 5.1: Cronograma del intercambio de información de forma general.
Tabla 5.1: Cantidad de mediciones mensuales por Municipio (Norma SENECA)
MUNICIPIO NORMAS SENECA Mariño 8 Maneiro 8 García 6 Díaz 4
Marcano 4 Gómez 4
Arismendi 4 Antolín del Campo 4
Península de Macanao 4 Villalba 4 Tubores 4 TOTAL 54
Posterior a la ejecución de la campaña de medición la distribuidora debe remitir la siguiente
información:
5.1.1.2 Información mensual.
Mensualmente la distribuidora envía en forma digital la información estipulada en el contrato
de concesión para evaluar la calidad del producto técnico en un plazo no mayor de cinco (5) días
luego de culminado el mes, y el contenido de dicha información es el siguiente:
Regulador
Campaña de Medición
(5) días antes del mes.
Información Mensual
Durante los (5) luego de terminado el mes
Informe
Semestral
Durante(10) luego de
terminado el semestre
Distribuidora
47
Comprobación de las Campañas de Medición.
Las condiciones operativas de los analizadores de red.
El cronograma de instalación y desinstalación de analizadores de red para con sus
respectivos puntos de medición.
Proceso de instalación y retiro de los analizadores de red fotos del proceso
(Opcional).
Los Resultados de mediciones de tensión y energía del mes por fase, provenientes de los
analizadores de red. Estos archivos son enviados en carpetas digitales con la
identificación del punto de medición (código), del mes y el número asociado a la campaña
en el formato de texto que se extrae del equipo de medición.
Los indicadores de la calidad del producto técnico desagregado por punto de medición y
por Municipio en el mes. De existir puntos fuera de la banda permisible se anexa la
información con la remedición de esos puntos (Formato .xls: hoja de cálculo de la
herramienta Microsoft Office).
Cálculo de las sanciones de los puntos de medición fuera de las bandas permisibles.
(Formato .xls: hoja de cálculo de la herramienta Microsoft Office).
5.1.1.3 Información Semestral.
Transcurrido un semestre la distribuidora de Nueva Esparta remite en forma más específica los
detalles de la gestión de su sistema eléctrico incluyendo los planes de inversión a corto plazo, el
contenido de la información para el año 2011 fue el siguiente:
1. Producción, compra, venta y pérdidas de energía.
2. Cantidad y capacidad de subestaciones por nivel de tensión.
3. Longitud de alimentadores por nivel de tensión.
4. Alimentadores de media tensión y centros de transformación.
5. Características de las subestaciones y alimentadores.
6. Histórico de corrientes máximas registradas en los transformadores de potencia año.
7. Histórico de corrientes máximas registradas en los alimentadores.
8. Histórico de interrupciones registradas en los alimentadores de las subestaciones.
9. Indicador de la frecuencia media de interrupción por kVA instalado (FMIK) desagregado
mensualmente para los alimentadores de las subestaciones.
10. Indicador del tiempo total de interrupción por kVA instalado (TTIK) desagregado
mensualmente para los alimentadores de las subestaciones.
48
11. Cuadro resumen de los indicadores de la calidad del servicio técnico en las subestaciones.
12. Histórico de transformadores dañados en los alimentadores de distribución año 2011.
13. Planes de mantenimiento y ejecución.
14. Planes de inversión y ejecución para los próximos cinco (05) años (2015- 2020)
15. Factibilidades de servicio.
16. Características de los Municipios.
17. Centro de operaciones de distribución COD.
18. Centro de atención de llamadas CALL.
19. Almacenes.
20. Datos relevantes de los emplazamientos de Generación Distribuida (GD).
21. Diagrama unifilar de la red de distribución año 2011 (En Formato de la Empresa).
22. Diagrama unifilar de las subestaciones de distribución año 2011. (En Formato de la
Empresa).
Los puntos del 1 al 20 se presentan en formato .xls (hoja de cálculo de la herramienta
Microsoft Office) y la información también se utiliza para la evaluación del servicio técnico otro
tópico de calidad de energía que no forma parte de este estudio.
El intercambio de información mediante hojas de cálculo conlleva a un manejo engorroso,
aunado a que cada ente involucrado trabaja con diferentes sistemas operativos (S.O) (el MPPEE
con S.O Ubuntu y CORPOELEC Nueva Esparta S.O Windows). Por lo tanto, el uso de este
formato implica cierta deficiencia para la obtención de la información de un sistema a otro, así
como para el manejo interno de la información.
5.1.2 Ejecución de las mediciones.
El número de mediciones que han debido realizarse por mes desde el año de 1999 es de 54, no
obstante, este valor ha sido casi utópico y en muy pocas ocasiones se han podido realizar
mensualmente en su totalidad. Un ejemplo y el caso más reciente se observa en el año 2011, año
en el cual las mediciones realizadas no alcanzaron la cantidad prevista en ninguno de los meses y
por ende un lapso crítico de evaluación de la calidad del producto técnico, (ver tabla 5.2). El mes
en el que se realizaron la mayor cantidad de mediciones fue mayo y los puntos medidos fueron 35
aproximadamente un 64% de la totalidad de las medidas requeridas (54). El mínimo número de
puntos evaluados se observó en el mes de octubre con un total de 8 medidas, lo que equivale a un
49
valor cercano a un 15% del total. Este número de mediciones indica otra debilidad en el proceso
de evaluación.
Hasta el segundo semestre del año 2011 CORPOELEC Nueva Esparta contaba con 13 equipos
analizadores de red operativos, marca UNIPOWER modelo UP2210, esta cantidad de equipos no
es suficiente para cubrir las campañas, y aunque la Distribuidora realizó una compra de 21
analizadores de red marca UNIPOWER en el año 2010, estos equipos están almacenados y no
pueden ser utilizados hasta tanto la no se cancele la totalidad de la compra (144.028,00 USD)
para poder liberar su licencia de uso.
Tabla 5.2: Puntos de Medición durante el primer y segundo semestre del año 2011.
MESES CANTIDAD DE PUNTOS MEDIDOS
Enero 10
Febrero 26
Marzo 29
Abril 13
Mayo 35 Junio 33
Julio 27
Agosto 30
Septiembre 12
Octubre 8 Noviembre 23
Diciembre 16
TOTAL 262
5.1.2.1 Características de los Analizadores de Red UP2210 [23].
“Los equipos analizadores de red marca UNIPOWER UP2210 son capaces de:
Registrar parámetros de calidad de Energía tales como tensión, armónicos,
interarmónicos, flicker, THD, sags & swells, transientes, frecuencia, etc.
Medir valores instantáneos de energía activa y reactiva, potencia, voltaje, corriente,
cos(φ), factor de potencia, por fase y / o totales.
Tiene 2 procesadores: uno para registros de calidad y otro para registros de energía.
Almacena perfiles de carga en intervalos de tiempo seleccionables (1, 2, 3, .....10,... 15,.....
minutos).
Se puede seleccionar y programar las cantidades y magnitudes de parámetros a medir, así
como los intervalos de tiempo.
50
Se puede programar y manejar desde una estación de trabajo remota o directamente
conectada a una laptop al analizador.
Permite las actualizaciones (upgrade) del firmware por software.
Pantalla LCD con fondo fluorescente, con capacidad gráfica incorporada para
visualizar los registros por fases y totales.
Memoria con capacidad de almacenamiento de registros de parámetros de calidad y de
energía por más de 65 días (catálogo dice 20 días y automáticamente baja la
información en una estación de trabajo).
Poseen también un “Sistema de Administración de Calidad de Potencia UP2210- PQ
SECURE”, es una perfecta solución para la supervisión remota de las redes eléctricas y calidad
de energía. El sistema es de fácil uso y proporciona monitoreo continuo de todos los parámetros
de calidad de energía en toda la red (cumple la Norma IEC 61000-4-30 Clase A), con la ayuda
de estos datos usted puede rastrear las diferentes perturbaciones y al mismo tiempo determinar su
direccionalidad”.
La Distribuidora en este momento (año 2012), no cuenta con el vehículo automotriz
indispensable para la colocación de los equipos analizadores de red en los postes, por lo que la
aleatoriedad de la selección de los puntos de transformación se ve afectada. De esta forma la
selección se realiza de forma manual para poder maximizar el aprovechamiento de los equipos en
los puntos de medición que estén disponibles (puntos de transformación en caseta).
5.1.3 Evaluación de los indicadores de la calidad del producto técnico.
La Distribuidora realiza la evaluación de los indicadores de la calidad del producto técnico,
según lo establecen las normas de SENECA, por su parte el Regulador tiene la obligación de
verificar dichos datos. Este procedimiento de evaluación está precedido por los puntos anteriores,
es decir, que el intercambio de información y la ejecución de las mediciones inciden de manera
directa en la verificación de la gestión de la Distribuidora y posiblemente en la calidad del
servicio. La deficiencia de los procesos anteriores impide la correcta evaluación de los
indicadores que determinan si se cumplen o no los límites admisibles del nivel de tensión o de las
perturbaciones.
51
5.2 Enfoque a nivel Nacional.
Los procedimientos ejecutados por la Distribuidora de Nueva Esparta obedecían a su
reglamento interno, debido a que esta empresa presentaba un ordenamiento privado, a partir del
año 2009 todas las empresas Distribuidoras de electricidad en Venezuela se fusionaron en la
Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC) y de conformidad con el marco legal vigente,
todas tienen la obligación de adecuarse a estos reglamentos iniciando en el estado Nueva Esparta
con una transición de normas que permita escalar los procedimientos a nivel nacional.
Uno de los objetivos planteados inicialmente para el desarrollo de este libro era realizar una
aplicación computacional para la evaluación de los indicadores del nivel de tensión en toda
Venezuela en función de las “Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad año
2004”, pero las deficiencias que se han ido mencionando le agregan un grado de complejidad a
este proyecto.
La evaluación debía partir de un nuevo concepto de agrupamiento geográfico y eléctrico
introducido para el diseño de las normas del 2004 que son los Sectores de Distribución Típicos
(SDT), concepto que define una densidad de carga por Municipio, (término que va estrictamente
relacionado con la especificación del pliego tarifario) y así se establecen la cantidad de
mediciones en un estado. En este sentido las mediciones a realizar en un trimestre se planificarían
según la tabla 5.3.
Tabla 5.3: Cantidad de mediciones en un Período de Control por Densidad de Carga [18].
Densidad del Municipio Cantidad Mínima de Puntos de
Medición
Muy Alta 35
Alta 20
Mediana 10
Baja 8
Muy Baja 4
La especificación de las diferentes densidades de los Municipios fueron determinadas mediante
un estudio desarrollado por FUNDELEC. Los resultados se presentaron en el año 2004 y en
términos generales se definieron algunas características que permitieron plantear ciertos
indicadores para así poder asociar los distintos Municipios en cinco (5) categorías
correspondientes a las establecidas en las normas de calidad.
52
5.2.1 Sectores de Distribución Típicos.
El estudio partió de la determinación de los Sectores de Distribución Típicos (SDT) una
concepción que surge en Venezuela a partir del año 2003 como criterio de agrupamiento y
caracterización de las redes de distribución que permitiría consolidar patrones de consumo de
suscriptores y la dispersión espacial de la demanda de forma vinculada con los espacios
territoriales definidos por las divisiones geopolíticas que representan los Municipios [21].
Dicho de otra forma los SDT se refieren a áreas eléctricas y/o geográficas dentro de las cuales
el mercado abastecido y el servicio brindado tienen características similares y pueden
considerarse como homogéneas, es decir, que poseen valores agregados de distribución por
unidad de kW. Los SDT se caracterizan o agrupan con base a determinadas variables o
indicadores. Para cada uno se establece el conjunto de instalaciones de distribución eficientes
para abastecer su mercado, representado principalmente por su densidad y distribución geográfica
de carga [22].
Otra definición importante considerada en este estudio de FUNDELEC, fue la de unidades
operativas que se refieren al mayor nivel de detalle en que las empresas eléctricas deben presentar
la información técnica y económica que se requiera. Para el cálculo de lo SDT en el estudio de
costos y tarifas 2004-2007 se acordó trabajar con los MUNICIPIOS como unidad operativa, dado
que fue una forma coherente de agrupar empresas distribuidoras con los clientes de sus
respectivos Municipios [22].
Basado en este criterio de agrupación (SDT), el Ministerio de Energía y Minas promulgó las
Normas de calidad del Servicio Eléctrico, las cuales establecen la obligatoriedad de la prestación
de un servicio confiable y de calidad según índices aplicables a cada Sector de Distribución
Típico [22]. Parte de la información que se le solicitó a cada una de las empresas eléctricas por
cada uno de los Municipios de las respectivas áreas de concesión fue [22]:
1. Área según el Instituto Geográfico Venezolano Simón Bolívar (variable filtro).
2. Número de habitantes.
3. Energía Anual Facturada.
4. Número Total de Clientes Anuales.
5. Número de Clientes en Alta, media y Baja Tensión (promedio anual).
6. Kilómetros de líneas de Alta, Media y Baja Tensión.
7. Demanda Máxima Coincidente.
53
8. Potencia Instalada (Transformadores de Media Tensión a Baja Tensión).
9. Área Electrificada.
Otras variables que se incluyeron adicionalmente, fueron unas variables del Instituto Nacional
de Estadísticas, INE: área geográfica, población y viviendas.
La información fue recopilada en una sola base de datos y depurada de los datos atípicos y/o
errores de registro, tales como Municipios compartidos por distintas empresa en el mismo estado
y se tradujo en el cálculo, análisis y selección de indicadores. A pesar de esto, los resultados de
este estudio omiten algunos Municipios, por falta de información.
Los resultados obtenidos de los indicadores establecidos se combinaron para construir una
variable resumen, la cual fue denominada “Densidad de Carga”. Esta variable se dividió en cinco
(5) grupos de clasificación que asocia los Municipios en forma relativamente homogénea y que
conforma los cinco Sectores de Distribución Típicos, denominados como de Muy Alta Densidad,
Alta Densidad, Mediana Densidad, Baja Densidad y Muy Baja Densidad, en concordancia con el
“orden” resultante de la clasificación (tabla 5.4) [22].
Los municipios no incluidos en el análisis y aquellos que no poseían información suficiente que
permitiera su clasificación automática, fueron ubicados en una de las cinco categorías obtenidas.
Esta clasificación al igual que las normas de calidad fueron creadas para iniciar su ejecución en
el año 2004, ya han transcurrido 8 años y las condiciones en la actualidad deben haber cambiado
en lo que se refiere a patrones de consumo de energía por área geográfica en algunas regiones.
Tabla 5.4: Sectores Típicos de Distribución [21].
TIPO DE SDT DESCRIPCIÓN TIPOLOGÍA TÍPICA DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
MAD Muy Alta Densidad Redes malladas (subterráneas), anilladas o radiales- permiten configuración dinámica de las áreas servidas.
AD Alta Densidad Redes anilladas o radiales- permiten configuración dinámica de áreas servidas
MD Mediana Densidad Redes aéreas radiales- permiten configuración dinámica de áreas servidas
BD Baja Densidad Redes aéreas radiales
MBD Muy Baja Densidad Redes aéreas radiales
La clasificación de los Municipios a nivel nacional con sus respectivas cantidades de
mediciones asociadas, provenientes del trabajo de FUNDELEC se muestra en el Apéndice C. La
54
tabla 5.5 presenta la distribución de mediciones en un período de control (un trimestre) según este
estudio en el estado Nueva Esparta.
Tabla 5.5: Densidad de carga por Municipio del estado Nueva Esparta como resultado del estudio de FUNDELEC.
Municipio Densidad de Carga Normativa nacional Maneiro Muy Alta 35 Marcano Muy Alta 35 Mariño Muy Alta 35
Antolín del Campo Alta 20 Arismendi Alta 20
Díaz Alta 20 García Alta 20 Gómez Alta 20 Villalba Mediana 10
Península de Macanao Baja 8 Tubores Muy Baja 4
TOTAL 227
La tabla 5.2 indica que la cantidad de mediciones realizada el año 2011 fue de 262 y la tabla 5.5
proveniente de los resultados del estudio de FUNDELEC arroja que el total de mediciones en un
trimestre debe ser de 227, por lo tanto, parece ser poco factible un proceso transitorio de normas
manteniendo las mismas condiciones de desarrollo del proceso de evaluación de la calidad del
producto técnico.
CAPÍTULO 6
FUNDAMENTOS PARA LA EVALUACIÓN DE CALIDAD DE ENERGÍA.
6.1 Importancia del proceso de evaluación de la calidad de energía.
La gestión de un sistema eléctrico depende de muchos factores y en este contexto se ven
involucrados diferentes protagonistas, entre ellos están, la distribuidora de electricidad, los
usuarios y el estado. Por tal motivo, es necesario definir distintos indicadores que permitan juzgar
la calidad del servicio eléctrico, y de esta forma afianzar los vínculos Distribuidora-Usuario
donde se establezcan y se apliquen los derechos y deberes de cada uno para hacer del sector
eléctrico en Venezuela un negocio autosustentable.
Un sistema eléctrico bien llevado genera satisfacción en los usuarios permitiendo establecer la
recaudación tarifaria requerida para el mantenimiento de estas condiciones del servicio, por otro
lado, un sistema deficiente genera descontento en la población y deben aplicarse medidas para
revertir la situación. Ésta es la razón por la que tiene que existir una figura mediadora (el
fiscalizador) entre los usuarios/distribuidora y un marco legal mediante el cual se pueda evaluar
el cumplimiento o no de las responsabilidades de los entes involucrados.
El proceso de evaluación de la calidad del servicio eléctrico o calidad de energía entonces, es
un tema de vital importancia, ya que es la forma de determinar las condiciones del sistema
eléctrico y el servicio prestado por las empresas distribuidoras en función de planear las mejoras
necesarias, plantear el diseño de nuevas redes de acuerdo al crecimiento de la demanda, así como
para la aplicación de sanciones por incumplimiento de los límites establecidos, todo esto, con el
fin de lograr un servicio rentable económicamente y acorde a los requerimientos de los usuarios.
6.2 Estandarización de los procedimientos.
La verificación de los procesos referentes a los sistemas de distribución y en general a los
sistemas eléctricos está sujeto a una cantidad de información que necesariamente debe ser
56
manejada de forma organizada y dentro de un marco de normas que permita la permanencia y el
mejoramiento de los esquemas, las metodologías y los procedimientos empleados para la
evaluación de la gestión eléctrica.
La organización de toda esa información tiene que estar normalizada bajo estándares,
preferiblemente internacionales para sacar el mayor provecho de la experiencia adquirida en otros
países en campos de estudio similares. La evaluación de la calidad de energía por su parte, exige
requisitos informáticos para el manejo e intercambio de la información, para la ejecución de los
procesos de medición y para todo lo referido al tema, que internacionalmente ya se han
establecido en normas técnicas y han permitido la consolidación del manejo de los sistemas
eléctricos. Por ejemplo, dos organismos que han presentado una serie de normas con respecto a la
medición de la calidad de energía como parte de la gestión de un sistema eléctrico son La IEEE
(Institute of Electrical and Electronics Engineers) y la IEC (International Electrotechnical
Commission). Ambos organismos pretenden la estandarización de los procesos en varios ámbitos,
para establecer bases comunes y en concordancia con los avances tecnológicos a nivel mundial
en cuanto a la ingeniería eléctrica y otros aspectos del área científica.
La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) es una organización cuyo objetivo es promover
la cooperación internacional en todos los aspectos relativos a la normalización en los campos
eléctrico y electrónico. Con este fin y como complemento a otras actividades, la IEC publica
Normas Internacionales, Especificaciones Técnicas, Informes Técnicos, Especificaciones
Disponibles al Público (PAS) entre otras. Su elaboración está a cargo de comités técnicos.
Las decisiones o acuerdos oficiales de IEC sobre materias técnicas se expresan lo más cerca
posible de un consenso internacional de opinión sobre los temas en cuestión. Las publicaciones
IEC tienen la forma de recomendaciones para uso internacional y son aceptados por los Comités
Nacionales en ese sentido.
El primer aspecto que conviene destacar, se refiere a las recomendaciones de este organismo
con respecto al intercambio de información, la cual se presenta en la norma IEC-61968.
6.2.1 Norma IEC-61968
La serie IEC-61968 tiene por objeto facilitar la integración de los diversos sistemas y
aplicaciones de software que sirven de apoyo a la gestión de las redes de distribución eléctrica.
Esta norma fue creada para facilitar el acoplamiento con la mayor heterogeneidad posible en lo
57
referente a idiomas, sistemas operativos, protocolos y herramientas informáticas de gestión de
procesos, así como para soportar aplicaciones que necesiten intercambiar datos.
La norma IEC-61968 presenta una serie que, en conjunto, define las interfaces para los
elementos principales de una arquitectura del Manejo del Sistemas de Distribución (DMS) (Ver
figura 6.1). La norma inicia con una primera parte de identificación y establecimiento de los
requisitos para las interfaces de aplicación, basado en un Modelo de Referencia de la Interfaz
(IRM). Las siguientes partes de la norma, se basan en cada interfaz identificada en la IRM.
Este conjunto de normas se limita a la definición de interfaces de aplicación. Los métodos y
tecnologías utilizadas para implementar la funcionalidad en relación a estas interfaces están fuera
del alcance de aplicación de estas normas. Tal como se plantea en la serie IEC-61968, el DMS se
compone de diversas áreas, aplicaciones y funciones para administrar las redes de distribución
eléctrica, incluyen el seguimiento y control de los equipos para el suministro de energía, los
procesos de gestión para garantizar la confiabilidad del sistema, el control del voltaje, la
demanda, la gestión de apagones, la gestión del trabajo, la cartografía automatizada y gestión de
instalaciones.
Figura 6.1: Ámbito de aplicación de la norma IEC-61968-1 [27].
La IEC61968 recomienda que las interfaces de un sistema eléctrico se definan utilizando
Lenguaje de Modelado Unificado (UML) y el formato de datos para el intercambio de
documentos estructurados y de información entre los diferentes sistemas informáticos en Internet,
58
es el Extensible Markup Language (XML). El formato XML es el más adecuado para el dominio
de las interfaces en el manejo de sistemas de distribución.
La comunicación entre los componentes de la aplicación de la IRM requiere compatibilidad en
dos niveles:
Los formatos de mensaje y protocolos.
El contenido del mensaje claro, es decir, debe entenderse mutuamente sin ambigüedades.
El panorama general de estudio de la norma IEC-61968 se presenta en la figura 6.2. En esta
figura se presentan todos los aspectos que abarca la norma y se indica con especial atención el
subconjunto 9 que se refiere a la medición y control del sistema y establece las interfaces y el
formato de los mensajes en la transmisión de datos en el proceso de evaluación de la calidad de
energía, por tratar los aspectos relevantes sobre el intercambio de información en cuanto a la
medición y lectura de datos del sistema eléctrico.
Figura 6.2: Aplicaciones de la norma 61968 [27].
6.2.1.2 IEC 61968-9.
Esta parte de la norma IEC 61968-9 tiene como propósito definir un estándar para la
integración de los sistemas de medición (MS), que incluiría vías automatizados de lectura de
medidores (AMR), con otros sistemas y funciones. El ámbito de aplicación de esta norma es el
intercambio de información entre el sistema de medición y de otros sistemas dentro de la empresa
59
de servicios. Los detalles específicos de protocolos de comunicación de dichos sistemas no están
contemplados dentro de su alcance.
La parte 9 de la norma IEC-61968 especifica el contenido de información de un conjunto de
tipos de mensajes que se pueden utilizar para apoyar muchas de las funciones de negocio
relacionadas con la lectura de contadores y de control. Los usos típicos de los tipos de mensajes,
incluyen la lectura de contadores, la sincronización de datos, entre otros. Aunque está destinado
principalmente para redes de distribución eléctrica, puede ser utilizada para otras aplicaciones de
medición.
Las capacidades y la información proporcionada por un sistema de lectura de contadores son
importantes para una variedad de propósitos, incluyendo (pero no limitados a) los datos del
intervalo de medición en función del tiempo, la demanda de datos, datos de energía (producción y
uso), la interrupción del servicio, el servicio de restauración, el monitoreo de la calidad del
servicio, el análisis de redes de distribución, la planificación de la distribución, la reducción de la
demanda, la facturación al cliente y la gestión del trabajo. Esta norma también se extiende a la
CIM (Common Information Model) para apoyar el intercambio de datos del medidor.
La norma presenta mayor detalle y profundidad, no obstante, se quiere mostrar sólo la
existencia de esta información ya que plantear todos los aspectos que contempla, sería un tema de
estudio de la norma en general y está fuera del alcance de este libro.
Otro aspecto importante que conviene enmarcar dentro de un estándar, se refiere a los puntos de
medición, debido a que las normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad (2004)
no lo especifican de forma clara y concisa. En cuanto a este aspecto el organismo conocido como
la IEEE ha desarrollado un documento de especificación de los puntos de medición para la
evaluación de la calidad de energía conocido como “punto de acoplamiento común”,
considerando que los puntos de medición, pueden permitir evaluar distintos fenómenos asociados
a calidad de energía no mencionados a lo largo de este estudio.
6.2.2 Punto de acoplamiento común (PCC) (Point of Common Coupling).
La norma internacional IEEE 519-1992 establece un lugar de medición denominado punto de
acoplamiento común, que se refiere a un punto donde convergen varios consumidores, o dicho de
otra manera, es el punto común donde varios consumidores se conectan al sistema y su calidad de
servicio puede verse afectada. El PCC puede estar en el primario o en el secundario del
transformador principal de alimentación, dependiendo si son usuarios en media/alta o en baja
60
tensión [11]. En baja tensión entonces, un punto de medición debe ubicarse o considerarse en los
puntos de transformación secundarios (figura 6.3) que alimentan a los diferentes tipos de cargas,
sea residencial, industrial, comercial, entre otras, y se pueden ubicar de acuerdo a si la instalación
es aérea o subterránea, principalmente en tres lugares de la red de distribución a mencionar:
poste, caseta o pedestal.
Figura 6.3: Punto de acoplamiento común baja tensión [7].
En media y alta tensión el punto de acoplamiento entre la red y las instalaciones de los usuarios,
se puede ubicar en el primario del transformador (figura 6.4), ya que generalmente la conexión
viene directamente de la barra y el usuario en muchos casos incluye su propio transformador para
adecuarlo a sus procesos.
Figura 6.4: Punto de acoplamiento común en alta y media tensión [7].
6.2.3 Funcionamiento de los equipos.
Tal y como se ha mencionado antes, la IEC y la IEEE han desarrollado normas que abarcan
muchos aspectos, desde las interfaces para el intercambio de información hasta los lugares de
ubicación de los equipos de medición, pero esto es sólo una simple introducción o resumen del
alcance de estos organismos con sus documentos técnicos en cuanto a calidad de energía, debido
a que también la IEC por ejemplo, ha propuesto como complemento al tema, la norma IEC-
61000-4-30 clase A, referida al funcionamiento de los equipos utilizados para la medición de
calidad de energía.
Esta norma establece para medición de tensión una ventana base de observación que
comprende un tiempo de muestreo de 200 ms, correspondientes a 10 ciclos en sistemas a 50 Hz y
61
12 ciclos en sistemas a 60 Hz. A partir de esta ventana base se realizan los cálculos de los
siguientes intervalos [8]:
Ventana base (200 ms):
√
∫
Intervalo de 3 segundos:
√
∑(
)
Intervalo de 10 minutos:
√
∑ (
)
o √
∑(
)
Intervalo de 2 horas:
√
∑(
)
Para el cálculo de la potencia promedio se deben especificar un número en el período de
muestreo (norma venezolana 10 minutos) [8]:
( )
( )
Donde:
∑
y
∑
√
(
)
Muchos de los fabricantes diseñan sus equipos bajo esta norma internacional agregándole la
opción de poder variar a períodos intermedios entre 10 minutos y 2 horas, de acuerdo a las
normas de cada país. Estos equipos poseen costos elevados, debido a que tienen que almacenar
un registro de los valores que están midiendo, y que en el mercado no sólo se considera valores
de tensión, si no que se incluyen otros parámetros de calidad de energía, como armónicos,
perturbaciones, fluctuaciones, etc.
CAPÍTULO 7
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO.
Los capítulos anteriores permitieron explorar el panorama actual de lo que ha sido el proceso de
evaluación de la calidad del producto técnico, las deficiencias detectadas en la ejecución de los
procedimientos y algunos fundamentos a considerar para un manejo eficiente del sistema de
distribución. Dicho esto, solo queda rescatar los aspectos útiles del proceso que se lleva a cabo
actualmente y de las normas de calidad del año 2004.
La evaluación de la calidad del producto técnico, como ya se ha mencionado, comprende una
serie de procesos que involucran el envío y solicitud de información y previo a esto se requiere
una estructura informática apoyada en estándares internacionales que agilicen la gestión.
Este capítulo está enfocado en el planteamiento conceptual de los procesos referentes al
intercambio de información. Los aspectos a considerar son:
Una base de datos, señalando los aspectos de interés en la evaluación de la calidad del
producto técnico y como parte de las campañas de medición.
Los procesos internos del regulador para corroborar la información remitida por las
Distribuidoras en relación a los indicadores de calidad del producto técnico.
La selección de la cantidad de equipos para el cumplimiento de las campañas de
medición.
7.1 Base de Datos.
El Regulador debe tener a disposición una base de datos acerca de la información del estado
Nueva Esparta y en general del sistema eléctrico nacional para poder realizar la selección de las
campañas de medición y corroborar que sea coherente la información que remiten las
Distribuidoras, por lo que se requiere tener a disposición una serie de datos que se deben registrar
y almacenar. El sistema de base de datos permitirá llevar un registro computarizado para archivar
en forma electrónica la información acerca del proceso de evaluación. De esta manera, el
Regulador podrá administrar (insertar, modificar, recuperar y eliminar) los
63
datos generados en el proceso y gestionar de forma eficiente los procedimientos de fiscalización
asociados.
La información que se desea tener a disposición relacionada con la calidad del producto técnico
es la siguiente:
Municipios del Estado.
Puntos de Transformación por Municipio.
Cantidad.
Características: trifásico, monofásico, kVA's asociados.
Ubicación: poste, caseta, pedestal.
Características de las Subestaciones y los Alimentadores, que debe incluir:
Capacidad instalada de las subestaciones.
Circuitos Asociados:
Número de Circuitos.
Kilómetros de línea.
Capacidad instalada de cada circuito.
Calibre del Conductor.
Tensión Nominal.
Corriente Nominal.
Tipo de circuito:
Residencial.
Comercial.
Industrial.
Otros.
Sectores Suplidos.
Historial del registro mensual de los Puntos de Medición seleccionados y cronogramas de
las campañas de medición.
Historial de los indicadores mensuales, por período de control y semestrales enviados por
la Distribuidora y los calculados por el Ente Regulador.
Historial de las Sanciones por incumplimientos y reclamos de usuarios.
Los aspectos acerca de las campañas de medición y la evaluación de indicadores se plantean en
función de las normas de calidad del año 2004
64
7.2 Campañas de Medición.
Se refiere a puntos de la red de baja tensión seleccionados aleatoriamente por el Regulador y
distribuidos durante todo el período de control, según los siguientes registros:
La base de datos de los Municipios (puntos de transformación).
La topología de la red.
Densidad de los Municipios (según las Normas de Calidad 2004 y estudio de
FUNDELEC).
Estos puntos deben ser medidos en lapsos mínimos de siete días y deben ser notificados por
escrito a la Distribuidora con una anticipación de por lo menos cinco (5) días al inicio de cada
mes. Los registros de las mediciones corresponderán al valor promedio de todas las mediciones
realizadas en períodos de 10 minutos, por cada una de las fases en el punto seleccionado (artículo
11).
Para cada mes que conforma un Período de Control (un trimestre) serán enviados a la
Distribuidora los puntos seleccionados correspondientes a cada campaña de medición. Si el
Regulador no envía dicha campaña a la Distribuidora, ésta debe realizar los mismos puntos del
mes anterior y si no hay registro precedente, no está obligada a realizar las mediciones
(artículo12).
Mediante la propuesta planteada en este libro se desarrollaron algunos esquemas para la
ejecución de las campañas de medición, el primero se muestra en la figura 7.1 el cual establece la
selección aleatoria de los puntos de transformación por Municipio de acuerdo a su densidad de
carga, no obstante, dentro de este diagrama se establece otro procedimiento que corresponde al
proceso interno del Regulador para la selección de cada punto de medición de una campaña en el
estado Nueva Esparta, proceso que se muestra en la figura 7.2.
En un período de control deben realizarse 227 mediciones, que serán programadas en campañas
mensuales, anteriormente en Nueva Esparta se realizaban 54 mediciones mensuales, lo que quiere
decir, que el total de mediciones que las normas establecen trimestralmente se deben plantear por
mes de forma coherente.
Una manera de distribuir eficientemente el número de mediciones y de aprovechar al máximo
los analizadores de red, es repartirlas equitativamente durante cada mes de ser posible.
65
Figura 7.1: Selección aleatoria de los puntos de transformación por Municipio.
Donde x es la cantidad de mediciones de acuerdo a la densidad de carga del Municipio (35, 20,
10, 8, ó 4).
En otras palabras, si la cantidad de mediciones fuese divisible entre tres (3) el número de
mediciones mensuales sería el mismo, sin embargo como 227 no lo es, uno de los meses
registrará una medición menos que los otros dos. La distribución de las campañas mensuales se
desarrolló mediante el diagrama de flujo de la figura 7.3 y el resultado de su ejecución se
presenta en la tabla 7.1.
Las ventajas de esta distribución son:
Mediciones en todos los Municipios durante todo el período de control, tal como se ha
planteó en las normas de SENECA.
Recopilación de la misma cantidad de información de los analizadores de red por mes
(aproximadamente).
66
Utilización de la misma cantidad de equipos mensuales.
Si el Regulador no envía los puntos de la campaña, se puede tomar fácilmente las
mediciones del mes anterior sabiendo que la máxima diferencia entre un mes y otro es de
una (1) medida.
Figura 7.2: Proceso interno del Regulador para la Selección de los puntos de medición de las Campañas en el Estado Nueva Esparta.
Selección aleatoria de un punto de transformación
j=1
Base de
Datos
Fin de la Selección j≤X
Punto (j)
j≠1 j=j+1
k=j
k-1
Punto (j) ==Punto (k)
k≥1
No
No
No
Si
Si
Si
Si
No
Punto (j)
67
Figura 7.3: Proceso del Regulador para la selección de las campañas mensuales.
Figura 5.6: Proceso del Regulador para la selección de las campañas mensuales.
i=1
Municipio (i)
i≤n
(1) Muy Alta 35 Mediciones
(2) Alta 20 Mediciones
(3) Mediana 10 Mediciones
(4) Baja 8 Mediciones
(5) Muy Baja 4 Mediciones
Med(i)=x
H=Cantmes1- Cantmes2 G=Cantmes3- Cantmes1 I=Cantmes2- Cantmes3
i=i+1
Densidad de Carga
Base de Datos de
Nueva Esparta
Fin Campañas Mensuales
Inicio
No
Si
B=
Cantmes1=0 Cantmes2=0 Cantmes3=0
D= matriz(n*3)
Cond1: H=G=I
Cond2: H=0 & G<0
Cond3: I=0 & G<0
k=2
k=Resto
Cond2 Cond3 Cond1 Cond1 Cond2 Cond3
D(i,1)=D(i,2)=B D(i,3)=Med(i)-2*B
D(i,2)=D(i,3)=B D(i,1)=Med(i)-2*B
D(i,1)=D(i,3)=B D(i,2)=Med(i)-2*B
B=B+1 Si No
Cantmes1=Cantmes1+D(i,1) Cantmes2=Cantmes2+D(i,2) Cantmes3=Cantmes3+D(i,3)
Distribución de D(i,1); D(i,2); D(i,3) puntos de transformación del
Municipio (i) de la campaña trimestral obtenida.
Campaña Mensual del Municipio (i)
68
Nomenclatura del diagrama de la figura 7.3.
Cantmes (1,2 o 3): se refiere a la cantidad de mediciones mensuales de acuerdo a la densidad del
Municipio y a la distribución que establece el flujograma y se calcula para cada uno de los meses
que conforman el período de control.
D: Es la matriz que se presenta en la tabla 5.9 correspondientes a la agrupación de las mediciones
por mes y por Municipio.
n: Es la cantidad de Municipios.
B: Es la parte entera resultante de la división del número de mediciones entre la cantidad de
meses del período de control.
k: Es el resto de la división, es decir:
Como la cantidad de mediciones de acuerdo a la densidad de carga son de (35, 20, 10, 8, 4) el
valor de k es 1 o 2. Tabla 7.1: Campañas Mensuales.
MUNICIPIO NÚMERO DE MEDICIONES TOTAL
MEDICIONES MES 1 MES 2 MES 3
Maneiro 12 12 11 35 Marcano 12 11 12 35 Mariño 11 12 12 35
Antolín del Campo 7 7 6 20 Arismendi 7 6 7 20
Díaz 6 7 7 20 García 7 7 6 20 Gómez 7 6 7 20 Villalba 3 4 3 10
Península de Macanao 3 2 3 8 Tubores 1 2 1 4 TOTAL 76 76 75 227
7.3 Indicadores de la calidad del producto técnico. (Artículo 13).
El indicador principal en cuanto a nivel de tensión que debe determinarse es la Frecuencia
Equivalente de Desviación de Tensión (FEDT). Este término se refiere al porcentaje de valores
registrados durante el lapso de medición que están fuera de la banda permitida del valor nominal,
ya sea por exceso o por defecto del límite establecido [18].
Estas desviaciones se determinan en un período de control por punto de medición y para cada
Municipio. En caso de verificarse incumplimiento, deben calcularse otros dos indicadores, que
son: la Frecuencia Equivalente de Energía Suministrada fuera de la banda permitida de tensión
(FEES) y de Energía Entregada con Baja Calidad (EEBC), valores que permiten estimar las
69
sanciones que deben ser reintegradas en la facturación a los usuarios como resarcimiento por la
mala calidad del servicio [18].
Para el control de la calidad del nivel de tensión se establecen dos (2) procedimientos de
evaluación, uno referido a cada punto de medición y el otro a cada Municipio:
1) Período de Permanencia del Nivel de Tensión fuera de la Banda Permitida en cada
Medición: se establece cuando en algún punto de medición se registran niveles de tensión
superior al tres por ciento de los registros totales medidos en dicho punto (FEDT>3%). El
FEDT y los demás indicadores para un punto de medición se calcularán utilizando las
siguientes fórmulas:
a) Frecuencia Equivalente de Desviación de Tensión (FEDT).
∑
CRMFBPT: Cantidad de registros de medición fuera de la banda permitida de tensión, en
el punto de medición.
CTRM: Cantidad total de registros de medición, en dicho punto.
n: Número total de registros de medición fuera de la banda permitida de tensión en dicho
punto.
b) Frecuencia Equivalente de Energía Suministrada fuera de la banda permitida de Tensión
(FEES).
∑
ESFBP: Energía suministrada fuera de la banda permitida de tensión, en dicho punto,
expresada en kWh.
ETR: Energía total registrada, en dicho punto, expresada en kWh.
c) Energía Entregada con Baja Calidad (EEBC).
ETFCT: Energía total facturada en el mes de la infracción, a los Usuarios conectados al centro
de transformación asociado al Punto de Medición, expresada en kWh.
70
d) Cantidad de Registros de Medición Fuera del Límite Admisible medidos en cada
Municipio: se establece cuando en algún Municipio se registren niveles de tensión
superior al tres por ciento de los registros totales medidos en dicho Municipio
(FEDT>3%). Los indicadores de calidad del producto técnico se calculan análogamente al
de un punto de medición con algunas diferencias.
e) Frecuencia Equivalente de Desviación de Tensión (FEDT).
∑
CRMFBPT: Cantidad de registros de medición fuera de la banda permitida de tensión, en
el período de control.
CTRM: Cantidad total de registros de medición, el período de control.
n: Número total de registros de medición fuera de la banda permitida de tensión en el
período de control.
f) Frecuencia Equivalente de Energía Suministrada fuera de la banda permitida de Tensión
(FEES).
∑
ESFBP: Energía suministrada fuera de la banda permitida de tensión, en el período de
control, expresada en kWh.
ETR: Energía total registrada, en el período de control, expresada en kWh.
g) Energía Entregada con Baja Calidad (EEBC).
ETFM: Energía total facturada a todos los Usuarios del Municipio en el Período de Control,
expresada en kWh.
En caso de registrarse valores fuera de la banda permitida, superior al 3% la Distribuidora será
sancionada y estará en la obligación de solucionar el problema demostrándolo a través de una
nueva medición, la cual deberá ser realizada en el referido punto y durante un tiempo mínimo de
siete (7) días calendarios.
71
7.3.1 Metodologías para la evaluación de los indicadores de la calidad del producto técnico.
7.3.1.1 En puntos de medición.
Definidas las variables y las ecuaciones que determinan la calidad del producto técnico la
metodología a seguir desarrollada para evaluar los indicadores en un punto de medición es:
Verificar que el número de medidas (Nummed) correspondan a siete días corridos, como
mínimo, esto es:
.
Verificar los valores nominales de los puntos seleccionados en las campañas de medición
para establecer la comparación con los valores obtenidos como resultado de las
mediciones.
Evaluar los niveles de tensión fuera de las bandas permisibles, de acuerdo con la densidad
lineal de cada Municipio y calcular sus respectivos porcentajes con respecto al número de
mediciones totales (FEDT), por punto de medición:
Si el valor del FEDT supera el 3% se calcula el FEES y EEBC.
El punto queda sancionado y se calcula la sanción.
Los valores obtenidos se comparan con los remitidos por la Distribuidora, si existe alguna
discrepancia se le envía una comunicación para rectificar los valores y solventar las
diferencias. Por otro lado, cuando los resultados coinciden el proceso de intercambio de
información, continúa su curso de acuerdo a los planteamientos acordados por los dos
entes.
7.3.1.2 En Municipios.
Definidas las variables y las ecuaciones que determinan la calidad del producto técnico la
metodología a seguir desarrollada para evaluar los indicadores en un Municipio es:
Verificar que el número de puntos de medición del Municipio y establecer un ciclo hasta
que se evalúen todos los puntos.
Verificar de la metodología anterior (por punto de medición) la cantidad de registros de
medición fuera de la banda permitida de tensión y almacenarlo en una variable auxiliar.
72
Verificar de la metodología anterior (por punto de medición) la cantidad de total de
registros de medición y almacenarlo en una variable auxiliar
Almacenar en otra variable la sumatoria por separado de CRMFBPT y CTRM.
Al contar todos los puntos calcular sus respectivos porcentajes con respecto al número de
mediciones totales (FEDT), por Municipio.
Si el valor del FEDT supera el 3% se calcula el FEES y EEBC.
El punto queda sancionado y se calcula la sanción.
Los valores obtenidos se comparan con los remitidos por la Distribuidora, si existe
alguna discrepancia se le envía una comunicación para rectificar los valores y
solventar las diferencias. Por otro lado cuando los resultados coinciden el proceso
de intercambio de información, continúa su curso de acuerdo a los planteamientos
acordados por los dos entes.
En la figura 7.4 y 7.5 se presentan en forma de diagrama de flujo las metodologías generales
desarrolladas para el cálculo de los indicadores de la calidad del producto técnico en un punto de
medición y en un Municipio respectivamente.
Figura 7.4: Metodología general para el cálculo de los indicadores de la calidad del producto técnico en un punto de medición.
73
Figura 7.5: Metodología general para el cálculo de los indicadores de la calidad del producto técnico en el Municipio.
7.4 Criterio de selección de la cantidad de equipos.
El mínimo número de analizadores requeridos para cumplir con una campana de medición se
escoge tal que, con dicha cantidad se puedan realizar todas las mediciones planeadas según las
normas de calidad.
Tomando en cuenta lo siguiente:
PC: Período de Control.
PC=3 Meses= 90 días. (Un trimestre)
1 Mes=30 días → 4 Mediciones por Analizador de red.
PC→ 12 Mediciones por Analizador de red.
El mínimo número de equipos analizadores de red se puede estimar en forma general:
NOTA: Si el resultado es un número decimal se debe aproximar al valor entero superior.
Donde:
minNEAR: mínimo número de equipos analizadores de red.
TMPC: Total Mediciones en el Período de Control.
mPC: meses del Período de Control.
técnico en un punto de medición.
Figura 5.8: Metodología general para el cálculo de los indicadores de la calidad del producto
técnico en el Municipio.
N: Cantidad de Puntos de Medición del Municipio.
CRMFBPT=0 CTRM=0
i=1
Punto (i) CRMFBPT (i)
CTRM (i)
i<N+1
CRMFBPT= CRMFBPT+CRMFBPT (i) CTRM=CTRM+CTRM (i)
i=i+1
Base de Datos
Calcular los indicadores FEDT, FEES y EEBC
FEDT>3%
Municipio Sancionado
Se calcula la sanción
Indicadores Buenos
No
No
Si
Si
Fin
74
MmE: Mediciones en un mes por equipo.
Para Nueva Esparta por ejemplo se necesitarían un mínimo 19 equipos, calculados como:
7.4.1 Consideraciones Generales.
Con esta estimación se tendrían dos (2) días en promedio para corregir detalles técnicos, de
logística o cualquier otro imprevisto, y no se está considerando que puede haber puntos con
valores fuera de los límites admisibles, que requieren un tiempo adicional de remedición del
punto para la detección y demostración de la solución del problema, además el mes de febrero
sería un mes crítico en este aspecto. Otro factor que se está obviando son los reclamos por baja
calidad del producto técnico en los cuales sean persistentes los inconvenientes, ya que en estos
casos, también es necesario instalar un equipo para diagnosticar el problema durante un tiempo
mínimo de treinta y seis horas (36) horas, hasta un máximo de catorce días (14) y de igual forma
la Distribuidora debe realizar remediciones para corroborar que ya se le dio solución al reclamo.
Se debe tener presente que la cantidad de equipos según la estimación anterior es el mínimo
requerido para cumplir con una campaña de medición en un período de control, todos
funcionando y cumpliendo con las mediciones propuestas inicialmente (4 por mes), con menos
que esa cantidad es poco probable cumplir con las campañas de medición mensuales. Esto quiere
decir, que hay que tomar en cuenta una reserva de equipos disponibles para atender cualquier
inconveniente inesperado con los analizadores en uso y/o atender reclamos de usuarios por baja
calidad del producto técnico. Por ello, la Distribuidora debe adquirir una cantidad de equipos que
contemple un margen de error asociado.
La cantidad de equipos de reserva que se deben adquirir dependerá de varios factores a
mencionar:
La calidad de la marca/modelo de los analizadores que contempla la probabilidad de falla
del equipo.
La protección externa colocada al analizador de red, de acuerdo a su ubicación contra
condiciones atmosféricas adversas, dado que puede influir en su deterioro o reducción de
su vida útil.
La seguridad y protección contra actos de delincuencia, sabotaje y obstáculos propios del
sitio que impidan o dificulten su colocación. Esto requiere un conocimiento general de los
posibles puntos de medición.
75
La distancia entre puntos de medición, que implica mayor tiempo de movilización para la
instalación y desinstalación de los analizadores, y reduce las posibilidades de máximo
aprovechamiento del uso de los equipos.
La calidad del servicio prestado en el estado, ya que un buen servicio minimiza la
cantidad de reclamos y se evitan o reducen las remediciones en los puntos fuera de las
bandas de tensión permisibles.
7.4.2 Número de Equipos Totales.
El número de equipos totales (NET) que se plantea como propuesta de adquisición para la
Distribuidora CORPOELEC Nueva Esparta se estima de la información remitida en el año 2011
y el caso ideal. La tabla 5.2 muestra que el total de mediciones correspondiente al año 2011 fue
de 262, lo que implica un promedio de aproximadamente 22 mediciones por mes, sabiendo que
contaron con 13 equipos analizadores de red, las mediciones realizadas con un equipo
mensualmente fue de 2 (en promedio). Por tales motivos se tienen 2 opciones para la cantidad de
equipos.
Caso ideal: se proponen 4 mediciones por equipo en un mes.
Caso real (año 2011): 2 mediciones.
Los dos casos de la tabla 7.2 representan condiciones casi extremas que bajo un esquema de
funcionamiento, planificación y seguimiento de los procesos difícilmente puedan cumplirse
permanentemente durante un año. Esta situación conllevó a estimar la cantidad de equipos según
el promedio de dichas opciones, en otras palabras, se calculó la cantidad considerando tres (3)
mediciones mensuales por equipo.
La estimación anterior da como resultado 25.22, aproximando al entero superior, la
Distribuidora de Nueva Esparta debería adquirir 26 equipos para cumplir con la campaña de
medición de 227 puntos en un trimestre sin hacer uso excesivo de los equipos, ni considerando
los reclamos de los usuarios.
76
Tabla 7.2: Comparación de casos para la estimación del número de equipos de medición en Nueva Esparta.
CONDICIONES CASO IDEAL CASO REAL
Cantidad de mediciones. 4 2
Nivel de exigencia de los
equipos. -Máxima. -Es más flexible.
Cantidad de equipos. -Requeriría 19 equipos. -Serían necesarios el doble de equipos
inicialmente (38)
Inversión. -La mitad del caso real. -------
Confiabilidad de las
campañas.
-Los equipos estarían al límite, en
caso de algún imprevisto y no hay
garantías del cumplimiento de las
campañas.
-Contempla las condiciones críticas
mencionadas anteriormente, pero
igualmente no hay garantía de
cumplimiento de las campañas.
Condiciones de Equipos. -Nuevos o por lo menos en buen
estado. -Escasos equipos, usados y poco fiables.
77
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Toda la información que se utilizó para el desarrollo de este libro ha sido suministrada por el
Ministerio para el Poder Popular para la Energía Eléctrica (MPPEE) en su Dirección General de
Fiscalización del Servicio Eléctrico y las barreras observadas durante el desarrollo de la pasantía
son producto de un déficit en el flujo de información entre el regulador (MPPEE) y el ente objeto
de regulación o fiscalización (CORPOELEC).
La verificación de los aspectos de calidad de energía no puede estar sujeta a hojas de cálculo y
mucho menos con toda la tecnología y los avances informáticos de la actualidad. Las deficiencias
previstas en todo el proceso de evaluación dejan claro que la normalización tiene que ser la vía
para una mejor gestión de los sistemas eléctricos. Esta normalización debe estar enfocada a los
siguientes aspectos:
El Regulador y las Distribuidoras de electricidad se mantienen en un constante
intercambio de información, por lo se requeriría establecer las recomendaciones de la
norma IEC-61968 para permitir un proceso amigable y compatible entre los archivos
que se envían y reciben. El uso de esta norma permitiría realizar la solicitud y envío de
la información mediante el formato XML, sin importar la compatibilidad de los
sistemas operativos de cada ente.
El establecimiento y permanencia de los procesos de evaluación de calidad de energía
implica definir en forma clara y concisa por parte de los entes involucrados (Ministerio
para el Poder Popular para la Energía Eléctrica y la Operadora y prestadora de Servicio
Eléctrico CORPOELEC en todas sus filiales por Estado), la Densidad de Carga por
Municipios, los puntos de medición (PCC: IEEE 519-1992) y actualizar el marco legal
antes de iniciar un plan a nivel nacional de evaluación de la calidad del producto
técnico.
Muchas de las marcas comerciales de los equipos analizadores de red que existen en el mercado
actualmente presentan costos elevados y en ocasiones su pago debe ser cancelado en moneda
extranjera. Por lo tanto su uso y adquisición representan un desaprovechamiento de sus atributos
técnicos y una inversión poco rentable. Para solventar un poco esta situación se sugieren dos
opciones:
Analizar las normas de calidad de energía e incluir una mayor cantidad de parámetros a
evaluar, que justifique la inversión para la evaluación de la calidad de energía en todo el
78
territorio nacional. Esta propuesta requiere ir de la mano con algunos otros factores como
la colocación de medidores y la facturación del servicio a todos los usuarios, para que las
retribuciones por concepto de energía permitan la reinversión en mejoras de las
instalaciones, entre otras cosas.
Otra sugerencia se refiere a la asignación de un proyecto para el diseño de equipos
analizadores de red de acuerdo a los requerimientos de las normas venezolanas, pero
considerando las normas técnicas internacionales (Norma IEC 61000-4-30 clase A). Esta
propuesta es más factible y podría evitar la dependencia de la solicitud de equipos a
marcas extranjeras a elevados costos.
79
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica. Disponible en Internet: http://www.mppee.gob.ve/inicio/ministerio, consultado el 26 de abril del 2012.
[2]Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela Nº 384.063 del lunes 14 de marzo de 2011.
[3] Berrocal, S. “Análisis de la calidad de servicio eléctrico en la U.S.B”, Universidad Simón Bolívar, Informe final de pasantía para optar al título de Ingeniero Electricista (aprobado), (2004).
[4] Normas de Calidad del Servicio de Electricidad y Sanciones (SENECA), Nueva Esparta. 1999.
[5] Expedientes de la Comisión Fiscalizadora del Ministerio de Energía y Minas. Fiscalización de SENECA.
[6]Sankaran, C. “Power Quality”, CRC, 2002.
[7] Alves, R. Grupo SIEP-USB. “Calidad del Servicio Eléctrico”, Universidad Simón Bolívar, 2003.
[8] De Oliveira, P. “Análisis de Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica”. Curso de Instalaciones en Media y Baja Tensión, Universidad Simón Bolívar. 2012.
[9] Kersting, W., “Distribution System Modeling and Analysis”, CRC, 2002.
[10] Khodr, H. “Técnicas Modernas de Análisis y Diseños de Sistemas de Distribución”, Universidad Simón Bolívar.
[11] Institute of Electrical and Electronics Engineers. IEEE. Std 519-1992. “Recommended Practice for Harmonics Control in Electric Power Systems”, IEEE Inc. New York, 1996.
[12] Martinez, J. “Sistemas de energía Eléctrica en Media y Baja Tensión”, Universidad Simón Bolívar, Informe final de pasantía para optar al título de Ingeniero Electricista (aprobado), (2007).
[13] Jhonson, J. “Bases de Datos, Modelos, lenguajes, diseño”. OXFORD University Press. 2000.
[14] Ponsot, E. “Bases de Datos y sistemas de información”, Universidad de Los Andes, Curso de Computación.
[15] http://www.wnpower.com/clientes/glosario.html, Consultada 08 de Julio de 2012.
[16] http://www.definicionabc.com/tecnologia/sintaxis.php, Consultada 08 de Julio de 2012.
[17] Elsmari, R y Navathe, S. “Sistemas de Bases de datos, conceptos fundamentales”. Prentice Hall, 2a edición. 2000.
[18] Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad, (2004).
[19] Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico (2010).
80
[20] Reglamento del Servicio Eléctrico.
[21] Ministerio de Energía y Minas-Dirección de Electricidad, “Borrador #1: de Trabajo de la Situación de la Distribución en Venezuela” (SDT)”, 2003.
[22] FUNDELEC, “Determinación de los Sectores de Distribución Típicos (SDT)”, 2005.
[23] Página web de UNIPOWER:
http://www.unipower.com.pe/index.php?option=com_content&task=view&id=59&Itemid=27
Consultada el 21de mayo del 2012.
[24] Ginesta, M y Mora, Oscar. “Base de Datos en PostgreSQL”. UOC, Versión digital.
[25] Calderón, J. “Desarrollo de Herramienta informática para registro y análisis de datos en auditorías Energéticas”, Universidad Simón Bolívar, Informe final de pasantía para optar al título de Ingeniero Electricista (aprobado), (2008).
[26] Ginesta, M. Mora, O. y Casilla, L. “Base de Datos en MySQL”. UOC, Versión digital.
[27]International Electrotechnical Commission IEC. Std 61968. “Application integration at electric utilities -System interfaces for distribution management”, IEC 2003.
81
APENDICES
A. ANALIZADORES DE RED.
Tabla A.1: Cantidad de equipos por semestre desde el año 2000 al 2003.
Sem / Año Cantidad de Analizadores
1er sem 2000 27 2do sem 2000 55 1er sem 2001 53 2do sem 2001 50 1er sem 2002 45 2do sem 2002 32 1er sem 2003 19 2do sem 2003 39
Tabla A.2: Cantidad de equipos por semestre en el año 2004.
Semestre / Año Cantidad de Analizadores
Marca / Modelo Operativos Dañados Total
Primer semestre de 2004 ----- 25 29 54
Totales 25 29 54
Segundo semestre de 2004
LEM - MEMOBOX 300 SMART 10 0 10
UNIPOWER – U900F 10 26 36 UNIPOWER – U901 16 0 16
Totales 36 26 62
Tabla A.3: Cantidad de equipos por semestre en el año 2005.
Semestre / Año Cantidad de Analizadores
Marca / Modelo Operativos Dañados Total
Primer semestre de 2005
UNIPOWER – U900F 10 26 36 UNIPOWER – U901 16 0 16
LEM - MEMOBOX 300 SMART 9 1 10
Totales 35 27 62
Segundo semestre de 2005
UNIPOWER – U900F 5 13 18 UNIPOWER – U901 16 0 16
LEM - MEMOBOX 300 SMART 9 1 10
Totales 30 14 44
82
Tabla A.4: Cantidad de equipos por semestre en el año 2006.
Semestre / Año Cantidad de Analizadores
Marca / Modelo Operativos Dañados Total
Primer semestre de 2006
UNIPOWER – U900F 2 17 19 UNIPOWER – U901 13 2 15
LEM - MEMOBOX 300 SMART 9 1 10
Totales 24 20 44
Segundo semestre de 2006
UNIPOWER – U900F 1 20 21 UNIPOWER – U901 28 2 30
LEM - MEMOBOX 300 SMART 9 1 10
Totales 38 23 61
Tabla A.5: Cantidad de equipos por semestre en el año 2007.
Semestre / Año Cantidad de Analizadores
Marca / Modelo Operativos Dañados Total
Primer semestre de 2007
UNIPOWER – U901 24 2 26
LEM - MEMOBOX 300 SMART 10 0 10
Totales 34 2 36
Segundo semestre de 2007
UNIPOWER – U901 25 1 26
LEM - MEMOBOX 300 SMART 9 1 10
Totales 34 2 36
Tabla A.6: Cantidad de equipos en el primer semestre del año 2008.
Semestre / Año
Cantidad de Analizadores
Marca/Modelo
Verificados
por
SENCAMER
Operativos
Dañados
Total Serial Fecha
Primer Semestre de 2008
MEMOBOX SI 5
83814JB 09/10/2008
8 84653JB 01/08/2008
84813JB 21/07/2008
UNIPOWER SI 21
26001504 Sin fecha
26001510 Sin fecha
28
26001508 09/05/2008
26001550 14/08/2008
26001491 Oct-03
26001506 Oct-06
26001499 Oct-06
Total 26 10 36
83
Tabla A.7: Cantidad de equipos en el segundo semestre del año 2009.
2009
Analizadores II Semestre
Operativos 18
Dañados 20
Total 38
Tabla A.8: Cantidad de equipos en el año 2010.
Cantidad de Analizadores
Marca/Modelo
Verificados
por
SENCAMER
Operativos Dañados
Total Serial Fecha
MEMOBOX SI 0
83814-JB 09/10/2008
10
84653-JB 01/08/2008
84655-JB Sin fecha
83813-JB 21/07/2008
84657-JB Sin fecha
83811-JB Sin fecha
83810-JB Sin fecha
83812-JB Sin fecha
84656-JB Sin fecha
84654-JB Sin fecha
UNIPOWER SI 18
26001504 Sin fecha
26
26001510 Sin fecha
26001545 22/02/2010
26001550 14/08/2008
26001497 Oct-03
26001506 Oct-06
26001499 Oct-06
26001546 16/08/2009
UNIPOWER (nuevos) SI 21 NO NO 21
Total 39 18 57
84
Tabla A.9: Cantidad de equipos en el año 2011.
Cantidad de Analizadores
Marca/Modelo
Verificados
por
SENCAMER
Operativos Dañados
Total Serial Fecha
MEMOBOX SI 0
83814-JB 09/10/2008
10
84653-JB 01/08/2008
84655-JB Sin fecha
83813-JB 21/07/2008
84657-JB Sin fecha
83811-JB Sin fecha
83810-JB Sin fecha
83812-JB Sin fecha
84656-JB Sin fecha
84654-JB Sin fecha
UNIPOWER SI 13
26001504 Sin fecha
27
26001510 Sin fecha
26001545 22/02/2010
26001550 14/08/2008
26001497 Oct-03
26001506 Oct-06
26001499 Oct-06
26001546 16/08/2009
26001509 04/03/2011
26001548 10/12/2010
26001501 Sin fecha
26001498 01/06/2011
26001544 Sin fecha 26001549 Sin fecha
UNIPOWER (nuevos) SI 21 NO NO 21
Total 34 24 58
85
B. RESULTADO DEL ESTUDIO DE FUNDELEC Y ASIGNACIÓN DE LA CANTIDAD
DE MEDICIONES POR ESTADO SEGÚN LAS NORMAS DE CALIDAD 2004.
Tabla B.1: Mediciones por Estado según las normas de calidad 2004.
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Vargas Vargas EdeC Mediana 10 10
Delta Amacuro
Tucupita Semda Mediana 10
22 Antonio Díaz Semda Muy Baja 4
Casacoima Semda Muy Baja 4
Pedernales Semda Muy Baja 4
Distrito Federal Libertador EdeC Muy Alta 35 35
Amazonas
Atabapo Elecentro Baja 8
48
Atures Elecentro Baja 8
Autana Elecentro Baja 8
Maroa Elecentro Baja 8
Río Negro Elecentro Baja 8
Alto Orinoco Elecentro Muy Baja 4
Manapiare Elecentro Muy Baja 4
Apure
Biruaca Elecentro Baja 8
48
Muñoz Elecentro Baja 8
Páez Elecentro Baja 8
Rómulo Gallegos Elecentro Baja 8
San Fernando Elecentro Baja 8
Achaguas Elecentro Muy Baja 4
Pedro Camejo Elecentro Muy Baja 4
Cojedes
Falcón Eleoccidente Mediana 10
56
San Carlos Eleoccidente Mediana 10
Lima Blanco Eleoccidente Baja 8
Tinaco Eleoccidente Baja 8
Anzoátegui Eleoccidente Muy Baja 4
Girardot Eleoccidente Muy Baja 4 Pao de San Juan
Bautista Eleoccidente Muy Baja 4
Ricaurte Eleoccidente Muy Baja 4
Rómulo Gallegos Eleoccidente Muy Baja 4
86
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Lara
Iribarren Enelbar Alta 20
94
Palavecino Enelbar Alta 20 Simón Planas Calev Mediana 10
Andrés Eloy Blanco Enelbar Baja 8
Crespo Enelbar Baja 8 Jiménez Enelbar Baja 8
Morán Enelbar Baja 8
Torres Enelbar Baja 8
Urdaneta Enelbar Muy Baja 4
Barinas
Alberto Arvelo Torrealba Cadela Mediana 10
94
Antonio José de Sucre Cadela Mediana 10
Barinas Cadela Mediana 10
Bolívar Cadela Mediana 10
Cruz Paredes Cadela Mediana 10
Ezequiel Zamora Cadela Baja 8 Obispos Cadela Baja 8 Pedraza Cadela Baja 8 Rojas Cadela Baja 8 Sosa Cadela Baja 8
Arismendi Cadela Muy Baja 4
Portuguesa
Araure Eleoccidente Mediana 10
98
Guanare Eleoccidente Mediana 10 Páez Eleoccidente Mediana 10
Agua Blanca Eleoccidente Baja 8 Esteller Eleoccidente Baja 8
San Rafael de Onoto Eleoccidente Baja 8
Santa Rosalía Eleoccidente Baja 8 Sucre Eleoccidente Baja 8 Turén Eleoccidente Baja 8
Guanarito Eleoccidente Muy Baja 4 Monseñor José Vicente de
Unda Eleoccidente Muy Baja 4
Ospino Eleoccidente Muy Baja 4 Papelón Eleoccidente Muy Baja 4
San Genaro de Boconoíto Eleoccidente Muy Baja 4
87
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Bolívar
Caroní Edelca Muy Alta 35
99
Cedeño Eleoriente Baja 8 El Callao Eleoriente Baja 8
Gran Sabana Eleoriente Baja 8
Heres Elebol Baja 8
Eleoriente Baja 8 Padre Pedro Chien Eleoriente Muy Baja 4
Piar Eleoriente Muy Baja 4 Raúl Leoni Eleoriente Muy Baja 4
Roscio Eleoriente Muy Baja 4 Sifontes Eleoriente Muy Baja 4 Sucre Eleoriente Muy Baja 4
Monagas
Ezequiel Zamora Semda Mediana 10
106
Maturín Semda Mediana 10 Punceres Semda Mediana 10 Acosta Semda Baja 8
Aguasay Semda Baja 8 Bolívar Semda Baja 8 Caripe Semda Baja 8 Cedeño Semda Baja 8
Libertador Semda Baja 8 Piar Semda Baja 8
Santa Bárbara Semda Baja 8 Sotillo Semda Baja 8 Uracoa Semda Muy Baja 4
Guárico
Camaguán Elecentro Baja 8
108
Chaguaramas Elecentro Baja 8 Francisco de Miranda Elecentro Baja 8
José Félix Ribas Elecentro Baja 8 José Tadeo Monagas Elecentro Baja 8 Juan Germán Roscio Elecentro Baja 8
Julián Mellado Elecentro Baja 8 Las Mercedes Elecentro Baja 8
Leonardo Infante Elecentro Baja 8 Pedro Zaraza Elecentro Baja 8
San José de Guaribe Elecentro Baja 8 Santa María de Ipire Elecentro Baja 8
El Socorro Elecentro Muy Baja 4 Ortiz Elecentro Muy Baja 4
San Gerónimo de Guayabal Elecentro Muy Baja 4
88
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Sucre
Bermúdez Eleoriente Mediana 10
118
Sucre Eleoriente Mediana 10
Valdez Eleoriente Mediana 10
Andrés Eloy Blanco Eleoriente Baja 8
Arismendi Eleoriente Baja 8
Benítez Eleoriente Baja 8
Bolívar Eleoriente Baja 8
Cajigal Eleoriente Baja 8
Cruz Salmerón Acosta Eleoriente Baja 8
Libertador Eleoriente Baja 8
Mariño Eleoriente Baja 8
Montes Eleoriente Baja 8
Ribero Eleoriente Baja 8
Andrés Mata Eleoriente Muy Baja 4
Mejía Eleoriente Muy Baja 4
Yaracuy
Bruzual Eleoccidente Alta 20
136
Cocorote Caley Mediana 10
Independencia Caley Mediana 10
La Trinidad Caley Mediana 10
San Felipe Caley Mediana 10
Nirgua Eleoccidente Mediana 10
Peña Eleoccidente Mediana 10
Arístides Bastidas Caley Baja 8
Sucre Caley Baja 8
Veroes Caley Baja 8
Bolívar Eleoccidente Baja 8
José Antonio Páez Eleoccidente Baja 8
Manuel Monge Eleoccidente Baja 8
Urachiche Eleoccidente Baja 8
89
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Aragua
Bolívar Elecentro Mediana 10
156
Francisco Linares Alcántara Elecentro Mediana 10 Girardot Elecentro Mediana 10
José Ángel Lamas Elecentro Mediana 10 Mario Briceño Iragorry Elecentro Mediana 10
San Sebastián Elecentro Mediana 10 Santiago Mariño Elecentro Mediana 10 Santos Michelena Elecentro Mediana 10
Sucre Elecentro Mediana 10 Zamora Elecentro Mediana 10
Camatagua Elecentro Baja 8 José Félix Ribas Elecentro Baja 8
Libertador Elecentro Baja 8 Ocumare de la Costa Elecentro Baja 8
San Casimiro Elecentro Baja 8 Tovar EdeC Baja 8
José Rafael Revenga Elecentro Muy Baja 4 Urdaneta Elecentro Muy Baja 4
Falcón
Carirubana Eleoccidente Alta 20
158
Miranda Eleoccidente Mediana 10
Acosta Eleoccidente Baja 8 Colina Eleoccidente Baja 8
Dabajuro Eleoccidente Baja 8 Falcón Eleoccidente Baja 8
Federación Eleoccidente Baja 8 Los Taques Eleoccidente Baja 8
Silva Eleoccidente Baja 8
Tocópero Eleoccidente Baja 8
Zamora Eleoccidente Baja 8 Bolívar Eleoccidente Muy Baja 4
Buchivacoa Eleoccidente Muy Baja 4
Cacique Manaure Eleoccidente Muy Baja 4
Democracia Eleoccidente Muy Baja 4
Jacura Eleoccidente Muy Baja 4
Mauroa Eleoccidente Muy Baja 4
Monseñor Iturriza Eleoccidente Muy Baja 4
Palmasola Eleoccidente Muy Baja 4
Petit Eleoccidente Muy Baja 4 Píritu Eleoccidente Muy Baja 4
San Francisco Eleoccidente Muy Baja 4 Sucre Eleoccidente Muy Baja 4 Unión Eleoccidente Muy Baja 4
Urumaco Eleoccidente Muy Baja 4
90
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Trujillo
Candelaria Cadela Mediana 10
176
Miranda Cadela Mediana 10 Pampanito Cadela Mediana 10
San Rafael de Carvajal Cadela Mediana 10 Trujillo Cadela Mediana 10 Valera Cadela Mediana 10
Andrés Bello Enelco Muy Baja 4 Cadela Baja 8
Boconó Cadela Baja 8 Bolívar Cadela Baja 8 Carache Cadela Baja 8 Escuque Cadela Baja 8
José Felipe Márquez Cañizales Cadela Baja 8
Juan Vicente Campo Elías Cadela Baja 8 La Ceiba Cadela Baja 8
Monte Carmelo Cadela Baja 8 Motatan Cadela Baja 8 Pampán Cadela Baja 8
Rafael Rangel Cadela Baja 8 Sucre Cadela Baja 8
Urdaneta Cadela Baja 8
Anzoátegui
Turístico Diego Bautista Urbaneja Eleoriente Muy Alta 35
203
Juan Antonio Sotillo Eleoriente Alta 20 Anaco Eleoriente Mediana 10
Fernando Peñalver Eleoriente Mediana 10 Francisco del Carmen
Carvajal Eleoriente Mediana 10
Guanta Eleoriente Mediana 10
Simón Bolívar Eleoriente Mediana 10
Simón Rodríguez Eleoriente Mediana 10 Aragua Eleoriente Baja 8
Francisco de Miranda Eleoriente Baja 8 Independencia Eleoriente Baja 8
Manuel Ezequiel Bruzual Eleoriente Baja 8 Pedro María Freites Eleoriente Baja 8
Píritu Eleoriente Baja 8 San José de Guanipa Eleoriente Baja 8
San Juan de Capistrano Eleoriente Baja 8 Santa Ana Eleoriente Baja 8
José Gregorio Monagas Eleoriente Muy Baja 4 Juan Manuel Cajigal Eleoriente Muy Baja 4
Libertad Eleoriente Muy Baja 4 Sir Artur Mc Gregor Eleoriente Muy Baja 4
91
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Mérida
Libertador Cadela Alta 20
204
Alberto Adriani Cadela Mediana 10 Antonio Pinto Salinas Cadela Mediana 10
Miranda Cadela Mediana 10 Rivas Dávila Cadela Mediana 10
Santos Marquina Cadela Mediana 10 Tulio Febres Cordero Cadela Mediana 10
Andrés Bello Cadela Baja 8 Aricagua Cadela Baja 8
Campo Elias Cadela Baja 8 Caracciolo Parra Olmedo Cadela Baja 8
Cardenal Quintero Cadela Baja 8 Guaraque Cadela Baja 8
Julio Cesar Salas Cadela Baja 8 Justo Briceño Cadela Baja 8
Obispo Ramos de Lora Cadela Baja 8 Padre Noguera Cadela Baja 8 Pueblo Llano Cadela Baja 8
Rangel Cadela Baja 8 Sucre Cadela Baja 8 Tovar Cadela Baja 8 Zea Cadela Baja 8
Arzobispo Chacón Cadela Muy Baja 4
Zulia
Maracaibo Enelven Muy Alta 35
231
Cabimas Enelco Alta 20 Lagunillas Enelco Alta 20
San Francisco Enelven Alta 20
Almirante Padilla Enelven Mediana 10
La Cañada de Urdaneta Enelven Mediana 10 Miranda Enelco Mediana 10
Santa Rita Enelco Mediana 10 Simón Bolívar Enelco Mediana 10
Valmore Rodríguez Enelco Mediana 10 Sucre Cadela Baja 8 Colón Enelven Baja 8
Francisco Javier Pulgar Enelven Baja 8 Jesús María Semprum Enelven Baja 8 Machiques de Perijá Enelven Baja 8
Mara Enelven Baja 8 Rosario de Perijá (La Villa) Enelven Baja 8
Baralt Enelco Baja 8 Catatumbo Enelven Muy Baja 4
Jesús Enrique Lossada (Concepción) Enelven Muy Baja 4
Páez Enelven Muy Baja 4
92
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Táchira
Bolívar Cadela Alta 20
294
Pedro María Ureña Cadela Alta 20
San Cristóbal Cadela Alta 20
Andrés Bello Cadela Mediana 10
Ayacucho Cadela Mediana 10
Cárdenas Cadela Mediana 10
Córdoba Cadela Mediana 10
Guasimos Cadela Mediana 10
Independencia Cadela Mediana 10
Jauregui Cadela Mediana 10
Junín Cadela Mediana 10
Michelena Cadela Mediana 10
Panamericano Cadela Mediana 10
San Judas Tadeo Cadela Mediana 10
Seboruco Cadela Mediana 10
Torbes Cadela Mediana 10
Antonio Rómulo Costa Cadela Baja 8
Fernández Feo Cadela Baja 8
Francisco de Miranda Cadela Baja 8
García de Hevia Cadela Baja 8
José María Vargas Cadela Baja 8
Libertad Cadela Baja 8
Libertador Cadela Baja 8
Lobatera Cadela Baja 8
Rafael Urdaneta Cadela Baja 8
Samuel Darío Maldonado Cadela Baja 8
Simón Rodríguez Cadela Baja 8
Sucre Cadela Baja 8
Uribante Cadela Baja 8
93
ESTADO MUNCIPIO EMPRESA DENSIDAD MEDICIONES TOTAL POR
ESTADO
Miranda
Baruta EdeC Muy Alta 35
313
Chacao EdeC Muy Alta 35
Sucre EdeC Muy Alta 35
Carrizal Calev Alta 20
Los Salias Calev Alta 20
El Hatillo EdeC Alta 20
Plaza Eleggua Alta 20
Zamora Eleggua Alta 20
Independencia Elecentro Mediana 10
Lander Elecentro Mediana 10
Paz Castillo Elecentro Mediana 10
Simón Bolívar Elecentro Mediana 10
Cristóbal Rojas EdeC Mediana 10
Guaicaipuro Enelbar Mediana 10
Acevedo Elecentro Baja 8
Brión Elecentro Baja 8
Buroz Elecentro Baja 8
Páez Elecentro Baja 8
Urdaneta Elecentro Baja 8
Andrés Bello Elecentro Muy Baja 4
Pedro Gual Elecentro Muy Baja 4
Carabobo
Guacara Eleval Muy Alta 35
320
Los Guayos Eleval Muy Alta 35
Naguanagua Eleval Muy Alta 35
San Diego Eleval Muy Alta 35
Valencia Eleval Muy Alta 35
Puerto Cabello Calife Muy Alta 35
Diego Ibarra Eleoccidente Alta 20
San Joaquín Eleoccidente Alta 20
Juan José Mora Calife Alta 20
Bejuma Eleoccidente Mediana 10
Carlos Arvelo Eleoccidente Mediana 10
Libertador Eleoccidente Mediana 10
Miranda Eleoccidente Mediana 10
Montalbán Eleoccidente Mediana 10
94
C. MUNICIPIOS Y SUBESTACIONES DEL ESTADO NUEVA ESPARTA.
Tabla C.1: Características de los Alimentadores del Estado Nueva Esparta.
MUNICIPIO S/E
ALIMENTADOR
NOMBRE DEL CIRCUITO KVA NIVEL DE TENSIÓN [kV] CORRIENTE
NOMINAL [A]
LONGITUD
[KM]
Ma
nei
ro
Pa
mp
ata
r
01 PAMPATAR 9.672,50 13,8 380 12,14
02 LA CARANTA 20.234,00 13,8 380 10,72
03 EL PARAISO 25.632,50 13.8 380 9,97
04 SEDE PPAL SENECA 8.087,50 13,8 380 5,49
05 MARINA BAY ----- ----- 380 0,07
06 SAN LORENZO 16.868,00 13.8 380 19,44
07 LAGUNAMAR 17.817,50 13.8 380 17,94
08 SAMBIL I ----- ----- 380 -----
09 JORGE COLL 21.995,00 13.8 380 10,25
10 CENTRO A,B 6.657,50 13,8 380 7,04
11 SAMBIL II 15.000,00 13.8 380 0,02
12 SEDE SENECA 7.722,50 13,8 380 4,39
13 HOTEL HILTON 12.062,50 13.8 380 6,51
B-205 MORROPO 34.5 Kv ----- 34.5 ----- 4,50
Lo
s R
ob
les
01 LOS ROBLES 17.782,50 13.8 380 18,96
02 LA ARBOLEDA 10.240,00 13.8 380 7,95
03 CALLE.FERMIN 12.582,50 13.8 380 5,86
04 AV 4 DE MAYO 6.391,50 13.8 380 4,23
05 ACHIPANO 4.440,00 13.8 380 7,96
06 PLAYA EL ANGEL 25.632,50 13.8 380 12,56
07 JORGE COLL I 10.462,50 13,8 380 7,30
08 CLINICA LA FE 11.714,00 13.8 380 8,44
10 LOS ROB/CONEJEROS ----- 34.5 ----- 6,30
11 LOS ROB/MORROPO ----- 34.5 ----- 6,40
95
MUNICIPIO S/E
ALIMENTADOR
NOMBRE DEL
CIRCUITO KVA NIVEL DE TENSIÓN [kV]
CORRIENTE
NOMINAL [A]
LONGITUD
[KM] T
ub
ore
s
La
s H
ern
án
dez
01 CAMINO REAL 1.715,00 13.8 380 5,46
02 PTO EL GUAMACHE 8.267,50 13.8 380 31,74
03 EL GUAMACHE 6.174,00 13.8 380 13,52
04 PTA DE PIEDRAS 13.192,00 13,8 380 15,03
05 LAS HERNANDEZ 12.640,00 13.8 380 43,53
Gó
mez
Lo
s M
illa
nes
01 LA VECINDAD 15.215,00 13.8 380 47,04
02 ISLA BONITA 20.927,50 13.8 471 29,67
03 BAHIA DE PLATA 17.170,00 13.8 380 34,35
04 TARI-TARI 16.413,00 13.8 380 23,05
05 SAN JUAN ----- 13.8 380 0,02
06 LA VECINDAD ----- ----- 380 0,02
07 LLEGADA GEN-DIST ----- ----- 380 0,02
08 LOS MARTIRES 18.510,00 13.8 380 18,35
09 JUANGRIEGO 16.452,50 13.8 380 25,83
10 El MACO ----- 13.8 380 0,02
11 PEDREGALEZ 4.710,00 13.8 380 11,99
12 CERROMAR 143.000,00 13.8 380 39,12
13 SAN JUAN 9.502,50 13.8 380 29,49
ARICAGUA ----- 34.5 ----- 25,00
Día
z
Aer
op
uer
to
01 AEROPUERTO 7.112,50 13.8 380 0,11
02 AV. AEROPUERTO 6.492,00 13.8 380 17,07
03 BASE AEREA 10.585,00 13.8 380 39,23
04 LOS BAGRES 5.547,50 13.8 380 20,15
Pen
ínsu
la d
e M
aca
na
o
Bo
ca d
e R
ío
01 BOCA DEL RIO 7.830,00 13,8 380 11,36
02 S/FCO. DE MACANAO 2.522,50 13.8 380 48,02
03 EL INDIO 5.887,50 13.8 380 30,73
04 BOCA DE POZO 14.526,50 13.8 380 81,97
05 BOCA RIO/L. HERN. ----- 34.5 ----- 15,50
96
MUNICIPIO S/E
ALIMENTADOR
NOMBRE DEL
CIRCUITO KVA NIVEL DE TENSIÓN [kV]
CORRIENTE
NOMINAL [A]
LONGITUD
[KM] M
ari
ño
Lu
isa
Cá
cere
s d
e A
rism
en
di
O1 LAS MARITES 12.582,50 13,8 380 25,00
02 PATIO PLANTA 1.980,00 13,8 380 1,36
03 VILLA ROSA 21.619,00 13.8 380 22,63
04 SAN ANTONIO 8.197,50 13.8 380 17,66
05 VALLE VERDE 12.992,50 13.8 380 27,44
06 EL DATIL 14.572,50 13.8 380 40,02
07 CIUDAD CARTON 8.920,00 13.8 380 17,60
08 LA ISLETA 15.202,50 13.8 380 34,31
09 AEROP/LAS HERN ----- 34.5 ----- 32,60
10 CONEJEROS ----- 34.5 ----- 4,50
11 BOCA DEL RIO ----- 34.5 ----- 40,57
Mo
rro
po
02 DUMAR/CARACOLA 23.853,00 13.8 380 12,95
03 BELLA VISTA 6.687,50 13.8 380 4,63
04 AV. BOLIVAR 23.518,00 13.8 380 8,12
05 EL DANDY 7.597,50 13.8 380 3,13
07 CONCORDE 21.206,00 13.8 380 12,96
08 SABANAMAR 12.535,50 13.8 380 6,06
09 COSTA AZUL 27.295,00 13.8 380 9,40
10 CALLE EL HAMBRE/GD ----- 13.8 380 7,15
Po
rla
ma
r
01 CANTV 16.025,00 13.8 380 3,76
02 LLANO ADENTRO 17.297,50 13.8 380 6,73
03 CALLE IGUALDAD 13.8 380 1,07
04 C. C. JUMBO. 16.530,00 13,8 380,0 8,26
05 CLIN. MARGARITA 17.022,50 13.8 380 6,15
06 AV. TERRANOVA 18.932,50 13,8 380,0 13,85
07C/ FRATERNIDAD 12.197,00 13.8 380 4,48
08 C.C EL ANGEL 22.632,50 13.8 ----- 9,58
09 CALLE GUEVARA 16.981,50 13.8 ----- 8,08
10 HOSPITAL 7.147,50 13.8 ----- 2,36
An
tolí
n d
el
Ca
mp
o
Ari
ca
gu
a
02 EL SALADO 6.025,00 13.8 380,00 5,05
03 PARAGUACHI ----- 13,8 380 0,06
04 H. PLAYA EL AGUA 13.147,50 13.8 380 16,54
05 LA MIRA 22.514,00 13.8 380 19,49
06 ARICAGUA 9.112,00 13.8 380 24,23
Vil
lalb
a
Co
che 01 SAN PEDRO 1.802,50 13.8 380 4,02
02 EL BICHAR 3.467,50 13.8 380 25,67
03 COCHE PARADISE 4.257,50 13.8 380 7,24
97
MUNICIPIO S/E
ALIMENTADOR
NOMBRE DEL
CIRCUITO KVA
NIVEL DE TENSIÓN
(KV)
CORRIENTE
NOMINAL
LONGITUD
(KM)
Ari
smen
di
La
Asu
nció
n
01 LOMA DE GUERRA 4.000,00 13,8 380 17,96
02 LA GOBERNACION 17.035,50 13.8 380 20,84
03 EL COPEY 6.005,00 13.8 380 7,57
05 CRUC. GUACUCO 19.373,50 13.8 380 27,12
07AV. 31 DE JULIO 11.932,50 13.8 380 23,45
08 ATAMO NORTE 15.702,50 13.8 380 26,22
09 LA FUENTE 15.092,50 13.8 380 33,00
10 AV. TACHIRA 5.020,00 13,8 380 11,59
Ga
rcía
Co
nej
ero
s
01 CALLE MANEIRO 13.8 380 ----
02 CALLE MARCANO 11.733,00 13.8 380 7,48
03 AV. FCO FAJARDO 9.087,50 13.8 380 10,98
04 EL PIACHE 6.925,00 13.8 380 5,93
05 MERCADO 11.865,00 13.8 380 12,00
09 MACHO MUERTO 2.627,50 13,8 380 6,81
10 LOS COCOS 1.072,50 13.8 380 12,31
11 EL VALLE 13.602,50 13.8 380 15,39
12 LA COMARCA 9.337,50 13.8 380 11,91
Ma
rca
no
No
ex
iste
Su
bes
taci
ón
---- ---- ---- ---- ----
NOTA: Los datos se obtuvieron de una consulta a la Red Congelada el día 25/04/2012.
98
Tabla C.2: Características de los Municipios, Año 2011.
Región Filial Estado N° Municipio Número Total de
Usuarios
Área Electrificada
(km2)
Superficie
(km2)
Oriental CORPOELEC
Nueva
Esparta
1 Villalba 9238 4,74 55
2 Díaz 9297 22,96 166
3 Gómez 17095 15,05 96
4 García 15120 19,42 85
5 Mariño 10890 33,54 39
6 Maneiro 19272 28,50 35
7 Marcano 9778 11,32 40
8 Tubores 34736 10,81 180
9 Arismendi 6081 12,31 52
10 Antolín del
Campo 7706 12,01 72
11 Península de
Macanao 2326 8,81 331
99
D. INFORMACIÓN REQUERDA DEL ESTADO NUEVA ESPARTA PARA LA
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO.
Tabla D.1: Municipios, densidades y cantidad de mediciones del Estado.
ESTADO Nº MUNICIPIOS DENSIDAD DE CARGA CANTIDAD DE MEDICIONES
Nuev
a Es
part
a
01 Maneiro Muy Alta 35 02 Marcano Muy Alta 35 03 Mariño Muy Alta 35 04 Antolín del Campo Alta 20 05 Arismendi Alta 20 06 Díaz Alta 20 07 García Alta 20 08 Gómez Alta 20 09 Villalba Mediana 10 10 Península de Macanao Baja 8 11 Tubores Muy Baja 4
Tabla D.2: Resumen de mediciones del Estado Nueva Esparta.
ESTADO CANTIDAD DE MUNICIPIOS
DENSIDAD DE CARGA CANTIDAD DE MEDICIONES
MUY ALTA ALTA MEDIANA BAJA MUY BAJA
NUEVA ESPARTA 11 3 5 1 1 1 227
100
Tabla D.3: Puntos de Transformación por Municipio.
Municipios Nombre del Alimentador Puntos de transformación Tipo de
carga Referencia (Dirección) Ubicación (P,C,T) kVA’s Código
P: Poste C: Caseta T: Pedestal
101
Tabla D.4: Características de las Subestaciones y los Alimentadores.
MUNICIPIO DENSIDAD SUBESTACIÓN
ALIMENTADOR
NOMBRE TIPO DE CIRCUITO
NIVEL DE TENSIÓN
(KV)
CALIBRE DEL
CONDUCTOR
CORRIENTE NOMINAL
(A)
LONGITUD ALIMENTADOR
(KM)
CANTIDAD DE CENTROS DE
TRANSFORMACIÓN
CAPACIDAD INSTALADA
(KVA)
CANTIDAD DE
USUARIOS
Tabla D.5: Historial del registro mensual de los Puntos de Medición seleccionados.
MES/AÑO MUNICIPIO DENSIDAD S/E CIRCUITO REFERENCIA (DIRECCIÓN) PUNTO DE MEDICIÓN TIPO DE UBICACIÓN
TIPO DE USUARIO CÓDIGO SE MIDIÓ
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
SI/NO
102
D.1 Cronogramas de envío y solicitud de información.
Tabla D.6: Campañas de medición por parte del REGULADOR.
PERÍODO DE CONTROL MES/AÑO
ENVÍO DE CAMPAÑA MENSUAL A LA
DISTRIBUIDORA
FECHA DE ENVÍO
FECHA DE ACUSE DE
RECIBO
DENTRO DEL EL PLAZO ESTIMADO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
Tabla D.7: Información mensual de la Distribuidora.
PERÍODO DE CONTROL MES/AÑO INFORMACIÓN
MENSUAL FECHA DE
RECIBO CUMPLIÓ EL
PLAZO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
103
Tabla D.8: Información Semestral de la Distribuidora.
PERÍODO DE CONTROL
INFORMACIÓN SEMESTRAL
FECHA DE ENVÍO
FECHA DE ACUSE DE RECIBO
CUMPLIÓ EL PLAZO
SI/NO SI/NO
SI/NO SI/NO
104
D.2 Historial de los indicadores.
Tabla D.9: Indicadores mensuales por punto de Medición.
MUNICIPIO DENSIDAD MES PUNTO DE MEDICIÓN INDICADORES [REGULADOR]
INDICADORES [DISTRIBUIDORA]
FEDT FEES EEBC FEDT FEES EEBC
Tabla D.10: Indicadores mensuales por Municipio.
PERÍODO DE CONTROL MUNICIPIO DENSIDAD
INDICADORES [REGULADOR]
INDICADORES [DISTRIBUIDORA]
FEDT FEES EEBC FEDT FEES EEBC
105
D.3 Historial de las Sanciones por incumplimientos.
Tabla D.11: Sanciones por Punto de medición.
MUNICIPIO PUNTO DE MEDICIÓN CÓDIGO MES FEDT EEBC PPE(n) Spm Dpm Dnm SANCIÓN
Tabla D.12: Sanciones por Municipio.
MUNICIPIO PERÍODO
DE CONTROL
FEDT EEBC PPE(n) Spm Dpm Dnm SANCIÓN
106
Tabla D.13: Retribución por Sanciones.
Estado: Nueva Esparta.
Municipio Mes Energía de baja Calidad MWh
Facturación MWh Retribución por Sanciones Facturación Total MWh
MWh MBs. MWh MBs. MWh MBs.
Total - 0 0 0 0 0 0
107
D.4 Historial de Reclamos.
Tabla D.14: Reclamos de usuarios.
Nº PUNTO DE MEDICIÓN CÓDIGO S/E CIRCUITO MUNICIPIO TIPO DE USUARIO
TIPO DE UBICACIÓN
FECHA DE RECLAMO CAUSAS DEL RECLAMO
Tabla D.15: Instalación/Retiro de los Analizadores de Red para la verificación del reclamo.
Nº PUNTO DE MEDICIÓN CÓDIGO S/E CIRCUITO MUNICIPIO VOLTAJE NOMINAL
SERIAL DEL
EQUIPO
TIPO DE USUARIO
FECHA DE INST
HORA DE INST
FECHA DE RET
HORA DE RET
Tabla D.16: Las acciones tomadas para la solución de los inconvenientes.
Nº PUNTO DE MEDICIÓN MUNICIPIO DENSIDAD ACCIONES TOMADAS PARA LA SOLUCIÓN
108
Tabla D.17: Registro de la información de los analizadores de red.
NOMBRE DEL PUNTO:
FECHA HORA V FASE A [V] V FASE B [V] V FASE C [V] POTENCIA [kW] ENERGÍA [kWh]
109
E. ENVÍO Y SOLICITUD DE INFORMACIÓN DEL REGULADOR A LAS
COMPAÑÍAS DISTRIBUIDORAS.
110
E.1 Campañas de Medición.
Fecha: XX/XX/XXXX.
PUNTOS DE MEDICIÓN EN BAJA TENSIÓN
Nº MUNICIPIO DENSIDAD S/E CIRCUITO
REFERENCIA (DIRECCIÓN)
PUNTO DE MEDICIÓN
TIPO DE UBICACIÓN KVA TIPO DE
USUARIO CÓDIGO
111
E.2. Información Mensual.
E.2.1 Comprobación de las campañas de medición.
Tabla E.2.1: Condiciones operativas de los analizadores de red (Resumen).
MES MARCA MODELO OPERATIVOS DAÑADOS TOTAL
TOTAL
Tabla E.2.2: Equipos Analizadores Operativos.
EQUIPOS OPERATIVOS CANTIDAD: XX
MARCA MODELO SERIAL PUNTOS
MEDIDOS
TOTAL
Tabla E.2.3: Equipos Analizadores Dañados.
EQUIPOS DAÑADOS CANTIDAD: XX
MARCA MODELO SERIAL FECHA DE
DAÑO
112
E.2.2 Instalación y retiro de los analizadores de red.
Tabla E.2.4: Puntos de Medición de la campaña del mes xxxxx.
MUNICIPIO DENSISDAD Nº PUNTO DE MEDICIÓN
TIPO DE USUARIO
UBICACIÓN DEL TRX SERIAL DEL EQUIPO CUMPLIÓ CON EL
CRONOGRAMA
Tabla E.2.5: Instalación y retiro de los analizadores de red de los puntos medidos.
MUNICIPIO: DENSIDAD:
Nº PUNTO DE MEDICIÓN CÓDIGO DEL
PUNTO VOLTAJE NOMINAL
SERIAL DEL EQUIPO
TIPO DE USUARIO
FECHA DE INST
HORA DE INST
FECHA DE RET
HORA DE RET
Tabla E.2.6: Incumplimiento del cronograma de Instalación/Retiro de los Analizadores de Red (*).
MUNICIPIO: DENSIDAD:
Nº PUNTO DE MEDICIÓN CÓDIGO DEL PUNTO
VOLTAJE NOMINAL
SERIAL DEL EQUIPO CAUSA/MOTIVO DEL INCUMPLIMIENTO
113
E.2.3 Indicadores de la calidad del producto técnico desagregado por punto de medición.
Tabla E.2.7: Indicadores de la calidad del producto técnico por punto de medición.
INDICADORES POR PUNTO DE MEDICION DEL MES XXXX
MUNICIPIO: xxxx DENSIDAD: xxx
Número del Punto: xxx Banda Mala
CRMFBPT CTRM
FEDT
Tabla E.2.8: Indicadores de la calidad del producto técnico por punto de medición Sancionado (*).
INDICADORES POR PUNTO DE MEDICION SANCIONADO DEL MES XXXX
MUNICIPIO: xxxxx DENSIDAD: xxxx
Número del Punto: xxxxx Banda Mala
FEDT ESFBP ETR FEES ETF EEBC
114
Tabla E.2.9: Sanciones por punto de medición (*).
SANCIONES
Etapa X MUNICIPIO: DENSIDAD:
Número del Punto: xxxxx Banda Mala
FTPC o FUPC
ETFPC o ETUPC
PPE(n)
EEBC Fp
PPE(n) Spm
Dpm (>7 días) [Días] Dnm (período entre mediciones)
SANCION PARTICULAR [Bs] (Dpm + Dnm)xSpm/Dpm
Tabla E.2.10: Resumen de Sanciones por punto de medición (*).
Nº PUNTO DE MEDICIÓN MUNICIPIO DENSISDAD S/E TIPO DE USUARIO SANCIÓN
115
Tabla E.2.11: Indicadores por remedición de un punto de sancionado (*).
INDICADORES POR REMEDICION PUNTO DEL MES XXXX
MUNICIPIO: xxxx DENSIDAD: xxx
Número del Punto: xxx Banda Mala
CRMFBPT CTRM FEDT
NOTA: (*) En caso de ser necesario.
116
E.3 INFORMACIÓN SEMESTRAL.
Tabla E.3.1: Resumen de los indicadores de la calidad del producto técnico mensuales por Municipio en el Semestre Mes inicio-Mes fin.
MUNICIPIOS
FEDT
PERÍODO DE CONTROL I PERÍODO DE CONTROL II
Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 1 Mes 2 Mes 3
Maneiro Marcano Mariño
Antolín del Campo Arisméndi
Díaz García Gómez
VIllalba Península de
Macanao
Tubores
Tabla E.3.2: Resumen de los indicadores de la calidad del producto técnico por Municipio en el Semestre I ó II del año 20XX.
INDICADORES POR MUNICIPIO
MUNICIPIOS FEDT
PERÍODO DE CONTROL I MES-MES
PERÍODO DE CONTROL II MES-MES
Maneiro Marcano Mariño
Antolín del Campo Arisméndi
Díaz García Gómez Villalba
Península de Macanao Tubores
117
Tabla E.3.3: Indicadores de la calidad del producto técnico por Municipio Sancionado (*).
INDICADORES POR MUNICIPIO SANCIONADO
Nombre del Municipio
Banda Mala
PERÍODO DE CONTROL I MES-MES
PERÍODO DE CONTROL II MES-MES
FEDT ESFBP ETR FEES ETF EEBC
Tabla E.3.4: Sanciones globales por Municipios (*).
SANCIONES
Nombre del Municipio
Banda Mala
PERÍODO DE CONTROL I MES-MES
PERÍODO DE CONTROL II MES-MES
FTPC o FUPC ETFPC o ETUPC
PPE(n) EEBC
Fp PPE(n)
Spm Dpm [Días]
Dnm (período entre mediciones)
SANCION PARTICULAR [Bs] (Dpm
+ Dnm)xSpm/Dpm
118
Tabla E.3.5: Créditos otorgados a los usuarios por mes en el estado por incumplimiento de los indicadores de la calidad del producto técnico.
Región Estado Mes Producción de Energía MWh
Compra de Energía MWh
Energía Total MWh
Facturación MWh Retribución por Sanciones Facturación Total MWh
MWh MBs. MWh MBs. MWh MBs.
Nueva Esparta
Total - - - 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tabla E.3.6: Créditos otorgados a los usuarios por mes por Municipio por incumplimiento de los indicadores de la calidad del producto técnico
Estado: Nueva Esparta.
Municipio Mes Energía de baja Calidad MWh
Facturación MWh Retribución por Sanciones Facturación Total MWh
MWh MBs. MWh MBs. MWh MBs.
Total - 0 0 0 0 0 0
119
Tabla E.3.7: Características de las Subestaciones.
SUBESTACIÓN CAPACIDAD S/E (MVA)
Nº CIRCUITOS
kms LÍNEAS
TENSIÓN (kV)
CAPACIDAD INST CIRCUITO (kVA)
CARGA (Amp) TRX'S TIPO DE
CIRCUITO SECTORES SUPLIDOS
Tabla E.3.8: Características de los Municipios.
Región Estado N° Municipio Número Total de Usuarios Área Electrificada (km2) Superficie Total (km2)
Nueva Esparta
Tabla E.3.9: Especificación de usuarios por tipo de tarifa en un Estado.
Región Estado N° Municipio Tipo de tarifa Número de Usuarios
Nueva Esparta
