UNIVERSIDAD NACIONAL SAN AGUSTIN DE AREQUIPA

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA, MECÁNICA Y MINAS

“ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA”

CUSCO-PERU

2010

“DETERMINACION REAL DE LA COMPENSACIÓN ECONÓMICA A USUARIOS EN M.T Y B.T. POR MALA CALIDAD DEL PRODUCTO DE LA CIUDAD DEL CUSCO”

DESARROLLADO POR:

JOSÉ WILFREDO CALLASI QUISPE

Cusco -2011

1.MARCO REFERENCIAL

1.1Título

“DETERMINACION REAL DE LA COMPENSACION ECONOMICA A USUARIOS DE M.T. Y B.T. POR MALA CALIDAD DEL PRODUCTO DE LA CIUDAD DEL CUSCO”

1.2Responsable

Jose Wilfredo Callasi Quispe

1.3Asesor

Mgt. Ing. Jaime Quispe

1.4Ámbito Geográfico

Sistema de Distribución Ciudad del Cusco

2.PROBLEMA

2.1Planteamiento del Problema

Hasta algunos años atrás la energía eléctrica era considerada como un

servicio más, al cual no se le daba la importancia necesaria, pero desde la

implementación de la NTCSE el 09 de Octubre de 1997 con D.S N°020-97-EM en

nuestro país, la energía eléctrica es considerada como un producto y por lo tanto

debe ser un producto de calidad, siendo así prioritario una continua supervisión,

control y mejoramiento de la energía eléctrica.

La mala calidad de Producto que brindan las empresas de distribución de

energía eléctrica a los usuarios finales, afecta básicamente el tiempo de vida útil de

los equipos electrodomésticos, equipos eléctricos y equipos de iluminación.

La Empresa de distribución eléctrica Electro Sur Este S.A.A, tiene constantes

penalizaciones por parte de la empresa fiscalizadora (OSINERGMIN), debido a que no

esta compensando a todos los usuarios afectados por mala calidad de producto, por

esta razón en los 2 últimos años ha pagado el monto de S/. 105,950.00, a la entidad

Fiscalizadora OSINERGMIN.

El Área comercial de Electro Sur Este S.A.A., genera la relación de suministros

afectados pero no hay una forma de comprobar gráficamente si son correctos o no

debido a que el sistema comercial no maneja una data grafica y esto conlleva a

errores críticos (se compensa a clientes no afectados y se dejaba de compensar a

clientes afectados).

Asimismo la empresa concesionaria en la ciudad del Cusco, no cuenta en la

actualidad con una identificación de las zonas críticas que muestren las

transgresiones más severas, en la mala calidad de Producto, es decir no existe un

concepto de “Mapa de Calidad”. En consecuencia la empresa se ve limitada a realizar

trabajos de naturaleza correctiva.

Formulación del Problema

¿De qué manera se podrá compensar adecuadamente a todos los usuarios

afectados por mala Calidad de Producto en la ciudad del Cusco?

2.2 Objetivos

2.2.1 Objetivo Principal

Desarrollar un Software utilizando la base de datos de Electro Sur Este S.A.A.

en ARCGIS, que permita una compensación económica satisfactoria a todos los

usuarios afectados por mala calidad de producto en Media y Baja tensión.

2.2.2 Objetivos Específicos

1. Modelar los componentes eléctricos de las redes eléctricas de distribución de

la ciudad del Cusco, tales como, subestaciones de distribución, líneas tanto

para Media tensión, Baja tensión y suministros.

2. Evaluar la Calidad de Producto en el Sistema de Distribución de la Ciudad del

Cusco, mediante la empresa concesionaria Electro Sur Este S.A.A.

3. Implementar un Software en el ARCGIS, para realizar compensación por mala

calidad de producto, según la Norma Técnica de Calidad Servicio Eléctrico.

4. Desarrollar el análisis económico del aplicativo GIS comparando estrictamente

con el proceso actual.

2.3 Justificación del Estudio

Hoy en día todas las empresas eléctricas de distribución eléctrica, buscan

optimizar sus productos con mejoras continuas, personal adecuado y tecnología

acorde a la realidad en el que nos encontramos, buscando operar como una empresa

económicamente adaptada.

Para alcanzar Certificaciones de calidad de Gestion (ISO 9001) por parte de la

Empresa de Distribución Eléctrica Electro Sur Este S.A.A. se planteará un software

que es un modelo estandarizado. Así mismo se traduce en la reducción de

penalizaciones económicas por parte de la entidad fiscalizadora (OSINERMIN).

Con el presente trabajo de tesis se mejorará el proceso de alternativas

computacionales, que coadyuvara al ahorro de horas hombres y disminuye el factor

de error humano en la compensación económica a usuarios por mala calidad de

producto.

A nivel nacional se tienen 14 empresas de Distribución de energía Eléctrica, y

todos tienen su base de datos en GIS, de los cuales; 09 empresas tienen su base de

datos en el ARCGIS, 04 empresas tienen su base de datos en el SWALLWORLD, 01

empresa tienen su base de datos en el MAPINFO; por ende el Software que se

implementará, es valido y utilizable en todas las empresas mencionadas.

El presente trabajo de tesis contribuirá a los involucrados en el sector eléctrico

desde el punto de vista:

Técnico: Se tendrá el mapeo de las zonas con mala Calidad de Producto que

facilitará a la empresa concesionaria para que implemente un plan de correcciones, y

así permitirá a los usuarios tener un producto de calidad de energía eléctrica.

Económico: Disminuirá las penalizaciones por la entidad Fiscalizadora

(OSINERGMIN), y también coadyuvara al ahorro de horas hombre, por lo tanto la

empresa de distribución de energía eléctrica tendrá más ingresos económicos.

Académico: Permitirá analizar y profundizar la Norma Técnica de Calidad de

Servicio Eléctrico (NTCSE), en lo que respecta a la compensación económica por mala

calidad de producto.

Social: Los Equipos eléctricos, electrónicos, electrodomésticos y otros, tendrán un

mayor tiempo de vida útil; así también disminuirán los reclamos de los usuarios a

OSINERGMIN y mejorará la imagen de la Empresa distribuidora, obteniendo

certificaciones de calidad de servicio.

2.4 Alcances

Este trabajo de Tesis tiene como finalidad desarrollar un software en

plataforma GIS de ESRI para la generación de suministros afectados por mala

Calidad de Producto para su correcta compensación.

Este trabajo puede ser utilizado en empresas de distribución que manejen su

información grafica en plataforma ESRI.

3.MARCO TEÓRICO

Un servicio de calidad de energía eléctrica, está caracterizado por la

continuidad y la calidad de la energía eléctrica que se entrega al

usuario.

La calidad de producto y servicio la determina el cliente. Desde el

punto de vista eléctrico, existen muchas definiciones, la calidad de la

energía, es buena si los dispositivos conectados al sistema eléctrico funcionan

de manera correcta. Por lo regular la “buena o mala calidad” de la energía se

manifiesta en el mal funcionamiento de los sistemas de control, llámense

interruptores, arrancadores u otros. Las caídas de tensión eléctrica que de

manera cotidiana se manifiestan en parpadeo de los sistemas de iluminación y la

operación defectuosa de los equipos electrónicos.

La Calidad de Producto suministrado al Cliente se evalúa por las

transgresiones de las tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia y

perturbaciones en los puntos de entrega. El control de la Calidad de Producto se

lleva a cabo en períodos mensuales, denominados “Períodos de Control”. Los

principales parámetros de calidad de la energía eléctrica se describen a

continuación.

CALIDAD DE PRODUCTO

La onda de tensión que la compañía distribuidora suministra a cada

cliente en su punto de alimentación debe tener unas características ideales que

se definen en cuanto a: magnitud de acuerdo con el valor nominal de la tensión

10.5KV/380-220V caso Cusco; frecuencia 60 Hz; forma de onda senoidal; y

simetría entre las tres fases en caso de un suministro trifásico. Existen

perturbaciones que afectan a estas características que definen el producto,

pudiéndose, en caso de ser importantes, llegar a causar un mal funcionamiento

del sistema o de los equipos al que estén conectados

A continuación se presentan los parámetros eléctricos, que

generalmente se consideran para medir la calidad del producto; según la NTCSE,

se clasifica de la siguiente manera.

Tensión;

Frecuencia;

Perturbaciones (Flícker y Tensiones Armónicas).

VARIACIONES DE TENSIÓN

La NTCSE define la variación de tensión como un aumento o

disminución de la tensión provocada normalmente por variaciones de carga. En el

siguiente capítulo relativo a la normativa, se especifica exactamente cómo se

miden las variaciones de tensión. [5]

Índice de Calidad

Donde:

Vk: variación de voltaje, en el punto de medición, en el, un intervalo k .

Vk : voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k.

Vn : voltaje nominal en el punto de medición.

Si el sistema eléctrico no tuviese cargas, las tensiones en cada

punto de la red dependerían únicamente de las relaciones de transformación

de los transformadores que existieran en la red. Sin embargo, la conexión

de cargas a la red eléctrica produce una circulación de corriente. Es

precisamente esta corriente la que produce caídas de tensión, al circular por

ella cada una de las impedancias del sistema, debido a las características de las

líneas y transformadores. Por otra parte, si la carga fuera constante la caída de

tensión en la red también lo sería y en consecuencia no se producirían

fluctuaciones de tensión.

Esquema unifilar general de conexión de un cliente de M.T.

Esquema unitario equivalente del ejemplo anterior

Como se puede observar en el esquema anterior, si la carga fuera

constante, las respectivas caídas de tensión serían constantes y tan sólo

dependerían de la tensión de la red de AT.

Pero las cargas no son constantes. Se producen fuertes variaciones de

consumo a lo largo del tiempo. El consumo en verano no es igual que en

invierno y no es lo mismo de día que de noche o en días laborables o festivos. La

situación en sistemas industriales empeora, ya que las variaciones se producen

entre los distintos períodos productivos y pueden durar segundos, por

arranque de motores, u horas en caso de procesos largos.

En la red eléctrica las variaciones de tensión suelen ser debido al

conjunto de las cargas, ya que rara vez una carga individual representa una

potencia importante respecto a la capacidad de carga del sistema. Sin

embargo, existen variaciones de carga en todos los niveles de tensión. Cuando se

refiere a grandes variaciones de carga en un cliente concreto, es muy

importante tener en cuenta que cuanto menor es el tamaño del transformador

mayor es su impedancia. Por su parte, las líneas presentan más impedancia

cuanto menor es su tensión. Desde un punto de vista práctico, esto quiere decir

que las impedancias dentro de un cliente, representadas en el gráfico de forma

simplificada como impedancia del transformador del cliente, son mucho

mayores que las de la red, debido a su menor nivel de tensión y

dimensiones. En consecuencia, se producen grandes variaciones de tensión

dentro de los clientes, que se suman a las que provienen de la red.

Las compañías eléctricas regulan independientemente cada nivel de

tensión ya que existen variaciones de carga, y por tanto variaciones de

tensión, en todos los niveles de tensión. El primer paso se toma en los sistemas

de muy alta tensión (superior a 100 kV). Para bajar la tensión en momentos de

baja carga se introducen reactancias, que se conectan de noche. Los

transformadores de muy alta tensión a alta tensión y los transformadores de alta

a media tensión disponen de regulación de tomas en carga. El sistema mide la

tensión en barras de la subestación y manda subir una toma del transformador

cuando la tensión está baja, o bajar una toma si la tensión está alta. De esta

manera se corrigen las variaciones de tensión en unos pocos minutos, tiempo que

viene dado por la capacidad electromecánica del cambiador de tomas. El último

paso de regulación es la toma del transformador de media tensión a baja

tensión. La mayoría son de toma fija y no se puede modificar en carga, siendo

por lo tanto necesaria su parada para modificarla. Normalmente, una única toma

es suficiente para todo el año si bien en algunos lugares con gran

diferencia de consumos dependiendo de la estacionalidad, puede ser

necesaria su modificación un par de veces al año.

HUECOS DE TENSIÓN

Según la NTCSE, un hueco de tensión es una disminución brusca de la

tensión de alimentación a un valor situado entre el 90% y el 1% de la tensión

declarada Uc, seguida de un restablecimiento de la tensión después de un corto

lapso de tiempo. Por convenio un hueco dura entre 10 ms a 1 min. La

profundidad de un hueco de tensión es definida como la diferencia entre la

tensión eficaz mínima durante el hueco de tensión y la tensión declarada. Las

variaciones de tensión que no reducen la tensión de alimentación a un valor

inferior al 90% de la tensión declarada no son consideradas como huecos de

tensión.

La caída de tensión puede afectar a una o a varias fases. Al tratarse de

un fenómeno complejo, se resume la información indicando únicamente la

máxima caída de tensión de cualquiera de las fases y la duración total del hueco

de tensión. Para calcular esta duración se considera que el hueco comienza en el

momento en que el valor eficaz de una de las fases cae por debajo del umbral

establecido para la medida de huecos y que termina cuando la última de las tres

fases recupera el valor normal.

Aunque ocasionalmente pueden producirse huecos de tensión por

el arranque de grandes cargas, la causa principal de los huecos de

tensión son las faltas en líneas eléctricamente próximas.

La corriente durante un cortocircuito es muy elevada, sin más limitación

que la debida a la impedancia de la red hasta el punto de la falta. Este

cortocircuito es despejado por el interruptor de cabecera de la línea 2, en

un tiempo que oscila normalmente entre 60 milisegundos y 1 segundo.

Durante ese tiempo la tensión en el punto de la falta desciende prácticamente

a cero, mientras que en los puntos próximos se producen caídas de tensión

proporcionales a la distancia eléctrica a este punto. El siguiente gráfico compara

las tensiones en los dos puntos del sistema:

Comparación de las tensiones en los dos puntos del sistema

t1: Instante de aparición del cortocircuito en la línea 1

t2: Instante de desaparición del cortocircuito en la línea 1

Un hueco de tensión comienza cuando se establece el cortocircuito

en otra línea (instante t1), y termina cuando el sistema de protección despeja la

falta (instante t2). Por tanto su duración no tiene nada que ver con el tiempo de

interrupción de la línea que ha sufrido la falta. La duración del hueco de tensión

que se observaría en el cliente de media tensión del ejemplo dependería de que

elemento provocara el disparo. Las líneas de media tensión suelen disponer de

protecciones de sobreintensidad que combinan un elemento instantáneo para

faltas de gran magnitud y uno temporizado para faltas de pequeña corriente. En

caso de un disparo por el elemento instantáneo el hueco duraría entre 60 y 140

milisegundos, mientras que si el valor de la corriente de falta se encuentra por

debajo del ajuste del instantáneo, el elemento temporizado actuaría en un

tiempo que suele estar comprendido entre 400 y 800 milisegundos. Aunque

existen otros tipos de protecciones, la mayoría de los huecos de tensión tiene una

duración de un orden de magnitud similar, comprendida entre 20 milisegundos y

1 segundo.

Para entender cómo se transmite un hueco de tensión a través de la red,

se podría decir que en caso de cortocircuito el sistema eléctrico aporta toda la

energía que puede al punto de la falta, retirándola de los puntos

eléctricamente próximos. El concepto de proximidad eléctrica tiene que ver

con la impedancia de la red y no tanto con la distancia física a la falta.

Por otra parte los transformadores tienen efectos diferentes en función

de si el hueco tiene su origen en el lado primario o del secundario: Los huecos

de tensión se transmiten de alta hacia baja, si bien el grupo de conexión tiene

cierta influencia mientras que de baja hacia alta los huecos de tensión se

atenúan. De este modo, un punto de la red de muy alta tensión situado a

cientos de kilómetros de distancia puede estar eléctricamente más próximo, y

por tanto producir un hueco de tensión mayor, que un punto situado a cientos de

metros pero que se alimenta de otro transformador.

Cortocircuito en una línea de MT

Fuente: “Minimización de los Efectos de las Perturbaciones Eléctricas en los Procesos Industriales” Edi. Universidad Pontificia Comillas – Madrid – 2008.

En el esquema anterior se puede ver como se transmitiría un hueco

de tensión y la profundidad del mismo en diferentes puntos de la red. En la

línea donde ha ocurrido el cortocircuito habría una bajada de tensión

prácticamente total si la falta fuera franca a tierra. El hueco de tensión de la

barra 2 (B2) se vería atenuado por la caída de tensión de la línea 2. Suponiendo

una red de AT de impedancia prácticamente infinita, la caída de tensión en las

barras de AT (B0) sería muy pequeña. Esta pequeña caída de tensión se

transmitiría idéntica a la barra 1 y a los clientes que de ella tomasen. Los

gráficos siguientes muestran los diferentes huecos.

Transmisión de un hueco en MT

En cambio si el hueco proviene de un cortocircuito en un punto de AT

en hueco se transmitiría con la misma profundad a todas la barras de MT.

Transmisión de un hueco en AT

Entre todos los elementos que se han definido como

eléctricamente próximos, determinan un área de influencia, es decir el conjunto

de elementos en los que si se produce un cortocircuito este provocaría un

hueco de tensión en un punto concreto de la red. La cantidad de elementos

que se encuentran incluidos en el área de influencia de un punto concreto

depende de la topología concreta de cada lugar, pero suele incluir decenas o

cientos de kilómetros de líneas de media tensión y cientos o miles de

kilómetros de líneas de alta y muy alta tensión. En el siguiente gráfico se ve el

monitor de simulación de huecos de tensión en el sistema de muy alta tensión

(MAT) de Red Eléctrica de Perú, con una simbología de colores que caracteriza

el área de influencia de un cortocircuito en un punto cualquiera de la red. [2]

FRECUENCIA

Frecuencia y Periodo de una onda senoidal

Frecuencia, es una medida para indicar el número de repeticiones

de cualquier fenómeno o suceso periódico en una unidad de tiempo. En el

Sistema Internacional, la frecuencia (f) se mide en hertz (Hz). Un hertz es el

número de sucesos o fenómenos repetidos en un segundo.

Cuando hay que referirse a sistemas eléctricos en nuestro País la

frecuencia nominal en Perú es de 60 Hz y todos los equipos domésticos y

la mayoría de los equipos industriales funcionan a esta frecuencia. Existen

equipos que son extremadamente delicados y un cambio de frecuencia

terminaría por provocar que se descompongan por lo que es necesario

que la frecuencia del sistema permanezca lo más constante posible y

sin distorsiones de importancia.

En los sistemas eléctricos una de las variables que se regulan es la

frecuencia. En la actualidad las compañías generadoras de energía eléctrica,

generan la energía con ciclos muy estables, por lo que es poco común que se

presente una variación de estos. En los sistemas eléctricos, puede presentarse

este tipo de fenómeno en las plantas de emergencia o portátiles ya que la

regulación de velocidad del generador depende de las condiciones ambientales y

de operación particular.

El período (T), se da cuando se producen ondas en impulsos sucesivos

hacia arriba y hacia abajo, las ondas formadas viajan en el tiempo a una

frecuencia. El tiempo que se toma una onda en pasar por un punto del medio

material perturbado es lo que constituye el período. Tanto el período como la

frecuencia se pueden expresar de la siguiente manera:

Donde f = 2πω; esto quiere decir, que el período y la frecuencia son

inversos. En el Grafico 2.10, se muestra claramente el periodo que hay entre

ciclos de una onda senoidal a una frecuencia de 60 Hz.

Características de la onda senoidal.

PERTURBACIONES: PARPADEO (FLICKER)

Índice de Calidad.-

Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al flicker, se

considerará el Índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (Pst), en

intervalos de medición de 10 minutos, definido de acuerdo a las normas IEC;

mismo que es determinado mediante la siguiente expresión:

Donde:

Pst : Índice de severidad de flicker de corta duración.

P0.1, P1, P3, P10, P50 : Niveles de efecto “flicker” que se sobrepasan durante

el 0.1%, 1%, 3%, 10%, 50% del tiempo total del periodo

de observación.

PERTURBACIONES: (ARMÓNICOS)

Índice de Calidad.-

Donde:

Vi’ : factor de distorsión armónica individual de voltaje.

THD : factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje

Vi : valor eficaz (rms) del voltaje armónico “i” (para i = 2... 40) expresado

en voltios.

Vn : voltaje nominal del punto de medición expresado en voltios.

Distorsión Armónica

Este concepto proviene del teorema de Fourier y define que, bajo

ciertas condiciones analíticas, una función periódica cualquiera puede

considerarse integrada por una suma de funciones senoidales, incluyendo un

término constante en caso de asimetría respecto al eje de las abscisas, siendo la

primera armónica, denominada también señal fundamental del mismo periodo

y frecuencia que la función original y el resto de las funciones senoidales

cuyas frecuencias son múltiplos de la fundamental. Estas componentes son

denominadas armónicas de la función periódica original, ver siguiente Grafico:

Forma de onda de la señal fundamental de 60 Hz.

Cuando la tensión o la corriente de un sistema eléctrico tiene

deformaciones con respecto a la forma de onda senoidal, se dice que la señal

ésta distorsionada. La distorsión puede deberse a fenómenos transitorios

tales como: arranque de motores, conmutación de capacitares, efectos de

tormentas o fallas de cortocircuito entre otras.

Resultado de onda Fundamental a onda Real

Si la onda de corriente o de tensión medida en cualquier punto de un

sistema eléctrico se encuentra distorsionada, con relación a la onda

senoidal fundamental que debería encontrar, se dice que se trata de una

onda contaminada con componentes armónicas, ver figuras

a) 3er armónico de la onda fundamental. b) 5to armónico de la onda fundamental.

El problema con cargas no lineales, es la forma no senoidal que la

corriente adopta, producto de las diferentes ondas (múltiplos enteros de la

fundamental), que a ella se suman y que son originadas por las cargas no

lineales. Esta deformación de las señales de tensión y corriente se expresa

usualmente en términos de distorsión armónica, que da como resultado final la

suma de la onda fundamental más sus múltiplos; es decir, la onda distorsionada,

figuras a) y b) siguientes:

a) Señales de las armónicas. b) Onda resultante de la sumas de las

señales de diferentes frecuencias armónicas con la fundamental.

a) b)

Para que se considere como distorsión armónica las deformaciones de

una señal se deben cumplir las siguientes condiciones:

Que la señal tenga valores definidos dentro del intervalo, lo que implica

que la energía contenida sea finita.

Que la señal sea periódica, teniendo la misma forma de onda en cada

ciclo de la señal de corriente y tensión eléctricas.

La señal sea permanente, cuando la distorsión armónica se

presente en cualquier instante de tiempo.

Muestra descomposición de las ondas

Los sistemas eléctricos, están compuestos en gran parte de cargas

monofásicas que son alimentadas frecuentemente con una fuente de 4 hilos en

estrella aterrizada. Los dispositivos monofásicos generalmente exhiben las

siguientes armónicas de la fundamental en la forma de onda de corriente: 3, 5, 7,

9, 11, 13, etc. En estos tipos de aplicaciones debe tomarse en cuenta los

siguientes puntos:

Aún en condiciones de carga balanceada las armónicas múltiplos de tres

se sumarán en el conductor neutro. La tercera armónica es generalmente mucho

mayor que el resto y es habitualmente la más significativa.

Los transformadores alimentadores conectados en delta-estrella

aterrizada bloquearán la mayoría de las corrientes de tercera armónica y sus

múltiplos, evitando que fluyan hacia el sistema de alta tensión.

Consecuentemente, esta conexión es preferida en esta aplicación.

Debido a las corrientes de neutro potencialmente altas en esta

aplicación, un conductor neutro común puede dimensionarse tanto como al

doble de los conductores de fase o llevar neutros separados por fase.

3.1 HIPOTESIS

Hipótesis general

Con la implementación del Software en el ARCGIS, se podrá realizar una

compensación real de suministros afectados y de esta manera disminuir el margen

de error de compensar a clientes no afectados y evitar la penalización.

Hipótesis especificas

Se podrá modelar los componentes eléctricos de las redes eléctricas de

distribución de media tensión y baja tensión en la ciudad del Cusco, tales como,

subestaciones de distribución, líneas tanto para media, baja tensión, acometidas

domiciliarias y suministros

Se podrá desarrollar el diagnostico situacional de la Ciudad del cusco con

respecto a la calidad de producto que brinda al empresa concesionaria a los

usuarios finales.

Se podrá poner a prueba del aplicativo GIS para la generación de la

compensación por mala calidad de producto.

Se Desarrollará el análisis económico del aplicativo GIS comparando

estrictamente con el proceso de actual.

3.2 Variables e Indicadores

3.2.1 Variables

Variables Independientes

Dentro de las variables independientes se tiene.

Tensión

Frecuencia

Perturbaciones (Flicker y armónicos)

Variables Dependientes

Con referente a las variables dependientes se tiene.

Calidad

Compensación

Variables intervinientes

Metodología utilizada en la NTCSE para generar la compensación

3.2.2 Indicadores

3.3Bibliografía Base

Kersting, William H. “Distribution Systems” The Electric Power Engineering

Ed. L.L. Grigsby, Mexico, 2001.

Amaya Barona Lejarraga. Tesis de máster “Minimización de los Efectos de

las Perturbaciones Eléctricas en los Procesos Industriales” Edit.

Universidad Potinficia Comillas – Madrid – 2008.

ACOSTA M., Alvaro, “Representación de Sistemas Eléctricos de Potencia”,

Universidad Tecnológica de Pereira, Marzo de 1994.

Ivan Santiago “Fundamentos del ArcGis” Tutorial de lecturas” Edit.

Sistema de Información Geográfica 2005.

Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos (NTCSE)

Código Nacional de Electricidad – Utilización y suministro

IEEE 519 “Practicas recomendadas y requerimientos para el control de

Armónicos en Sistemas Eléctricos de Potencia”

Norma de IEEE 446

Comisión Electrotécnica Internacional (International Electrotechnical

Commission) (IEC).

Manual de ArcGIS 8.3, Edit. Copyright © 2001 ESRI, Printed in the United

States of América.

Castañeda León, J. José. “Visual Basic 6.0 Como debe ser” 3° Edición.

Mega Grupo Editorial. Lima - Perú 2006.

4.METODOLOGÍA

El presente estudio corresponde al nivel de investigación aplicada, la misma que

contribuirá a determinar a los afectados por mala calidad de producto en forma

real y tener un mapa de calidad del sistema de distribución de energía de la

ciudad del Cusco.

Por la naturaleza del estudio esta investigación utiliza el método Inductivo –

Analítico, que requiere una recopilación y manejo de información referente al

problema, lo cual nos permite plantear de forma inductiva las hipótesis; estas

hipótesis mediante un proceso de análisis permite conocer la situación actual de

la calidad de energía en los sistemas de distribución de energía eléctrica en la

Ciudad del cusco, para así dar solución al problema planteado.

METODO INDUCTIVO.- Es el razonamiento que, partiendo de casos particulares,

se eleva a conocimientos generales.

METODO ANALITICO.- Consiste en la extracción de las partes de un todo, con el

objeto de estudiarlas y examinarlas por separado, para ver, por ejemplo las

relaciones entre las mismas.

4.1 Población.

La población del presente trabajo de investigación está conformada por los

usuarios finales de Media y Baja Tensión del sistema de distribución de

energía eléctrica de la Ciudad del Cusco.

4.2 Muestra.

Tomando como muestra aquellas alimentadores de Media Tensión en 10.5 kv

de la Ciudad del Cusco.

4.3 Recolección de Datos

Revisión de la normativa vigente.

Resultados de la evaluación de la calidad de energía de los alimentadores

de media tensión.

Revisión de los costos que ocasionan la penalización por no compensar a

usuarios afectados por parte de OSINERGMIN

Análisis de estos resultados para la elaboración del software.

Análisis económico para la aplicación de este nueva herramienta

computacional en la Empresa Concesionaria Electro Sur Este S.A.A.

4.4 Procesamiento de Datos

Se procede de la siguiente manera:

Análisis e interpretación de los resultados de los resultados de medición de

parámetros para el control de calidad de energía.

Recopilación de información relevante para el desarrollo del trabajo de

investigación. (NTCSE).

Planteamiento del nuevo software para determinar a los verdaderos

afectados por la mala calidad de energía.

Análisis e interpretación de los resultados obtenidos con el nuevo enfoque

planteado en la parte económica.

4.5 Técnicas de Análisis de Datos

Descriptiva

Comparativa

Explicativa

5. CONTENIDO PRELIMINAR

CAPITULO I: ASPECTOS GENERALES 1.1. INTRODUCCIÓN.1.2. EL PROBLEMA1.3. OBJETIVOS.1.4. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. 1.5. ALCANCES Y LIMITACIONES. 1.6. HIPÓTESIS1.7. VARIABLES E INDICADORES

CAPITULO II: MARCO TEORICO2.1. GENERALIDADES 2.2. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE ONDAS. 2.3. TRIANGULO DE POTENCIA2.4. CALIDAD DE PRODUCTO

2.5 MEDIDAS DE LA DISTORSIÓN EN TENSIÓN Y CORRIENTE ELÉCTRICA

CAPITULO III: MODELAMIENTO Y TEORIA DE OPERACIÓN DE REDES ELECTRICAS DE DISTRIBUCION

3.1. INTRODUCCION. 3.2. MODELAMIENTO.

3.2.1. CENTROS DE GENERACION. 3.2.2. LINEAS O REDES DE DISTRIBUCION. 3.2.3. TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y DISTRIBUCION3.2.4. RED SECUNDARIA

3.3 TEORIA Y MODELAMIENTO DE CARGAS.

CAPITULO IV: EVALUACIÓN DE CALIDAD DE PRODUCTO EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA CIUDAD DEL CUSCO.

5.1 INTRODUCCION.5.2 DESCRIPCION DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN5.3 PRINCIPALES ALIMENTADORES

5.3.1 ALIMENTADORES DE LA S.E. DOLORESPATA5.3.2 ALIMENTADORES DE LA S.E. QUENQORO

5.4 CARACTERIZACIÓN GEOGRAFICA DEL CONSUMO.5.4.1 CRITERIOS TOMADOS.5.4.2 DELIMITACIÓN GEOGRAFICA DE LAS ZONAS TIPICAS Y

COSECUENCIAS DE LA CALIDAD DE PRODUCTO. 5.4.3 DELIMITACION DE LAS ZONAS.

CAPITULO V: SOFTWARE PARA LA APLICACIÓN DEL SISTEMA DE COMPENSACION POR MALA CALIDAD DE PRODUCTO SEGÚN LA NTCSE.

5.1 INTRODUCCION.5.2 PROCESO APLICADO EN LA MEDICION.5.3 DETERMINACION DE MUESTRA5.4 COMPENSACION POR CALIDAD DE PRODUCTO SEGÚN NTCSE

5.4.1 TENSIÓN5.4.2 FRECUENCIA5.4.3 PERTURBACIONES

5.4.3.1 FLÍCKER

5.4.3.2 TENSIONES ARMÓNICAS 5.5 APLICATIVO PARA VARIACION DE TENSION5.6 APLICATIVO PARA PERTURBACIONES - FLICKER5.7 APLICATIVO PARA PERTURBACIONES – ARMONICOS DE TENSION.5.8 GENERACION DE FORMATOS DE COMPENSACION A USUARIOS.5.9 EJEMPLO DE USUARIO COMPENSADO5.10 COMPENSACION ECONOMICA CON EL METODO ANTERIOR5.11 ANÁLISIS DEL SOFTWARE ACTUAL Y EL MÉTODO ANTERIOR SOBRE

COMPENSACIÓN POR MALA CALIDAD DE PRODUCTO.

CAPITULO VI: ANALISIS ECONOMICO6.1 GENERALIDADES.6.2 INSTRUMENTOS DE EVALUACION6.3 INDICADORES DE EVALUACIÓN6.4 EVALUACION ECONOMICA DEL PROYECTO.

6.5 COMPENSACION CON EL ARCGIS 9.3

6. ADMINISTRACION DEL TRABAJO

6.1 Cronograma de Ejecución

7.ANEXOS- Normas y reglamentos de control de calidad de producto.- Aplicativo del Software.

PROBLEMA HIPOTESIS JUSTIFICACIONFORMULACION DEL PROBLEMA HIPOTESIS GENERAL

¿Cómo lograr el uso eficiente y mejor aprovechamiento del gas natural deCamisea, en generación de energía eléctrica?OBJETIVO PRINCIPAL

• Proponer en el despacho de energía la inclusión de un esquema de preciossustentados de gas natural de Camisea, que permita conseguir el usoeficiente y mejor aprovechamiento de este recurso energético. OBJETIVOS ESPECIFICOS HIPOTESIS ESPECIFICAS• Analizar el despacho de energía con la actual declaración de precios degas natural.• Establecer un “precio sustentado” de gas natural en cada punto desuministro y en base a estos calcular los costos variables de producción decada unidad generadora del SEIN que utiliza gas natural de Camisea.

• Proponer el despacho de energía basado en precios sustentados del gasnatural de Camisea.• Analizar los resultados del despacho de energía propuesto versus eldespacho de energía actual del SEIN.

• El esquema actual de despacho de energía, viene siendo distorsionada debido a ladeclaración anual de precios de gas natural.• En base a los contratos de suministro, transporte y distribución de gas natural deCamisea, es posible obtener un “precio sustentado” en el punto de suministro paracada unidad generadora y en consecuencia obtendremos costos variables que reflejensu eficiencia energética.• El despacho de energía propuesto contribuirá a mantener la minimización de costosoperativos al igual que el mejor aprovechamiento de este recurso.• Los resultados del despacho de energía propuesto y actual, mostrará una claradiferencia a favor del modelo propuesto.

ESTRUCTURA DE LA INVESTIGACION VARIABLESVariables Independientes• Demanda de energía eléctrica.• Eficiencia térmica de grupos generadores• Precio declarado del gas natural.

Variables Dependientes• Potencia de generación.• Energía Generada.• Costos variables de unidades de generación que usan gas natural de Camisea.

Variables intervinientes• Restricciones operativas de grupos generadores.• Ubicación de centrales térmicas con gas natural de Camisea.• Reservas probadas de gas natural de Camisea.• Normativa vigente

METODOLOGÍA

MATRIZ DE CONSISTENCIA

• Con la inclusión de un esquema de precios sustentados de gas natural de Camisea en el despacho de energía, se conseguirá el uso eficiente y mejor aprovechamiento del este recurso, manteniendo la competencia entre empresas generadoras, así como

garantizar la seguridad de suministro a precios competitivos en el marco de un desarrollo energético sostenible.

Por la naturaleza del estudio esta investigación utiliza el método Inductivo – Analítico, que requiere una recopilación y manejo de información referente al problema, lo cual

nos permite plantear de forma inductiva las hipótesis; estas hipótesis mediante un proceso de análisis permite conocer la situación actual de las unidades de generación

con gas natural de Camisea en el despacho actual y a su vez analizar modificaciones al esquema de despacho de energía, para así dar solución al problema planteado.

El Gas Natural por ser un recurso norenovable y de disponibilidad limitadacuyo suministro, transporte y distribuciónrequiere de cuantiosas inversiones, nodebe ser utilizado ineficientemente en laproducción de energía eléctrica. Undespacho de energía que considere el usoeficiente del gas natural de Camisea, busca mantener la competencia entre empresasgeneradoras y garantizar la seguridad desuministro eléctrico a precioscompetitivos en concordancia con lanormativa vigente que establececlaramente: mínimo costo de operación,buscando el mejor aprovechamiento delos recursos y una generación eléctricaeficiente.