TOMO 4 Pérdidas Técnicas...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN

PRESENTES EN EL SIN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO

DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

CONTRATACION CDP-152-07

Informe Final - TOMO 4

Pérdidas Técnicas Nivel de Tensión 2

Revisión 1

DOCUMENTO IEB-469-07-06

ubIngeniería Especializada

Ita g ü í, M a rzo de 2 0 0 8

Cr. 42 No. 72-11, of. 205 Itagüí - Colombia PBX: (57-4) 373 67 77 Fax: (57-4) 372 32 71

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0 Emisión inicial 2007/07/05

1 Comentarios CREG 2008/02/04

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Elaboración

Nombre MMC MMC

Firma

Fecha 2007/24/12 2008/02/04

Revisión

Nombre JABD JABD

Firma

Fecha 2007/27/12 2008/02/04

Aprobación

Nombre

Firma CREG CREG

Fecha 2007/27/12 2008/02/04

MMC Monica Maria Cardona

JABD Jaime Alberto Blandón Diaz

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

Arch ivo : TOMO 4 Pérdidas Técnicas N2

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TABLA DE CONTENIDO

1. Metodología de S im ulación...................................................................................................42. Consideraciones Iniciales......................................................................................................63. Cálculo de las Pérdidas....................................................................................................... 11

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Información entrada al software DlgSILENT para el N 2 ..............................................5Figura 2. Porcentaje de pérdidas por empresa para el nivel de tensión 2 ................................12Figura 3. Pérdidas de energía anual por empresa para el nivel de tensión 2¡Error! Marcador no definidc

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Metodología de selección de los circuitos típicos.......................................................... 6Tabla 2. Pérdidas técnicas por empresa Nivel 2 ........................................................................11

ANEXOS

Anexo 1: Nivel de tensión 2 por OR

Anexo 2: Diagramas Unifilares - Archivo DigSILENT PowerFacfo/y Nivel2.dz.


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1. Metodología de Simulación

Para cada una de los Operadores de Red (OR), se estiman las Pérdidas Técnicas por grupo de calidad, para un circuito típico del nivel de tensión 2.

Para la modelación de las redes, se inicio con la revisión de la información reportada por los Operadores de Red según lo solicitado en la Circular 015 de la CREG, verificando que el reporte de dicha información cumpliera con los requerimientos de tal documento, posteriormente se procedió a organizar la información.

Las redes del nivel de tensión 2 se modelaron en el programa DlgSILENT PowerFactory. La Figura 1 presenta la información de entrada necesaria para realizar la simulación en el software DigSILENT.


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\ 7

P [kW] Q[kVARs]Longitud [Km]

Información de barras

Factores Kp= Kq=2

Parámetros R1,X1 [O/km]

Información de cargasInformación de líneas

Nivel de tensiónm

Datos de entrada

Figura 1. Información entrada al software DlgSILENT para el N2

A rch ivo : TOMO 4 Pérdidas Técnicas N2

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2. Consideraciones Iniciales

Para las simulaciones de las redes de tensión de nivel 2, se modeló el circuito típico representativo de cada grupo de calidad, reportado por las empresas. Para aquellas empresas que no especificaron sus grupos de calidad, estos se definieron considerando la ubicación y el número de habitantes.

La Tabla 1 muestra las metodologías empleadas por las empresas para la selección de los típicos, además de los circuitos seleccionados para la simulación:

Tabla 1. Metodología de selección de los circuitos típicos

Empresa M etodología Selección C ircu ito T ípico Variables consideradas C ircu itos T ípicos

Sim ulado

AraucaMétodo de la menor distanciaEuclidianaAlgoritmo genético

Circuito Longitud (m)Bifurcaciones Resistencia Total (O) kVA Instalados Número de Transformadores Número de Usuarios Número de apoyos

Grupo 1: No Reporto Grupo 2: 101 Grupo 3: 402 Grupo 4: 203

CedenarMétodo de la menor distanciaEuclidianaAlgoritmo genético


Grupo 1: 41PA03 Grupo 2: 28PN01 Grupo 3: 61TU01 Grupo 4: 52RM03

Emcali Método de la menor distancia Euclidiana

Grupo de Calidad (Cali, yumbo, puerto Tejada, R ura l)Tipo de Tramo ( Aéreo = 1, Subterráneo =2 )Corta circuito Trifásico Kilómetros de Red Aérea Kilómetros de Red Subterránea Número de reconectadores Número de seccionalizadores InterruptoresNúmero de Transformadores de EMCALI Número de Transformadores de particulares

Grupo 1: 06 305 Grupo 2: 18 301 Grupo 3: No Reporto Grupo 4: 01 305

Cens Método de la menor distancia Euclidiana

Nodos principales ApoyosCantidad de transformadores Capacidad Instalada kva N° de usuarios Longitud (m)Reconectadoresinterrupciones permanentes(seg) interrupciones permanentes (fcia) interrup transitorias (seg) int transitorias (fcia) cuchilla seccionadora seccionador tripolar

Grupo 1: No seencuentrainformaciónGrupo 2: AGUC7Grupo 3: No seencuentrainformaciónGrupo 4: No seencuentrainformación


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Sim ulado

CodensaMetodología de redes neuronales de mapas auto organizativos y optimización por clusters

InfraestructuraCapacidad instaladaLongitudFactor de cargaEquiposClientesTopología de red

Grupo 1: 101 Grupo 2: Grupo 3: 402 Grupo 4: 203

Cundinamarca Método de la menor distancia Euclidiana Longitud

Grupo 1: No reporto Grupo 2: 602121 Grupo 3: 807122 Grupo 4: 803121

Epm Minería de datos

LongitudCalibreTipo de redAérea o subterráneaAislamientoNumero de conductores de fase Tipo de equipos

Grupo 1: R02-10 Subte., R31-04 AéreoGrupo 2: R14-04 AéreoGrupo 3: R17-05 AéreoGrupo 4: No reporto

Essa Método de la menor distancia Euclidiana

Longitud de tramos Ubicación Materiales Tipos de apoyoEquipos de maniobra y protecciones Capacidad de transformadores instalados Información comercial Numero de clientes Consumos

Grupo 1: CIRCUITO 1Grupo 2: CIRCUITO2Grupo 3: CIRCUITO3Grupo 4: CIRCUITO4

Etaservicios Método de la menor distancia Euclidiana

Longitud de conductoresCircuitos trifásicos como para circuitosmonofásicosCantidad de posteríaEnergía anual de transporte

Grupo 1: No reporta Grupo 2:2AURBANO Grupo 3: 3AMIXT02 Grupo 4: 4ARURAL

Meta Método de la menor distancia Euclidiana

Longitud total en mts.Número de bifurcaciones.Resistencia total.Sumatoria de los kVA instalados. Número total de usuarios.Número total de transformadores. Número total de nodos físicos.Numero de seccionadores (equipos de protección)

Grupo 1: VI0303 Grupo 2: No Reporta Grupo 3: CU0104 Grupo 4: VI0104

Epsa Método de la menor distancia Euclidiana


Grupo 1: 1R Grupo 2: 2NR Grupo 3: 3NR Grupo 4: 4NR


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Sim ulado

Cedelca Longitud promedio Consumo KWh/mes Longitud de redes km

Grupo 1: 17141 Grupo 2: No Reporto Grupo 3: 24101 Grupo 4: 22105

Chec Método de la menor distancia Euclidiana

Longitud del circuitoNúmero de nodosResistencia equivalente unitariaEnergíaNúmero de transformadoresNúmero de usuariosNúmero de ramalesCapacidad instalada (kva).

Grupo 1: N2 G1 Grupo 2: N2_G2 Grupo 3: N2_G3 Grupo 4:N2_G1_4_MIXTO

Cetsa Método de la menor distancia Euclidiana


Grupo 1: 1NR Grupo 2: No Reporto Grupo 3: No Reporto Grupo 4: 4NR

CostaMétodo de la menor distanciaEuclidianaAlgoritmo genético


Grupo 1: CBM309 Grupo 2: SHA302 Grupo 3: TVJ302 Grupo 4: LYE303

CaribeMétodo de la menor distanciaEuclidianaAlgoritmo genético


Grupo 1: SIL 310 Grupo 2: MLB 304 Grupo 3: ARA 303 Grupo 4: REO 304

Dispac Información similar Grupo de calidad de acuerdo a cada subestación

Grupo 1: No Reporto Grupo 2: RNIIG2 Grupo 3: UNIIG3 Grupo 4: RNIIG4

Hulla Promedio de las variables

Longitud (m) kVA InstaladosEnergía (Para los casos en que se conoce)

Grupo 1: NOGP Grupo 2: P05P Grupo 3: BYLP Grupo 4: GL1P

BoyacáMétodo de la menor distanciaEuclidianaAlgoritmo genético


Grupo 1: 14525 Grupo 2: 15351 Grupo 3: 14546 Grupo 4: 14594


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Sim ulado

Pereira No se reporto metodología

Grupo 1: 2VE Grupo 2: 4VE Grupo 3: No Reporta Grupo 4: No Reporta

Putumayo No se reporto metodología

Grupo 1: No Reporta Grupo 2: No Reporta Grupo 3: C8 Grupo 4: No Reporta

Quindío Menor distancia de Mahalanobis

Número de apoyosLongitud del circuito de NT2Energía facturada al añoNúmero de transformadores instaladosNúmero de usuarios atendidosResistencia promedio del circuito (enohm/km)

Grupo 1: 109-28 Grupo 2: 303-27 Grupo 3: 206-25 Grupo 4: 208-25

Emevasi Menor distancia de Mahalanobis

Número de apoyosLongitud del circuito de NT2Energía facturada al añoNúmero de transformadores instaladosNúmero de usuarios atendidosResistencia promedio del circuito (enohm/km)

Grupo 1: No reporto Grupo 2: No Reporto Grupo 3: No Reporto Grupo 4: A1

Cartago No se reporto metodología

Grupo 1: CILIII Grupo 2: No Reporto Grupo 3: No Reporto Grupo 4: CIILIII

Popayán No se reporto metodología

Grupo 1: A0120 Grupo 2: A0110 Grupo 3: No Reporta Grupo 4: No Reporta

Tolima No se reporto metodología

Grupo 1: CJ501 Grupo 2: BR502 Grupo 3: DO501 Grupo 4: No Reporta

Ruitoque No se reporto metodología

Grupo 1: No Reporta Grupo 2: No reporta Grupo 3: CTO 2 Grupo 4: No Reporta

Caquetá No se reporto metodología

Grupo 1: 20035 Grupo 2: 20032 Grupo 3: 20015 Grupo 4: 20020


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Sim ulado

Energuaviare No se reporto metodología

Grupo 1: No Reporta Grupo 2: No Reporta Grupo 3: TIPICO 2 Grupo 4: TIPICO 1

Las cargas se modelaron considerando un modelo de impedancia constante, el cual esta dado por las siguientes expresiones:

( T Z \ KV ( T Z \ KqP = P Q Q = On Ecuación 1.

Donde:

P, O Potencia activa y reactiva respectivamente que consume la carga.

P0, Q0 Potencia activa y reactiva a la tensión V0 respectivamente.

V Voltaje de la carga.

V0 Tensión nominal de la carga.

K p, K q Factores que determinan el comportamiento con respecto a la tensión en la

carga.

Para que se considere un modelo de carga de impedancia constante, entonces

K P = K q = 2

Se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones, para los circuitos que presentaron inconsistencias:

• Para las empresas que no reportaron nodo cero, según los requerimientos de laCREG en la circular 015, se consideró la conexión del circuito en el nodo inicial del primertramo reportado.

• Cuando se presentaron inconsistencias en los parámetros de las líneas, se consideraron los valores del catalogo de CENTELSA.

• Para efectos de la modelación de las líneas no se considero la susceptancia (B1uS/km), debido a que esta información no fue solicitada por la CREG a los OR. Además, para el nivel de tensión 2, esta se considera despreciable.

• Cuando se presentaban áreas o tramos aislados, estos se modelaban colocando a cada uno un equivalente de red. Posteriormente se calculaban las perdidas como la suma de las pérdidas de cada una de las áreas o tramos aislados.

• Algunas empresas reportaron tramos, cuyos nodos iniciales y finales coincidían, yno tenían carga asociada. Para estos casos se eliminaba el tramo.

• Cuando se presentaba el caso en el que había una carga asociada a dicho tramo,


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esta se conectaba al tramo anterior.

• Para las empresas que reportaban varios de sus tramos con cero usuarios y carga conectada, para estos casos se dejo la carga reportada en dicho punto tal y como estaba.

• Muchos de las redes reportan una carga atípica para este nivel de tensión, generándose bajas tensiones en los barrajes y sobrecargas en las líneas; o simplemente el flujo de carga no convergía. Cuando sucedía esto, se ajustaba la demanda mediante un factor de escala hasta lograr que las tensiones que se tenían en el sistema estuvieran acordes con los límites establecidos en la resolución CREG 070 de 1998.

Debido a que no se enviaron curvas de carga para este nivel de tensión y para tener una ¡dea del comportamiento de las pérdidas, se calcularon los factores de carga y pérdidas con base en los datos de curvas de carga del nivel de tensión 3.

3. Cálculo de las Pérdidas

La Tabla 2 presenta las Pérdidas Técnicas calculadas para cada empresa, tanto en porcentaje como en energía anual.

Tabla 2. Pérdidas técnicas por empresa Nivel 2

Empresa Pérdidas [%]

CHEC 1.08%CEDENAR 1.94%CEDELCA 0.51%CENS 1.11%CODENSA 1.70%TU LUA 0.73%ENERTOLIMA 1.81%DISPAC O 0.65%ELECTROCOSTA 2.95%ESSA 1.69%ELECTROCAQUETA (*) 1.69%ELECTRICARIBE 1.74%ELECTROHUILA 2.91%EMSA 4.10%ARAUCA 0.51%EBSA 1.94%CUNDINAMARCA 0.68%PEREIRA 0.65%EPSA 0.86%PUTUMAYO 1.89%GUINDIO 1.64%EMEVASI 0.98%POPAYAN 0.76%EMCALI 1.58%CARTAGO 0.51%EPM 0.76%ETASERVICIOS 1.98%RUITOCUE (*) 2.06%ENERGUAVIARE O 2.73%EEBP (*) 1.03%


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Las pérdidas promedio expresadas en porcentaje son del 1.474 %

La Figura 2 y Figura 2 muestran gráficas comparativas de las empresas

2.00

1.50

0.00 %

= ! a > F L > < i o m£

Figura 2. Porcentaje de pérdidas por empresa para el nivel de tensión 2


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Anexo 1

Nivel de tensión 2 por OR


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TABLA DE CONTENIDO ANEXO 1

1. COMENTARIOS DE LAS REDES MODELADAS.........................................................151.1. EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA................................................................................. 151.2. ELECTRIFICADORA DEL CAQUETÁ S.A. ESP................................................................... 151.3. RED DE BAJO PUTUMAYO...................................................................................................161.4. EMPRESAS MUNICIPALES DE CARTAGO S.A. E.S.P.......................................................161.5. CENTRALES ELÉCTRICAS DEL CAUCA S.A. E.S.P.......................................................... 171.6 . CENTRALES ELÉCTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P...........................................................171.7. CENTRALES ELÉCTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P............................171.8. CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P......................................................181.9. CODENSA S.A. E.S.P............................................................................................................. 181.10. EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA S.A. E.S.P............................................... 181.11. DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.......................................................................191.12. EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACA S.A. E.S.P.............................................................. 191.13. EMPRESA DE ENERGÍA DEL QUINDÍO S.A. E.S.P............................................................201.14. ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P..................................................................... 201.15. ELECTRIFICADORA DE LA COSTA ATLÁNTICA S.A. E.S.P.............................................211.16. EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI EICE..........................................................................221.17. EMPRESA DE ENERGÍA DEL VALLE DE SIBUNDOY S.A. E.S.P..................................... 241.18. ELECTRIFICADORA DEL META S.A. ESP...........................................................................241.19. EMPRESA DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE 241.20. COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P...........................................................251.21. EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P..................................................................... 251.22. EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACIFICO S.A. E.S.P......................................................... 251.23. ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A..........................................................................261.24. ETASERVICIOS...................................................................................................................... 261.25. EMPRESA DE ENERGÍA DE PEREIRA S.A. E.S.P............................................................. 271.26. RUITOQUE E.S.P....................................................................................................................271.27. COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE TULÚA S.A.................................................................271.28. ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P........................................................................281.29. POPAYÁN............................................................................................................................... 281.30. EMPRESA DE ENERGÍA DEL PUTUMAYO S.A E.S.P........................................................28


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1. COMENTARIOS DE LAS REDES MODELADAS

A continuación se describen los aspectos más relevantes de cada una de las redes modeladas del nivel de tensión 2, así como las inconsistencias encontradas en cada una de ellas.

Las inconsistencias encontradas en los parámetros de los circuitos típicos de las empresas fueron las siguientes:

• Valores de R y X ¡guales a cero.

• Valores de R y X diferentes para los conductores con el mismo calibre y material.

• Valores mayores de R y X, comparados con los del catalogo de CENTELSA.

Los circuitos sombreados fueron los seleccionados para la modelación.

1.1. Empresa de Energía de Arauca

101 2 37.262 1564,5402 3 156.890 457,9302 3 128.311 1087,7203 4 107.446 235,2

Los parámetros de las líneas presentan inconsistencias en todos los típicos.

• Circuito 101

No se reportó el nodo 0.

1.2. Electrificadora Del Caquetá S.A. Esp.

20007 4 53,238 42154,3920010 4 89,660 93849,7120015 3 29,366 45665,120020 4 97,179 41557,3820028 4 321,679 301022,2520032 2 12,108 1985,1820035 1 9,101 4438,0320037 4 67,256 72235,83

• Circuito 20032

Presentan inconsistencias los parámetros de las líneas.

Tramos con cero usuarios y carga conectada.

• Circuito 20035



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Tramos con cero usuarios y carga conectada.

Se reduce la demanda el 10 % de la declarada, al presentarse sobrecargas en las líneas y bajas tensiones en las barras.

• Circuito 20015


Muchos tramos con cero usuarios y carga conectada.


• Circuito 20020




1.3. Red de Bajo Putumayo

Circuito Grupo de calidad Longitud [km ] Carga [k\C8 1 5.709 1015

La información reportada presenta valores de carga sólo en potencia reactiva, la potencia activa está en cero para todos los tramos del sistema; como esto no es razonablemente aceptable para este tipo de circuito se asumió la potencia reportada como potencia activa, dejando la potencia reactiva total en cero. La red se modeló en DlgSILENT sin inconvenientes.

1.4. Empresas Municipales De Cartago S.A. E.S.P.

CILIII 1 8,748 5645,71CIILIII 4 11,520 239,85

• Circuito CILIII

Se generan 3 áreas aisladas o sin conexión a la subestación a la que pertenecen.

• Circuito CIILIII


No se reporto el nodo 0.


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1.5. Centrales Eléctricas Del Cauca S.A. E.S.P.

17141 1 8,99 3,522101 3 y 4 124,8 1,322105 4 70,3 0,724101 3 8,9 0,4

• Circuito 22105



1.6. Centrales Eléctricas De Nariño S.A. E.S.P.

41PA03 1 30,295 4694,728PN01 2 14,485 2512,828PN07 2 93,664 1974,561TU01 3 52,480 554,131LU01 3 167,686 4421,952RM03 4 63,646 1668,159TN01 4 101,267 1832,6

• Circuito 41PA03

Presentan inconsistencia los parámetros de las líneas.


1.7. Centrales Eléctricas Del Norte De Santander S.A. E.S.P.

SEVC3 1 - -

AGUC7 2 66.868 2445.9PELAYA 3 - -

CONSAL_CONVE 4 - -


No se encuentra información de los circuitos típicos del grupo 1, 3 y 4.


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1.8. Central Hidroeléctrica De Caldas S.A. E.S.P.

N2 G1 1 8,333 3953,89N2 G1 4 MIXTO 1 y 4 17,243 3,922,302N2 G1 SUBTERRANEO 1 6,092 2,551,501N2 G2 2 13,039 4871,3N2 G3 3 7,169 1,120,001N2 G3 4 MIXTO 3 y 4 17,580 898,401N2 G4 CORTO 4 37,523 762,5N2_G4_LARGO 4 75,503 720,002

Presentan inconsistencias los parámetros de las líneas de todos los típicos.

1.9. Codensa S.A. E.S.P.

G1A1 1 25,656 11,721G1A2 1 7,128 6,955G2A1 2 10,036 5,269G2A2 2 37,325 12,8G3A1 3 17,563 3,418G3A2 3 3,201 0,531G4A1 4 76,667 4,634G4A2 4 30,243 3,219

S1 1 11,77 15,22S2 1 4,198 8,211

Ningún circuito reportó el nodo 0.

• Circuito G3A1



• Circuito G1A1

Tramos con 0 usuarios y carga asociada

Se reduce la demanda el 80 % de la declarada, al presentarse sobrecargas en las líneas.


1.10. Empresa De Energía De Cundinamarca S.A. E.S.P

406221 4 25,080 640,27602121 2 1,506 2434,15


CREG IEB S.A.


604326 2 0,961 540,06606221 3 1,401 300,08803121 4 22,682 380,34807122 3 3,554 1306,22

En los nodos en donde la carga conectada es del orden de 0,01 kW se asume como cero, estas fueron las aclaraciones dadas por la empresa ya que estas cargas reportadas no existen realmente en su sistema.

Ningún circuito reporto el nodo 0.

• Circuito 602121


• Circuito 803121

Los tramos de línea 2, 5, 8, 11, 14, 18, 20, 24, 28, 32, 35, 38, 41, 44, 47 y 50 tienen los mismos nodos inicial y final y no tienen carga asociada.

1.11. Distribuidora Del Pacifico S.A. E.S.P

UNIIG2 2 9,71 4459,8UNIIG3 3 7,767 1075,5RNIIG2 2 99,525 903,7RNIIG3 3 126,611 1059,3RNIIG4 4 42,146 259,3

• Circuito RNIIG4


1.12. Empresa De Energía De Boyaca S.A. E.S.P.

14525 1 21,954 4936,814546 3 69,330 1095,114594 4 36,577 26114707 2 33,966 1040,914859 4 110,389 1152,815053 3 24,144 334,815351 2 61,646 3147,3


• Circuito 14525


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Muchos tramos con 0 usuarios y carga asociada.

• Circuito 15351

Muchos tramos con 0 usuarios y carga asociada.

1.13. Empresa De Energía Del Quindío S.A. E.S.P.

109-24 1 7,392 4,009109-28 1 8,881 2,032208-25 4 12,552 1,202303-27 2 51,630 1,136206-25 3 35,578 0,532


1.14. Electrificadora Del Caribe S.A. E.S.P.

AGB302 4 7,957 1302APA302 3 115,381 3435,5ARA303 3 42,151 2028ARJ304 3 24,862 433BOA302 3 105,044 1873CIE304 2 18,335 5638CTR311 1 23,024 6409,5FLS312 1 3877,13 4561GUC304 4 52,114 567JDA305 3 86,931 1062LBT304 1 16,069 4062,5LJA302 4 44,821 2872LJA303 4 131,823 1033LLE302 4 15,056 187LLO302 4 15,133 209,3MAR302 4 32,223 117MAZ301 1 10,550 5288MCA305 1 23,725 4213MLB303 2 28,672 8390,5MLB304 2 88,365 7872,5MLB305 2 27,143 6975,5MNA304 3 50,342 1912OAS309 1 7,516 5893PLA304 3 17,711 2790PUC302 4 0,364 29


CREG IEB S.A.


RCH304 2 13,378 2145REO304 4 171,051 2918,5RIM307 1 87,062 3020,7SAC303 2 50,657 834SIL310 1 16,147 7078,5SJU304 3 77,458 747,5SMT303 1 206,308 8123SMT305 1 80,943 894,2VIN304 3 17,724 733VTE311 1 8,021 1555,5

Presentan inconsistencia los parámetros de las líneas de todos los típicos.

Ningún circuito típico reporto el nodo 0.

• Circuito MLB304


• Circuito REO304


• Circuito SIL310


1.15. Electrificadora De La Costa Atlántica S.A. E.S.P.

BER302 4 43,15 479CBY303 4 16,17 232,5CER303 3 289,07 3330CMB309 1 12,46 5350COR304 3 31,23 4132GBT306 4 120,096 2940GRA303 3 71,64 424LYE303 4 128,043 579MAM307 1 5,196 3202MAM311 1 11,716 9087MBJ304 3 19,628 582MON309 1 117,794 4860NCO304 1 0,5537 4896NCO306 1 6,267 1050PBN302 4 346,332 2041PRA306 1 387,767 4870PUL303 3 178,465 887RSI303 1 21,993 1989RSI304 1 301,345 4317


CREG IEB S.A.


SBE303 3 192,796 2921SCE302 3 529,14 5696SHA302 2 95,648 2419SPA302 1 7,82 3905TER306 1 216,929 9124TER307 1 6,248 4369TVJ302 3 57,35 1121ZRG306 1 27,897 7937

Presentan inconsistencia los parámetros de las líneas de todos los típicos.

Ningún típico reporto el nodo 0.

• Circuito CMB309



• Circuito SHA302


• Circuito TVJ306


• Circuito LYE303


1.16. Empresas Municipales De Cali Eice

01 305 4 48,874 8550,2501 309 1 16,839 9314,9306 305 1 3,545 628718 301 2 11,047 6553,3



• Circuito 18-301


Los siguientes tramos de línea tienen los mismos nodos inicial y final y no tienen carga asociada.

Tramos Eliminados49060 49170 49289 49130 49239 4933149066 49179 49294 49135 49244 49333


CREG IEB S.A.


Tramos Eliminados49075 49183 49296 49141 49251 4934049079 49195 49299 49144 49255 4934649091 49202 49304 49145 49260 4935149099 49206 49306 49148 49266 4936449101 49208 49310 49154 49272 6788349107 49219 49313 49158 49277 6837349120 49224 49318 49159 49280 7177349124 49238 49327 49167 49282

• Circuito 01 305

Se reduce la demanda el 71 % de la declarada, al presentarse sobrecargas en las líneas y bajas tensiones en los barrajes.

Los siguientes tramos de línea tienen los mismos nodos inicial y final y no tienen carga asociada.

Tramos Eliminados1000 1093 1181 1263 1343 2322 7901004 1098 1183 1268 1349 2323 7911005 1103 1185 1275 1354 2326 7971008 1105 1193 1277 1359 2329 8001010 1108 1196 1279 1364 294 9061013 1110 1200 1283 1367 304 8071014 1111 1201 1285 1374 308 8131015 1114 1205 1288 1376 317 8171020 1118 1209 1291 1387 329 8201025 1123 12016 1292 1388 331 624841028 1124 12021 1296 1390 332 624871033 1128 1221 1297 1395 336 666751036 1131 1228 1299 1398 342 666761045 1135 1232 1300 1401 344 682371050 1136 1235 1304 1405 349 686551051 1138 1238 1315 1408 356 697251053 1139 1240 1319 1415 748 697661055 1148 1241 1320 1419 751 697961056 1149 1244 1322 1425 754 698071059 1154 1248 1328 1427 758 698261064 1155 1251 1332 1428 760 700331069 1157 1253 1335 1430 763 720491082 1162 1257 1338 2312 775 728041085 1164 1259 1340 2314 783 730081086 1168 1261 1342 2320 787

• Circuito 06 305


CREG IEB S.A.



1.17. Empresa De Energía Del Valle De Sibundoy S.A. E.S.P.

A1 4 64,319 0,93265A2 4 75,463 0,5616A3 4 26,557 0,2782

Las redes se modelaron en DlgSILENT sin inconvenientes.

1.18. Electrificadora Del Meta S.A. Esp.

CU0104 3 175,384 1853,1VI0104 4 56,649 1929,2VI0303 1 34,017 3982


• Circuito CU0104



• Circuito VI0303


• Circuito VI0104


1.19. Empresa de Energía Eléctrica del Departamento del Guaviare.

Típico 1 2 16,335 2682Típico 2 1 6,427 1278

Las redes se modelaron en DlgSILENT sin inconvenientes.


CREG IEB S.A.


1.20. Compañía Energética Del Tolima S.A. E.S.P.

BR502 2 13,16 60619,55CJ501 1 4,71 10843,8DO501 3 28 15981,66ES505 1 10,1 30410,8

• Circuito BR502


• Circuito CJ501



• Circuito DQ501


1.21. Empresas Públicas De Medellin E.S.P.

R02-10 Subte. 1 4,2 2184,2R15-04 Subte. 1 3,186 2280R31-04 Aéreo 1 11,47 2158,1R14-04 Aéreo 2 9,264 1188,4R17-05 Aéreo 3 47,158 1265,2

• Circuito R1705


1.22. Empresa De Energía Del Pacifico S.A. E.S.P

1NR 1 12,8 2,51R 1 14,4 2,6

2NR 2 13,4 2,22R 2 43,8 1,9

3NR 3 28,8 2,63R 3 109,8 2,1

4NR 4 44,5 1,24R 4 180,4 1,5


CREG IEB S.A.


• Circuito 1R


• Circuito 2NR


• Circuito 3NR


• Circuito 4NR


Los tramos de línea 258, 485 y 514tienen los mismos nodos inicial y final y no tienen carga asociada.

1.23. Electrificadora De Santander S.A.

1 1 11,77 6,62 2 10,38 3,693 3 14,27 2,324 4 107,8 1,85

Ningún circuito típico reporto el nodo 0.

• Circuito 1

Muchos tramos con cero usuarios y carga asociada.



No se reporto el nodo cero.

• Circuito 2


• Circuito 4



1.24. Etaservicios

2AMIXTO 2 26,471 4,027,0122AURBANO 2 10,105 2551,873AMIXT01 3 154,223 1314,443AMIXT02 3 38,687 1052,563AURBANO 3 5,077 641,65


CREG IEB S.A.


4AMIXTO 4 58,794 781,494ARURAL 4 79,932 434,23

• Circuito 2AURBANO

El tramo de línea 53 tiene el mismo nodo inicial y final y tiene carga asociada.

• Circuito 3AMIXTQ1

El tramo de línea 336 tiene el mismo nodo inicial y final y tiene carga asociada.

1.25. Empresa De Energía De Pereira S.A. E.S.P.

2CE 1 2,749 59782VE 1 4,032 117954VE 2 11,262 1932


• Circuito 2VE



1.26. Ruitoque E.S.P.

Circuito 1 1 0,885 537Circuito 2 1 4,636 4849CircuitosSubterráneo 1 4,703 8923

• Circuito 2



1.27. Compañía De Electricidad De Tulúa S.A.

1NR 1 9.167 1152361R 1 29.105 1469.02

4NR 4 46.119 527.844R 4 46.676 1554.52

• Circuito 4NR


CREG IEB S.A.


Los tramos de línea 38 y 307 tienen los mismos nodos inicial y final y tenían carga asociada.


1.28. Electrificadora Del Huila S.A. E.S.P.

BYLP 3 134 0.351GL1P 4 92,7 5,2NOGP 1 8,8 2,4P05P 2 11,7 1,6

• Circuito GL1P




• Circuito BYLP


1.29. Popayán

A0110 2 10.265 537.5A0120 1 5.34 142.425

• Circuito A0110


1.30. Empresa De Energía Del Putumayo S.A E.S.P.

CP12 3 5.53 13661



CREG IEB S.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 29 de 31__________

Resumen de Pérdidas nivel de tensión 2


CREG IEB S.A.

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DEREDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 30 de 31________________________________________________________________________________

Em ipesa G rupo de C a lidad

C irc u ito[kW ]

C arg«A ten d ida

[k V ]

P é rd id a s[k V ]

P é rd ida s(X ]

P é rd id a s de E n erg ía T o ta l

[fcV hJaño]

E n erg ía to ta l [k V h ]

P é rd id a s de E n erg ía

[k V i l la n o ]

P é rd id a s de E n erg ía T o ta l

[k V h !a ñ o ]

P é rd id a s de E n erg ía [X ]

ENERGU A V IAR E3 TIPICO 2 2213 2109.09 45.58 2.115 12,440,057

27,516,530377,839

751,201 2.73+ TIP IC 01 2682 2589.47 45.04 1.710 15,076,473 373,362

ETA S E R V IC IO S

2 2AURBANO 2551.87 2478.34 28.74 1.148 22,669,480

35,877,345

296.659

710,371 1.983 3AMIXT02 1052.56 976.52 33.64 3.330 9,350,393 347,238

4 4ARURAL 43423 419.37 6.44 1512 3,857,472 66,475

C UIJDIIJ A M A R C A

2 602121 2434 2425.24 4.33 0.178 18,904,285

31,999,037

102,300

217,593 0.683 807122 1308 1298.31 3.81 0293 10,143,384 90,014

4 803121 380 377.84 1.07 0.282 2,951,367 25.280

□ IS P A C

2 RNIIG2 4459.8 4354.08 40.94 0.932 31,284,401

40,647,696

234,994

264,210 0.653 UNIIG3 1075.5 1066.18 4.15 0.388 7,544,368 23,821

4 RNIIG4 259.3 257.12 0.94 0.364 1,818.926 5,396RUITOQUE 3 C T02 3879.2 3770.94 52.53 1.374 27,211.635 27,211,635 301,520 301,520 1.11

E L E C T R IC A R IB E

I SIL 310 7078.5 6997.52 29.99 0.427 53,726,035

107,855,480

236,966

1,876.685 1.742 M LB 304 3936.25 3676.55 112.31 2.964 29,876,260 887,418

3 ARA 303 2028 1973.4 28.86 1441 15,392,583 228,0374 REO 304 1167.4 1033.88 66.35 6.031 8,860,602 524,265

E LEC TR O C O S TA

I CBM309 3800.5 3760.03 19.64 0520 27,841,048

58,015.308

138,348

1,711,452 2.952 SHA302 2419 2068.95 178.79 7.954 17,720,693 1,259,427

3 TVJ302 1121 1086.77 17.21 1.559 8,212,029 121,230

4 LYE303 579 528.14 27.32 4.918 4.241.538 192,447

EUEQ

I 108-28 2032.34 1961.39 35.6 1.783 10,913,913

26,332,929

183,618

434,493 1.652 303-27 532 512.51 9.34 1.790 2,856,905 48,174

3 206-25 1202.46 1157.69 20.57 1.746 6,457,356 106,096

4 208-25 1136.8 1096.13 18.73 1.680 6,104,754 96,606

TU LU AI 1NR 1952.36 1939.3 5.45 0.280 14,395,644

14,395,644105,088

105,088 0.734 4NR 527.84 526.52 0.61 0.116 3,892,006 11,762

E M C A L II 06305 3012.61 2946.32 33.36 1.120 19,337,317

70,940,170237,167

1,120,855 1.582 18301 5559.77 5559.77 45.04 0.804 35,687,008 320,2044 01305 2479.57 2312.91 79.26 3.313 15,915,844 563,484

E E P P M

1 Subte. R02-10 2184.2 2170.36 5.84 0.268 18,064,246

56,204,929

139,675

427,157 0761 Aéreo R31-04 2158.1 2140.29 7.1 0.331 17,848.388 169,811

2 Aéreo R14-04 1188.4 1182.24 2.38 0.201 9,828,564 56,922

3 Aéreo R17-05 1265.2 1259.2 2.54 0.201 10,463,732 60,749

E N E R T O L IM A1 CJ501 5205.02 5085.15 4944 0963 31,665,637

69,550,552304,821

1,258,865 1.812 BR502 3030.98 2991.2 17.07 0.567 18,439,490 105,2453 □0501 3196.33 2910.95 137.67 4.516 19,445,425 848,800

E P S A

1 IR 2607.08 2573.54 12.92 0.500 20.751.535

68,690.861

227,764

590,741 0.862 2MR 2230.95 2218.29 4.95 0.223 17,757,591 87,263

3 3WR 2594.52 2565.93 11.13 0.432 20,651,482 196,209

4 4WR 1197.32 1186.81 4.51 0.379 9.530,253 79.506

P O P A Y A Nl A0120 142.43 141.5 0.46 0.324 605,521

2,890,6242,823

21,969 0.762 A0110 537.5 531.21 3.12 0.584 2.285.104 19.146

R AQ U ETA

l 20035 3994.23 3913.03 40.34 1.020 25,161,309

81,316.176

217,844

1,374,243 1.692 20032 1977.58 1863.56 57.21 2.978 12.457.595 308.946

3 20015 3196.56 2937.79 127.13 4.148 20,136,455 686,5284 20020 3740.16 3679.66 29.8 0.803 23,560,817 160,926

C E D E LC A

1 17141 1100 1099.5921 0.2387 0.022 6.785,024

13,812,397

27.377

70,443 0.513 24101 439.29 438.41 0.3739 0.085 2,709,630 42,883

4 22105 700 699.9969 0.0018 0.000 4,317,743 184PU TU M A Y O 1 CP12 2049.15 1942.2 50.41 2.530 12,931,376 12,931,376 244,403 244,403 1.89

EM EV ASI 4 A l 932.65 919.6 5.83 0.641 7.243.144 7.243.144 70.983 70,983 0.98

A F A U C A

2 101 1503.3 1481.01 10.52 0705 10,288,798

14.799.582

70,895

75,478 0.513 402 439.7 438.5 0.57 0.130 3,009,369 3,841

4 203 235.2 234.98 0.11 0.047 1,501,415 741B A JO P U TU M A YO 3 C8 1015 998.32 8.3 0.825 6,946,804 6.946.804 71.552 71.552 1.03

E L E C TR O H U ILA

1 NOGP 2462.22 2272.98 90.9 3.845 19,039,578

60,401,028

716,467

1,757,670 2.912 P05P 1557.62 1518 19.97 1.298 12,044,589 157,402

3 BYLP 35171 347.57 2.16 0.818 2,719.864 17,025

4 GL1F 3439.58 3205.92 109.97 3.316 26,597,198 866,776

E S SA

1 CIRCUIT01 2638.8 2505.4 53.75 2.100 18.250.388

54,451,002

402,195

920,222 1.692 CIRCUITO 2 3697 3659.06 18.45 0.502 25,569,078 138,056

3 CIRCUITO 3 2319.75 2247.68 34.99 1.533 16,043.784 261,820

4 CIRCUITO 4 1856.25 1709.16 89.54 3.910 12.838.139 520.347

P E R E IR Al 2VE 5307.75 5292.17 7.35 0.139 34,397,638

46,918.242139,833

304,969 0652 4VE 1932 1914.49 8.88 0.451 12.520.604 165.136

C EN 9 4 AGUC7 2332.8 2323.3 4.58 0.197 16,429,530 16,429,530 182,368 182,368 1.11

E M SA1 VI0303 3384.7 2917.11 199.58 6.404 22,168.178

42,665,3111,276.913

1,749,278 4.103 CU0104 1200.36 1084.74 56 4.909 7.861.788 358.288

4 VI0104 1929.2 1886.87 17.83 0.936 12,635,344 114,076

C O D EN SA

l G1A1 2344.32 2321.64 10.72 0.460 18,630,256

118,200,150

107,796

2,009,403 1.702 G2A1 5269.61 5246.2 10.07 0.192 41,877.487 101,259

3 G3A1 2802.87 2704.37 45.33 1.649 22,274,342 455,819

4 G4A1 4456.8 4169.06 133.71 3.108 35,418,085 1,344,529

C E D EN AR

1 41PA03 3755.76 3681.62 31.31 0.843 24,069,180

54,413,922

202,486

1,055,630 1.942 28PN01 2512.8 2397.5 50.35 2.057 16,103,541 325,620

3 61TU01 554.1 543.16 5.19 0.946 3,551,008 33,564

4 52RM03 1668.1 1505.75 76.38 4.828 10,690,193 493,960

C H EC

1 N2 G1 3853.9 3937.17 7.95 0.202 25,587,147

66,550,914

72,576

718,750 1.084 N2_G1_4_MIXTO 2190 2131.04 25.68 1.191 14,172,299 234,435

2 N2_G2 3020 2917.42 4357 1471 19,543,535 397,755

3 N2_G3 1120 1116.55 1.5318 0.137 7.247,934 13.984

EB SA

1 14525 3949.44 3791.26 64.78 1.680 30,773,513

65.350.703

579,838

1.267.804 1.942 15351 3147.3 3053.82 51.02 1.643 24,523,344 456,674

3 14546 1029.3 980.2 24.78 2.466 8,020,169 221,803

4 14594 281 258.91 1.06 0.408 2,033,677 9,488

C A R T A G O1 CILIII 5645.71 5643.26 1.2 0.021 39,860.812

41,554,242201,835

211,927 0.514 CIILIII 239.85 239.74 0.06 0.025 1,693,430 10,092


TOMO 4 Pérdidas Técnicas...

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