COMISIÓN DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL
COMITÉ NACIONAL VENEZOLANO
SEMINARIO INTERNACIONAL SOBR E GESTIÓN DE PÉRDIDAS,E FICIENCIA
ENERGÉTICA Y PROTECCIÓN DE LOS INGRESOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO
Área de Distribución y Comercialización
Ientificación del Trabajo:VE-105
Maceió, Brasil, Agosto de 2005
MEJORA DEL FACTOR DE USO DE LOS TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA METROPOLITANA DE CARACAS
AES La Electricidad de Caracas
José E. Hernández
AES La Electricidad de Caracas
Tlf: 58212-4077764
Fax:58212-5023138
[email protected]
Miriam Picón
AES La Electricidad de Caracas
Tlf: 58212-5974807
Fax: 58212-5974011
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Diana Tirado
AES La Electricidad de Caracas
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Fax:58212-2795408
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DATOS DEL AUTOR RESPONSABLE
PALABRAS-CLAVE:
Transformadores
Factor de Uso
Pérdidas en el Hierro
Reducción de inversiones
Nombre: Miriam Picón
Cargo:
Dirección:
Teléfono: 58212-5974807
Fax: 58212-5974011
E-Mail: [email protected]
las pérdidas en el hierro, mantener los equipos
en el rango óptimo / económico de operación
y optimizar activos. Para la elaboración del
Plan se elaboró un proceso que incluye, entre
otros aspectos, la inspección integral y
medición de los transformadores a ser
sustituidos, así como la elaboración de
estrategias de reemplazo. La evaluación
financiera del Plan, utilizando la metodología
del Valor Presente Neto, da como resultado
ahorros de más de 1.000 MM Bs. (más de $
465.000,00) que se obtendrían con la
ejecución de los trabajos de sustitución de un
grupo de 65 transformadores, seleccionados
de un total de 300 transformadores estudiados,
de capacidades que oscilan entre 300 y 1000
kVA.
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivos: la
reducción de las pérdidas técnicas en el hierro
y la reducción sustancial de inversiones en
compra de nuevos equipos de transformación.
La
instalación
de
transformadores
sobredimensionados conduce a costos de
inversión elevados y pérdidas en vacío
considerables. A su vez, el mantener bajo
sobrecarga extrema a un transformador lleva
a reducir la vida útil del equipo y a mantener
enormes pérdidas en el cobre. El presente
trabajo muestra los principales aspectos del
Plan de Sustitución de Transformadores de la
Zona Metropolitana de Caracas. El mismo
consolida las estrategias, tanto técnicas como
financieras, que permitirán: mejorar el factor
de utilización de los transformadores, reducir
1
donde se hace énfasis en los ahorros a
obtenerse con la ejecución del Plan de
Sustitución de Transformadores.
I. INTRODUCCIÓN
Los
transformadores
de
distribución
representan costos significativos para las
empresas eléctricas, tanto de inversión como
de operación. La reducción de estos costos
mediante el uso apropiado de los
transformadores, y la recuperación de equipos
subutilizados
para
reinsertarlos
posteriormente a la red, puede ayudar a
reducir sobre todo los costos de inversión.
II. OBJETIVOS
Dentro de los objetivos del presente Plan se
encuentran:
a.-Mejorar el factor de uso de los
transformadores.
b.-Reducir las pérdidas técnicas en el hierro.
c.-Reducir las inversiones en compra de
nuevos equipos.
La
instalación
de
transformadores
sobredimensionados (Subcargados) es una
práctica muy común en la mayoría de las
empresas eléctricas.
La experiencia ha
demostrado que dicha práctica significa
costos de inversión sumamente altos y
pérdidas en vacío considerables, y a su vez el
mantener bajo sobrecarga extrema a un
transformador lleva a reducir la vida útil del
equipo producto del recalentamiento excesivo
y a mantener a su vez enormes pérdidas en el
cobre.
Con el fin de usar de manera apropiada los
transformadores, se diseñó un Plan de
Sustitución de Transformadores, donde se
incluyeron los transformadores que alimentan
cargas residenciales. Dicho Plan consolida las
estrategias, tanto técnicas como financieras,
que permitirán: mejorar el factor de
utilización, reducir las pérdidas en el hierro
del cálculo total de pérdidas al sustituir
transformadores subutilizados por otros de
menor capacidad, y recuperar equipos que
permitan su posterior reinsersión a la red,
reduciendo de esta manera los costos de
inversión en la adquisición de nuevos
transformadores.
A continuación se explican los objetivos del
presente trabajo, las características de la
región donde en la actualidad se está
aplicando,
los
criterios
utilizados,
procedimiento, recuperación de equipos según
necesidades y evaluación económica.
Finalmente se presentan las conclusiones,
III. ZONA METROPOLITANA
CARACTERÍSTICAS
Dentro de las áreas donde La Electricidad
de Caracas presta el servicio eléctrico, se
encuentra la Zona Metropolitana con una
superficie servida de 2704 Km2 y 703.828
clientes,
que incluye los
Municipio
Libertador, Chacao, Sucre, Baruta, El
Hatillo, y parte de los municipios Los Salías,
Guaicaipuro, Cristóbal Rojas, Tovar y
Vargas, tiene aproximadamente 3882.9 Km
de línea distribuidos en 1728.15 red aérea y
1973.55 en la red subterránea , por otro lado
cuenta con 73 Subestaciones distribuidas en
toda el área y organizadas en 3 Regiones:
Centro, Este y Oeste.
El crecimiento promedio interanual de la
demanda en cada una de las regiones es
variable y depende del sector donde se
presta el servicio eléctrico, encontrándose
entre 0.22 y 3.6% en el período de mediano
plazo. El tipo de cliente en su mayoría es
Residencial – Comercial, y algunos sectores
industriales así como entes gubernamentales
(sector oficial).La zona cuenta con un total
de 15832 puntos de transformación, de los
cuales 8977 son aéreos y 1036 subterráneos.
El factor de utilización
promedio se
encuentra por el orden del 49%.
2
-Clasificación de los transformadores
Subcargados/Sobrecargados para identificar
posibles sustitutos en la red.
-Preselección de transformadores a incluir en
el Plan con sus pruebas de aceite vigentes.
-Realización de las inspecciones en campo
de los equipos preseleccionados.
-Establecer estrategias de reemplazo,
considerando la capacidad de reemplazo que
deben tener los transformadores según la
norma (1).
-Informar a Planificación de Materiales y
Talleres de Transformadores las necesidades
para la ejecución del Plan.
-Elaboración del Plan .
-Divulgación del Plan, informando a las
unidades de Mantenimiento, Planificación y
Desarrollo del contenido del mismo, así
como a Planificación de Materiales de las
unidades a recuperar.
IV. CRITERIOS UTILIZADOS PARA
ELABORAR
EL
PLAN
DE
SUSTITUCIÓN
DE
TRANSFORMADORES
Se consideraron los siguientes criterios:
a.- unidades subterráneas mayores o iguales
a 300 kVA
b.- Mediciones realizadas a partir del año
2002
c.- Clientes tipo residencial o mixto
d.- Tensión 208 V
e.- % Carga < 60 %
Estos criterios se basan principalmente en que
el ciclo y crecimiento de la carga de los
clientes residenciales no es tan dinámico
como en el caso de los clientes tipo comercial
e industrial. Por otro lado, se consideró
estudiar las unidades desde el punto de vista
de los costos, al momento de adquirir o
comprar un nueva unidad, así como su
mantenimiento.
Cabe mencionar que las inspecciones tienen
como finalidad avalar la factibilidad o no de
cambiar los transformadores y en ellas se
verifica :
De 300 transformadores seleccionados según
los criterios mencionados, se tomaron las
ubicaciones definitivas una vez que pasaron
por el procedimiento que se explica a
continuación.
-Condiciones físicas del equipo.
-Características del transformador en base a
su placa de identificación, que valide la
información de la base de datos.
-Características de el(los) inmueble(s) que
alimenta(n).
-Posibilidad de crecimiento de la carga en el
corto o mediano plazo.
-Termografía y muestra de aceite
-Verificación de las condiciones de la
estructura que aloja al equipo.
-Condiciones fuera de norma
V. PROCEDIMIENTO
Para la elaboración del Plan de Sustitución
de Transformadores se utilizó el siguiente
procedimiento :
-Obtención de la base de datos de
transformadores instalados por región.
-Clasificación por capacidad, voltaje,
estructura y tipo de carga.
-Verificación de la vigencia de los registros
de carga. (Año >= 2002), e información al
equipo de mediciones de los que se
encuentran fuera de fecha para su
actualización.
Para las futuras etapas del plan donde se
manejarán
los
transformadores
que
alimentan cargas comerciales e industriales
(muchos de los cuales alimentan clientes
únicos), se agregarán actividades no
señaladas anteriormente, que tienen que ver
sobre todo con la relación que se deberá
3
tener con la unidad Comercial, para
chequear la Demanda Asignada vs. la Carga
Conectada y las implicaciones que llevarán
los reemplazos de equipos.
El flujograma completo para el Desarrollo
General del Plan se muestra en los
apéndices.
ACUERDOS PARA CUBRIR NECESIDADES
DE TRANSFORMADORES
PLANIFICACION DE
MATERIALES
GESTION DE
ENERGIA
Entrega
necesidades de
transformadores
VI. RECUPERACIÓN DE EQUIPOS
SEGÚN NECESIDADES
Elabora Plan de
Compra y Plan
Interno
Indica
disponibilidad
inicial para
satisfacer
necesidades y
hace sus
requerimientos
TALLER
Entrega las
necesidades a
satisfacer a
Gestión de
Energía y
Planificación de
Materiales
Figura N° 2: Acuerdos para
necesidades de Transformadores
Uno de los principales objetivos del presente
Plan es el de lograr que las compras de
transformadores estén basadas en la
recuperación de equipos de la red. Dicha
recuperación se justifica si con ello se
pueden solventar las necesidades de
transformadores nuevos, obteniendo así
ahorros importantes para la empresa.
cubrir
a. Equipos a Retirar de la Red
En la siguiente tabla se puede observar por
capacidad, la cantidad de equipos de
transformación sumergibles, en 208 V, a
retirar de la red, algunos de los cuales serán
reubicados y el resto recuperados y puestos a
disposición de Planificación de Materiales.
Estas cantidades satisfacen parcialmente las
necesidades de la empresa durante el año
2004:
En las siguientes figuras, se muestran los
acuerdos obtenidos tanto con el equipo de
Planificación de Materiales como con los
talleres de distribución, para lograr el objetivo
mencionado en el párrafo anterior.
Tabla N°1. Equipos a retirar de la red
PLAN DE COMPRA Y RECUPERACION DE
TRANSFORMADORES
Taller
Equipos
recuperados por
Taller
Acuerdos
para cubrir
necesidades
Planificación
de
Materiales
Unidades
operativas
Entrega de
necesidades
TOTAL
A
REUBICAR
A
RECUPERAR
A
DESINCORP.
1000
750
500
300
16
9
24
16
0
3
13
11
15
6
10
5
1
0
1
0
Es importante recalcar que la cantidad de
transformadores a poner a disposición de
Planificación de Materiales (Columna “A
RECUPERAR”) dependerá del grado de
exactitud con el cual se ejecute el presente
Plan.
Equipos
recuperados de
campo
Gestión de
Energía
kVA
Equipos para
compra
Figura N° 1: Plan de Compra y Recuperación
de Transformadores
b. Necesidades del Plan de Sustitución
A continuación se pueden observar las
cantidades de equipos que se requieren para
el plan de sustitución (totales y por región),
4
los cuales serán obtenidos tanto de la misma
red como del taller y/o almacenes:
Tipo de Cambio: 2.033 Bs./$
Período de Evaluación: 10 años
Tasa de Descuento: WACC= 16%
Tabla N° 2. Cantidades de Equipos
requeridos para el Plan de Sustitución
CAPAC.
750
500
300
150
CENTRO
3
10
6
7
OESTE
0
5
11
16
ESTE
0
0
3/2
1
Para la presente evaluación financiera, todos
los flujos se descontaron para el año cero
(2004). Luego, se realizó la suma algebraica
de los mismos, obteniéndose el VPN.
TOTAL
3
15
11
24
b. Modelo de Evaluación
Con el fin de evaluar el Plan de Sustitución de
Transformadores, se elaboró un modelo
simplificado en Excel, basado en la
metodología descrita anteriormente. Dado que
se trata de una forma simplificada de calcular
la rentabilidad, se asumió una serie de
criterios en cuanto a los factores considerados,
así como al cálculo de los mismos.
Básicamente, los factores que se explicarán a
continuación pueden ser vistos como costos o
ingresos (por ahorros en costos) incurridos,
debido a la ejecución de las sustituciones de
transformadores contempladas en el Plan.
Las cantidades resaltadas en negrillas son
aquéllas que deben ser suministradas por el
taller
o
almacén,
preferiblemente
recuperados o en su defecto nuevos. El resto
debe ser obtenido de la red, de acuerdo a lo
indicado en la tabla N° 1, para poder cumplir
con el plan.
En
el
Plan
de
Sustitución
de
Transformadores resultante se consideraron
65 equipos, los cuales en promedio
presentan un factor de uso de 35%. En dicho
Plan se indica en detalle los datos del
transformador a retirar, así como la
procedencia del transformador a instalar y su
capacidad (2). Se espera que con la
ejecución del Plan el factor de uso aumente a
83%.
Los costos e ingresos (por ahorros en costos)
considerados fueron los siguientes:
Compras de transformadores: con los cambios
de transformadores se estima percibir ahorros
importantes en compras debido a la
recuperación de equipos de capacidades
mayores, los cuales serán sustituidos por
equipos recuperados o, en última instancia,
por equipos nuevos pero de menor capacidad.
VIII. EVALUACIÓN ECONÓMICA
La presente sección contempla la evaluación
económica del presente Plan de Sustitución de
Transformadores. A continuación, se presenta
la metodología utilizada.
Instalación y retiro: Este costo inicial incluye
material y mano de obra para cada trabajo de
sustitución de transformadores.
a. Metodología
Para la evaluación financiera del Plan de
Sustitución de Transformadores se utilizó el
criterio del Valor Presente Neto (VPN).
A continuación se presentan las premisas que
se tomaron en cuenta para la construcción de
los flujos de caja:
Pérdidas Técnicas: Se reflejan ahorros anuales
en las pérdidas técnicas en el hierro.
Igualmente se presentan costos anuales por el
incremento de las pérdidas técnicas en el
cobre.
5
En el apéndice se presentan los resultados de
la evaluación, donde se puede observar por
capacidad, los ahorros en compras de
transformadores (considerando los costos de
recuperación y de equipos nuevos), los
ahorros en pérdidas en el hierro, los costos de
pérdidas en el cobre y los costos de
instalación y retiro. Finalmente se expresa el
VPN del Plan en MMBs. Y $, donde para el
primer escenario se estima un valor de 1.212
MMBs ($ 564.000,00)y para el segundo
escenario un valor de 1.798 MMBs. ($
860.000,00).
Adicionalmente se puede observar las mejoras
correspondientes al factor de uso y los
MVAMIN interrumpidos estimados debido a
la ejecución del Plan, considerando un
promedio de 187 MVAMIN por interrupción
para cambio de transformadores.
Recuperación de equipos: costos de mano de
obra y materiales empleados en la
recuperación de los transformadores por parte
de los talleres.
c. Criterios
Para la evaluación se consideraron los
siguientes criterios:
Costos de recuperación: se contempla que el
20% de los transformadores retirados
requerirán mantenimiento completo y un 80%
requerirán mantenimiento menor. El costo de
mantenimiento completo se estimó en 45%
del costo de recuperación externa
(información suministrada por el Taller), y el
costo de mantenimiento menor se estimó en
500.000,00 Bs. ($ 233,00).
IX. CONCLUSIONES
Se contempla la recuperación de la red de 65
equipos de transformación, distribuidos de la
siguiente manera:
a.b.c.d.-
Se puede concluir que al ejecutarse el Plan se
obtendrá un ahorro de entre 1.212 y 1.798
MMBs. (entre $ 564.000,00 y $ 836.000,00),
producto de equipos subutilizados y retirados
de la Red, que una vez recuperados serán
reinsertados en la misma pero de manera
adecuada, estando en su régimen óptimo de
operación de acuerdo a lo estipulado en las
Normas de la empresa (1), logrando con esto
reducir el número de equipos nuevos a
comprar, así mismo se reducirán las pérdidas
en vacío producto de la sustitución de
transformadores por otros de menor
capacidad, y por supuesto se mejora el factor
de utilización de los equipos, base
fundamental del presente trabajo. Con la
ejecución del Plan, el factor de uso promedio
de los transformadores pasará de 35% a 83%.
16 equipos de 300 kVA
24 equipos de 500 kVA
9 equipos de 750 kVA
16 equipos de 1000 kVA
para cubrir las necesidades de compras y del
presente Plan.
Se consideran dos escenarios:
- la totalidad de los transformadores de
300 y 150 kVA requeridos son nuevos
(costo variable definido como el
promedio del costo de los equipos
existentes en almacén al momento del
retiro).
- la totalidad de los transformadores de
300 y 150 kVA requeridos son
recuperados
(contablemente
se
consideran sin costo).
d. Resultados
X. REFERENCIAS
1. C.A. La Electricidad de Caracas. Normas
de Diseño
6
Hasta mayo del 2005 se han obtenido los
siguientes logros:
- N° de cambios realizados: 39
- Factor de uso inicial: 40%
- Reducción de capacidad instalada en
la red: 15.750 kVA
- Factor de uso actual: 86%
- VPN a la fecha: 560 MMBs.
(260.000,00 $).
2. Hernández, José E; Picón, Miriam; Tirado,
Diana.
Plan
de
Sustitución
de
Transformadores Zona Metropolitana. Año
2004.
XI. APÉNDICE
a.- Logros obtenidos
7
b.- Flujograma completo para el Desarrollo General del Plan de Transformadores
P L A N D E S U S T IT U C IO N D E T R A N S F O R M A D O R E S
B a s e d e d a to s d e
C C O
S e le c c io n a r c a p a c id a d
d e l tr a n s f o r m a d o r , n iv e l
d e te n s ió n y e s tr u c tu r a
tra n s fo rm a d o re s
L is t a d o in ic ia l d e t r a n s f o r m a d o r e s
% c a rg a
Id e n tific a r lo s c a s o s
s u b c a rg a d o s
F a c to r d e c a rg a
M e d ic io n e s
L is t a d o d e t r a n s f o r m a d o r e s s u b c a r g a d o s
% c a rg a
M e d ic io n e s
F a c to r d e c a rg a
Id e n tific a r tr a n s fo r m a d o r e s
s u s t itu to s e n la r e d
(s o b re c a rg a d o s )
L is t a d o d e t r a n s f o r m a d o r e s s o b r e c a r g a d o s e n la r e d
In fo r m a c ió n d e
C C S /S IG R E D
D .A .C ./C .T .C .
# d e l m e d id o r
D e c a rg a s c o n c e n tr a d a s
P la n illa s
M e d ic io n e s
S o lic it u d e s
P r e s e le c c io n a r tr a n s fo r m a d o r e s
a in c lu ir e n p la n d e s u s titu c ió n
(*)
d e a u m e n to
d e c a rg a
L is t a d o c o n D A C / C T C a c o r d e a % c a r g a
R e s u lt. T e r m o g .
V e r ific a r e s ta d o d e lo s
tr a n s fo r m a d o r e s y e s tr u c tu r a
in s p e c c ió n
P la n ific a c ió n
y D e s a r r o llo
y m u e s tr a a c e ite
M a n te n im ie n to
L is t a d o c o n e d o . d e lo s t r x s . y e s t r u c t u r a s
M a n te n im ie n to /
P la n ific a c ió n y
D e s a r r o llo
L is ta d o c o n
c a p a c id a d e s
a c t u a le s y
ó p t im a s
L is ta d o P D s d e
c a rg a s
c o n c e n tra d a s
V e r ific a r f a c tib ilid a d
c o m e r c ia l p a r a e l c a m b io d e
c a p a c id a d
R e ta ils
V a lid a c ió n y
a p r o b a c ió n
p a r a e l c a m b io
L is ta d o c o n
c a s o s a p ro b a d o s
N o rm a s
N o rm a d e
c a r g a ó p t im a
N e c e s id a d e s d e
tra n s fo rm a d o re s
E s ta b le c e r e s tr a te g ia d e
in te r c a m b io d e
tr a n s fo rm a d o r e s
P la n ific a c ió n d e
M a te r ia le s
T ra n s fo rm a d o re s
d is p o n ib le s
E s t r a t e g ia d e in t e r c a m b io
P la n ific a c ió n d e
m a te r ia le s
P la n ific a c ió n y
d e s a r r o llo
E la b o r a r P la n d e S u s titu c ió n
c o n b a s e e n la e s t r a te g ia
e la b o r a d a
In fo .
F in a n c ie r a y
c o s to s d e
p é r d id a s
F in a n z a s /C o m ité
d e P é r d id a s
P la n d e S u s t it u c ió n d e
T ra n s fo rm a d o re s
M a n te n im ie n to
( * ) I n c l u y e l e v a n t a m i e n t o e n s i t i o ( t i p o d e c a r g a / e d i f i c a c i o n e s q u e a l im e n t a , p o s i b l e c r e c im i e n t o d e l a d e m a n d a e n c o r t o p l a z o , e t c )
8
c.- Evaluación Económica Plan de Transformadores Zona Metropolitana – Junio 2004
Capacidad
Costo trxs. Nuevos
(Bs.)
Costo
recuperación
(Bs)
Costo compra
trxs. Nuevos
(Bs)
Ahorro en
compras (Bs)
Ahorro en
Pfe (kWh
año)
1000kVA
640.000.000,00
16.017.826,82
623.982.173,18 93.673,60
750 kVA
324.000.000,00
7.846.737,98
316.153.262,02 56.107,80
500 kVA
884.000.000,00
21.749.913,60
862.250.086,40 116.814,60
300 kVA
342.400.000,00
10.365.760,00 192.600.000,00 139.434.240,00 30.835,20
150 kVA
393.300.000,00 -393.300.000,00
Disminución
de2.190.400.000,00
capacidad instalada
(kVA)
Totales
55.980.238,40
585.900.000,00 1.548.519.761,6021.700,00
297.431,20
MVAMIN promedio interrupción por cambio:
187,00
Ahorro en Pfe Ahorro Pcu Ahorro Pcu (Bs
año)
(Bs año)
(kWh año)
5.028.268,39
3.011.788,56
6.270.445,04
1.655.190,59
-190.732,48
-149.836,04
-191.141,00
-39.558,76
15.965.692,59
-571.268,27 -26.640.014,64
VP Pfe
VP Pcu
VP P tot
(Bs 76.665.829,58) Bs 126.338.607,70 Bs 49.672.778,12
VPN Plan (Esc. 1)
Bs 1.212.884.720,66
VPN Plan (Esc. 2)
Bs 1.798.784.720,66
Criterios:
Costo de recuperación: considera que el 20% de los trxs. Requerirán mtto. completo y el 20% mtto. menor
Costo mtto. completo = 45% costo de recuperación externa
Costo mtto menor = 500.000,00 Bs
Se considera la recuperación de la red de:
16 eqs. De 300 kVA
24 eqs. De 500 kVA
9 eqs. De 750 kVA
16 eqs. De 1000 kVA
Para cubrir las necesidades de compras y de sustitución de trxs. Subcargados
Se consideran dos escenarios:
Esc. 1: se tendrán que comprar los transformadores de 150 y 300 kVA requeridos
Esc. 2: los transformadores de 150 y 300 kVA serán suministrados por los talleres y serán del tipo recuperado
Se considera un promedio de 187 MVAMIN interrumpidos por cambio
9
-8.894.448,08
-6.987.319,93
-8.913.498,81
-1.844.747,83
Costos
instalación
materiales (Bs)
23.934.016,26
32.771.978,40
20.556.744,32
20.556.744,32
97.819.483,30
Costos
instalación
M.O. (Bs)
Costos retiro
(Bs)
37.790.906,88
12.048.341,76 19.917.740,16
21.470.762,88 41.554.270,08
16.064.505,60 23.231.746,56
16.064.505,60
65.648.115,84 122.494.663,68
MVAMIN int
2992
1683
4488
2992
12155
10