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Trabajo Final de Tecnología de Decisión

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Tecnología de Decisión - EMELGUR

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MBA8419 - UQAM - ESPOL

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Trabajo Final de Tecnología de Decisión Trabajo Final de Tecnología de Decisión Document Transcript

  • MBA para ejecutivos UQAM-ESPOL EcuadorProfesor: Jean-Marie Bourjolly, Ph.D.GuayaquilSeptiembre 2009Trabajo Final Julia Bravo González BRAJ06607504 Gustavo Cassis Trujillo CASG14107605 José A. Peña Seminario PENJ21086404 Alberto Tama Franco TAMG24076202 -371475-4286255105400-523875<br />Índice de Contenidos<br /> TOC o " 1-3" h z u <br />1.Resumen Ejecutivo 3<br />2.Antecedentes 5<br />3.Desarrollo del estudio 7<br />3.1Etapa 1: Localización óptima de las S/E de potencia 7<br />3.2Resultados de la localización óptima 12<br />3.3Etapa 2: Distribución óptima de energía eléctrica 13<br />3.4Resultados de distribución óptima de energía eléctrica 23<br />4.Conclusiones y Recomendaciones 25<br />5.Anexo 1: Información histórica de EMELGUR S.A. 26<br />6.Anexo 2: Personal de las Empresas del Sector Eléctrico a diciembre de 2008 27<br />7.Anexo 3: Plano geográfico del área de servicio de EMELGUR a junio de 2009 28<br />8.Anexo 4: Precios medios, año 2008 29<br />9.Anexo 5: Sectorización de las Parroquias Puntilla y Aurora 30<br />10.Anexo 6: Proyección de Cientes en la zona Puntilla – La Aurora 33<br />11.Anexo 7: Proyección de la Demanda en la zona Puntilla – La Aurora 34<br />12.Anexo 8: Planimetría de la ubicación geográfica de las S/E 35<br />13.Anexo 9: Tablas No. 1, 2, 3 y 4 36<br />14.Anexo 10: Alternativas de la ubicación geográfica de S/E – Sector 1 40<br />15.Anexo 11: Planificación óptima de la red de distribución a 10 años 41<br /> Resumen ejecutivo<br />El presente estudio tiene como objetivo el de contribuir a la reducción de pérdidas técnicas en un sistema de distribución eléctrica, utilizando métodos matemáticos que permitan optimizar tanto la localización de las subestaciones nuevas así como la distribución de la carga entre dichas subestaciones y las actuales.<br />La empresa objeto de este estudio es la Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A. – EMELGUR, la misma que es la tercera empresa responsable de la distribución y comercialización de energía eléctrica en Ecuador. Para el ejercicio fiscal 2008, EMELGUR distribuyó y comercializó el 6.02% (671.36 GWh) del total de energía facturada a clientes regulados a nivel nacional, correspondiendo un total de ingresos por facturación de energía eléctrica de 64.25 millones de dólares, predominando en su composición el consumo de Clientes Residenciales. <br />3462655115570A diciembre de 2008, con un total de 820 trabajadores, concedió servicio de energía eléctrica a 222,396 clientes regulados, representando 271.21 clientes por trabajador. Índice relativamente alto, pero inferior, al que mantiene la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil – CATEG, líder del sector eléctrico, cuyo índice es de 280.09 clientes por trabajador. Ver Anexo 2. El área de concesión de EMELGUR, cubre un total de 10.511 km2, de los cuales, el 75% pertenecen a la provincia del Guayas, el 24% a la provincia de Los Ríos y el 1% a otras provincias. Dicha superficie tiene una población estimada de 1’196,500 habitantes y presenta una densidad poblacional de 114 habitantes/km2.<br />En el Anexo 3, se muestra el plano geográfico del área de servicio de EMELGUR, incluyendo la ubicación de las diferentes subestaciones de potencia, área que contiene a poblaciones que pertenecen a 26 cantones de 4 provincias, conforme lo siguiente: en la Provincia GUAYAS, 15 cantones: Durán, Samborondón, Salitre, Daule, Lomas de Sargentillo, Pedro Carbo, Santa Lucía, Palestina, Colimes, Balzar, San Jacinto de Yaguachi, El Empalme, Isidro Ayora, Nobol, y la parroquia Puná del Cantón Guayaquil. En la Provincia de LOS RÍOS, 8 cantones: Quevedo, Buena Fe, Valencia, Mocache y parte de Baba, Vinces, Palenque y Ventanas; en la Provincia del COTOPAXI, 2 cantones: La Maná y Pagua; en la Provincia de MANABÍ, el suroriente del cantón Pichincha.<br />Debido a la gran demanda que se ha presentado en la zona de la Puntilla, parte del subsistema de Daule, ocasionado por la proliferación de proyectos de soluciones habitacionales para clase media y alta, se ha determinado la necesidad de mejorar y ampliar la capacidad de energía eléctrica para dicha zona. Los estudios de la demanda de energía y potencia eléctrica, han determinado la necesidad de una subestación dentro de dicha zona con una capacidad de 16,000 kVA. <br />La determinación de la localización de la nueva subestación así como la distribución de la carga de este nuevo subsistema, normalmente se hacía basado en la experiencia de los técnicos del sector, lo cual podían ser soluciones factibles pero no necesariamente óptimas desde el punto de vista de la reducción de las pérdidas técnicas en la transmisión de energía eléctrica hacia las diferentes zonas de demanda. <br />La metodología utilizada en este estudio, incorpora modelos de mínimos cuadrados y programación lineal para solución de dos problemas, estos son: ubicación de la subestación y distribución de carga. Para la localización óptima de la nueva subestación, se determinaron los momentos de carga requeridos en cada una de las zonas de demanda así como la factibilidad planimétrica de ubicar la subestación en las coordenadas que resultaren producto del modelo. Por otro lado, una vez definida la ubicación de la nueva subestación, se procedió a estimar los costos anuales de pérdida de energía en los alimentadores de las subestaciones por cada una de las zonas de demanda. Con esta información, se procedió a desarrollar un modelo de programación lineal que nos permita establecer la distribución anual óptima de carga desde cada una de las subestaciones hasta cada una de las zonas de demanda.<br />Los resultados obtenidos en este estudio determinan que la ubicación óptima de la subestación garantiza el adecuado servicio y operación confiable del sistema así como disminuye los costos por pérdidas técnicas en la distribución de energía y potencia eléctrica en alrededor de US$ 500,000, durante los diez años de horizonte que cubre el presente estudio. Valor que representa ahorros del 25% de la inversión realizada en la subestación, la cual estaría alrededor de US$ 2’000,000.<br />Antecedentes<br />En marzo de 1982, el Instituto Ecuatoriano de Electrificación – INECEL, y las Empresas Eléctricas Milagro, Los Ríos y Santa Elena, conformaron la Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A. – EMELGUR e iniciaron la marcha de los Sistemas Administrativos y de Operaciones en agosto de ese año. El capital  suscrito  por  los  accionistas  fue de 40 millones de sucres, monto dolarizado que a la fecha asciende a US$. 41,440. Posteriormente, con la promulgación del Decreto 124 (luego Ley 034) Generadores de Fondos para Electrificación Rural, los Consejos Provinciales del Guayas y Los Ríos se constituyeron en accionistas de EMELGUR. Con la vigencia de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y la desaparición del INECEL, en la actualidad, el mayor accionista de EMELGUR es el Fondo de Solidaridad.  La estructura del capital patrimonial, después del aumento de más de 8 millones de dólares que se encuentra en trámite, sería aproximadamente la siguiente:<br />1286510172085<br />De acuerdo a su composición accionarial EMELGUR es una empresa del sector público y con intereses de gobiernos seccionales de varias provincias, lo cual dificulta la toma de decisiones en su administración. <br />Motivados por la ausencia de un serio Programa de Control y Reducción de Pérdidas de Energía que ocasionan un incremento sostenido de sus pérdidas financieras, los accionistas impulsaron un cambio de su Directorio en abril de 2007, mismo que conjugaba las políticas del actual gobierno, identificándose con el compromiso de sacar adelante a una empresa en proceso de disolución a nivel de la Superintendencia de Compañías. De dicho Directorio, formó parte el ingeniero Alberto Tama Franco (miembro del equipo de análisis de este estudio), hasta enero de 2009, pero simultáneamente ejercía las funciones de Secretario Ejecutivo de la Unidad de Energía Eléctrica de Guayaquil – UDELEG nombrado como representante del señor Presidente de la República. <br />Pese a que EMELGUR obtiene un buen margen de utilidad en la distribución de la energía, ya que su precio de venta es de 9.29 USD ¢/kWh y el precio medio de compra de energía al Mercado Eléctrico Mayorista – MEM es de 5.90 USD¢/kWh, lo cual le otorga un diferencial a favor de 3.39 USD¢/kWh, esto no le permite obtener utilidades financieras debido a las grandes pérdidas técnicas que se presentan en su negocio. Esto es aún mas relevante tomando en cuenta que el margen de utilidad de EMELGUR es superior que el de otras empresas del mercado de distribución eléctrica en el país, ya que como se puede anotar en el Anexo 4 el precio medio de venta de energía eléctrica a nivel nacional alcanzó el valor de 8.51 USD¢/kWh y el precio medio de compra de energía al Mercado Eléctrico Mayorista – MEM es de 5.79 USD¢/kWh. <br />Considerando su extensa área de concesión, y para los propósitos de proporcionar una adecuada administración y operación del sistema eléctrico de la Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A., su sistema fue fraccionado en tres subsistemas, denominados: Daule, Durán y Quevedo. En la siguiente tabla, se puede apreciar claramente la distribución de la energía facturada por cada uno de los subsistemas de EMELGUR para los años 2007 y 2008, apreciándose claramente que en los subsistemas Durán, Daule y Quevedo se ha producido un incremento del 24.32%, 20.63% y 12.74% respectivamente. Cabe señalar, que justamente en los subsistemas Durán y Daule es donde se están produciendo migraciones poblacionales no esperadas, y específicamente, nuestra zona de estudio se encuentra contenida en el subsistema Durán, aquel con mayor crecimiento de consumo de energía.<br />SUBSISTEMAENERGÍA ELÉCTRICA FACTURADA (MWh)Tasa de mayoreoCosto/mes20072008VARIACIÓNDurán281,649350,14724.32%Daule126,749152,89620.63%Quevedo157,004177,00312.74%TOTAL565,402680,04620.28%<br />El sistema eléctrico de EMELGUR, cuenta con cuatro puntos de alimentación y enlaces externos con el Sistema Nacional de Transmisión (SNT), los cuales son: S/E Milagro, S/E Dos Cerritos, S/E Pascuales y S/E Quevedo. Adicionalmente, y mediante la utilización de generación térmica, abastece con energía eléctrica a la Isla Puná. Mediante las redes del Sistema de Distribución de EMELGUR se distribuye también energía eléctrica a Grandes Consumidores, que en un total de 9 tienen contratos con empresas de generación eléctrica y cada uno de estos Grandes Consumidores cuenta con su propia subestación de potencia, representando un valor total de potencia instalada de entre 69.55 a 82.55 MVA. <br />La Regional Guayas – Los Ríos S.A., cuenta con un total de 20 subestaciones de potencia de reducción de 69 kV a 13.8 kV, 7 en el sistema Durán, 7 en el sistema Daule y 6 en el Sistema Quevedo, cuya ubicación se destaca claramente en el Anexo 3. <br />A continuación, se puede apreciar la información relacionada a la Demanda de Energía por cada subsistema y el Consumo de Energía por categoría de Clientes, donde notoriamente se puede apreciar que la categoría de consumo Residencial es la primera componente de la energía total facturada por el sistema eléctrico de EMELGUR.<br />Por lo anteriormente expresado, es prioridad estratégica del Directorio de EMELGUR tomar decisiones que apunten a abastecer la demanda incremental para la ampliación en la zona de la Puntilla y La Aurora pero con el objetivo prioritario de minimizar las pérdidas técnicas en dicho sistema y sus respectivos costos.<br />Desarrollo del estudio<br />El desarrollo del estudio se divide en dos etapas. La primera etapa corresponde a la localización óptima de una nueva subestación, y la segunda etapa, es aquella relacionada a la programación de la distribución de carga entre las dos subestaciones de potencia y las zonas geográficas servidas por las mismas.<br />Etapa 1: Localización óptima de las S/E de potencia<br />La Dirección de Planificación e Ingeniería de EMELGUR, ha realizado la actualización de la Proyección de la Demanda de manera exclusiva en los sectores de mayor crecimiento del área de concesión de EMELGUR, como es la zona Puntilla – Samborondón, motivado por esta incorporación de urbanizaciones cuyos potenciales clientes serían de estratos sociales medios y altos que se estarían y se están trasladando, hacia la mencionada zona, desde la ciudad de Guayaquil.<br />De acuerdo a la proyección de la demanda del servicio eléctrico, es necesario realizar un Estudio para determinar el lugar óptimo para la ubicación geográfica de las subestaciones en este importante sector, aunque no se definirá la localización exacta de la subestación, el estudio sí establecerá y especificará un área dentro de la cual se recomienda ubicar las subestaciones de potencia requeridas. <br />La Dirección Técnica de EMELGUR, luego del análisis de los aspectos constructivos civiles, normativos, medioambientales, de la selección de ubicación de las entradas y salidas de las líneas de 69 kV y de la ubicación de las salidas de las alimentadoras de 13.8 kV, será quién finalmente definirá el lugar exacto de la Subestación de Potencia, que deberá ser ubicada dentro del área definida por el presente estudio. <br />En el Anexo 5, se puede apreciar lo correspondiente al típico Relevamiento Topográfico de una Subestación de Potencia, la implantación general, el diagrama unifilar, la ubicación de los transformadores de potencia y otros detalles de la S/E tales como: ubicación de interruptores, barras de alimentación y seccionamiento, salidas de alimentadoras y demás protecciones.<br />Para efectuar el presente estudio, se procedió a realizar la sectorización de las parroquias Puntilla y Aurora, las mismas que para el efecto fueron divididas en un total de 38 zonas, tal como se puede apreciar en el Anexo 6. <br />De acuerdo a las estadísticas y tomando en cuenta los eventos mencionados en los antecedentes, la Proyección de Clientes en la zona Puntilla – La Aurora del Sistema Durán espera un crecimiento promedio anual del 13.90%, triplicando inclusive el número de Clientes de esa zona geográfica de 12,238 en el 2008 a 39,109 en el 2017. Concomitantemente con lo anterior, en el Anexo 7 se puede apreciar que para dicha zona geográfica en estudio se espera un crecimiento promedio anual del 11.40% de la demanda de energía y potencia eléctrica, multiplicándose por 2.64 la demanda de energía y potencia eléctrica de 38,853 en el 2008 a 97,155 en el 2017.<br />Para el abastecimiento del fluido eléctrico, las parroquias mencionadas poseen las siguientes subestaciones de potencia: Subestación Tennis Club, la cual consta con 2 transformadores de poder de capacidad 10/12.5 MVA a 69/13.8 kV y ubicada a la altura del km. 3 de la vía Puntilla – Samborondón; Subestación Manglero de capacidad 12/16 MVA a 69/13.8 kV y ubicada a la atura del km. 4.5 de la vía Puntilla – Samborondón; y, la Subestación Villa Club de capacidad 5 MVA a 69/13.8 kV y ubicada en la urbanización del mismo nombre. La ubicación geográfica de las subestaciones se muestra en la Planimetría de la ubicación geográfica de las subestaciones que se incluye en el Anexo 8. <br />Cabe señalar que se ha considerado como sector aislado, la incorporación de la Subestación Ciudad Celeste, debido a que dicha subestación atenderá de manera exclusiva a la Urbanización Ciudad Celeste. Adicionalmente, los promotores de la Urbanización denominada Isla Mocolí no han presentado estudios de la demanda eléctrica requerida, por consiguiente, no está siendo considerada en el presente estudio. <br />De acuerdo a la planimetría que tiene la Regional Guayas – Los Ríos S.A., las subestaciones que presentan servicio en la zona del estudio, se encuentran ubicadas geográficamente en las siguientes coordenadas:<br />SUBESTACIÓNCAPACIDADCOORDENADASABCISA ( X )ORDENADA ( Y )Tennis Club2 x 10/12.5 MVA6265149764985Manglero12/16 MVA6256089766218Villa Club5 MVA6233229774342Ciudad Celeste5 MVA6277239770406<br />La obtención de la ubicación geográfica de las subestaciones de potencia, se fundamenta en el equilibrio de los momentos producidos por las cargas eléctricas, así como los momentos producidos por las capacidades de las subestaciones. El proceso metodológico que ha sido empleado en el presente estudio, para la determinación de la ubicación óptima de las Subestaciones de Potencia, es el siguiente:<br />Recopilación de los datos de proyección de la demanda de potencia y energía eléctrica en las parroquias La Aurora del cantón Daule y La Puntilla del cantón Samborondón. Realización de la respectiva proyección sectorial, para lo cual se dividió la zona de estudio en 5 sectores, los mismos que agrupan zonas de demanda de potencia y energía eléctrica, donde se utilizaron y aplicaron tasas de crecimiento, densidades de uso del suelo, entre otros índices, previendo por supuesto expansiones futuras.<br />Determinación de las coordenadas del centro de carga de cada uno de las zonas, que fueron divididas las parroquias en referencia.<br />Calcular los momentos de carga, y , para el año , de cada uno de las zonas para cada sector en que fueron divididas las parroquias, como el producto de la carga , por cada una de las coordenadas , del centro de carga del sector , matemáticamente:<br /> <br />Obtención de la ubicación óptima de las Subestaciones de Potencia requeridas, tomando en consideración que dicha ubicación es aquella que produce el menor valor absoluto factible de los desequilibrios entre los momentos eléctricos producidos por las cargas y los momentos eléctricos producidos por las subestaciones, en el periodo de análisis.<br />Por lo expuesto anteriormente, la ubicación óptima de la subestación Puntilla II, deberá ser tal que minimice la función objetivo que se obtiene de la suma, durante el período de análisis (10 años), de la diferencia al cuadrado de los momentos eléctricos producidos por los sectores (entre urbanos residenciales y urbano marginales) de la zona en estudio menos el momento eléctrico resultante producido por las Subestaciones de potencia que suministran el servicio de energía eléctrica a la zona de La Puntilla.<br />donde:<br />Es la sumatoria de los momentos en el eje de las , producidos por las cargas eléctricas de cada sector.Es la sumatoria de los momentos en el eje de las , producidos por las cargas eléctricas de cada sector.Es la sumatoria de los momentos en el eje de las , producidos por la subestación a instalar y prevista en cada sector.Es la sumatoria de los momentos en el eje de las , producidos por la subestación a instalar y prevista en cada sector.Son las coordenadas del centro de carga del sector .Son las coordenadas del centro de carga del sector .<br />Determinación de las coordenadas de ubicación óptima, de la Nueva Subestación.<br />El detalle de cada Sector y Zona de Estudio, se muestra a continuación:<br /> Resultados de localización óptima<br />Del análisis efectuado, las coordenadas de las nuevas subestaciones de distribución, se muestran en el Anexo 9, conteniendo las Tablas No. 1, 2, 3 y 4, cuyo resumen se presenta a continuación:<br />Adicionalmente, la curva de demanda y la cargabilidad de las subestaciones para el período en estudio, esto es: 2008 – 2017, se muestra en el siguiente gráfico.<br />Con la finalidad de garantizar el adecuado servicio y operación del sistema, acorde al desarrollo de la demanda energética y mantener la capacidad de reserva de las subestaciones de distribución durante el período de proyección 2008 – 2017, es necesario que impostergablemente la Empresa realice un Plan de Equipamiento a nivel de Subtransmisión, donde las Subestaciones de Distribución deberán tener una capacidad de transformación y ubicación de acuerdo al siguiente cuadro:<br />Una vez obtenida las coordenadas (área factible) para la ubicación de la Subestación que abastecerá con energía eléctrica a la zona No. 1, se procede a revisar la planimetría respectiva con el objetivo de verificar la viabilidad geográfica de su ubicación óptima. <br />Es así que se determina la existencia de 2 alternativas, tal como se las ilustra en el Anexo 10 del presente trabajo. Por la proximidad de su ubicación con el Centro Comercial “Los Arcos”, se bautizó con ese mismo nombre a la S/E de potencia; y, por su ubicación estratégica en relación al eje vial principal que es por donde pasan las troncales de alimentadores y la línea de subtransmisión de 69 kV que energizará a la S/E Los Arcos, se optó por la selección de la alternativa No. 1. <br />A partir de este momento, la zona de La Puntilla contará con abastecimiento de energía eléctrica proporcionado por la S/E existente Tennis Club, la cual cuenta con 2 transformadores de poder de capacidad 10/12.5 MVA a 69/13.8 kV y ubicada a la altura del km. 3 de la vía Puntilla – Samborondón, de capacidad nominal 20 MVA y pudiendo entregar hasta 25 MVA si utiliza dispositivos que permitan el enfriamiento forzado mediante la utilización de electro ventiladores de precisión y la nueva S/E Los Arcos cuya capacidad nominal es de 16 MVA. <br />Para fines de nuestro estudio, vamos a utilizar la capacidad nominal de 20 MVA para la S/E Tennis Club, pues los 5 MVA de capacidad adicional son considerados como una reserva netamente técnica, condicionada a la instalación de dispositivos y equipos especiales, que en su momento serán utilizados para el abastecimiento eléctrico del sector en estudio.<br /> Etapa 2: Distribución óptima de energía eléctrica <br />Una vez identificada la ubicación optima de la subestación nueva, la segunda fase de este estudio considera un problema específico que es el planeamiento del Sistema de Distribución de Energía Eléctrica de la zona La Puntilla para los próximos 10 años. <br />Debido al desarrollo comercial del sector 1, conformado por 10 zonas, y al crecimiento natural y no esperado de la población, se requieren cada vez mayores cantidades de energía y potencia eléctrica. El estudio del crecimiento de la demanda y cómo lograr una adecuada expansión de los sistemas de distribución para abastecer esta energía, es conocido como el problema de planeamiento de sistemas de distribución, en el cual se debe garantizar la continuidad del servicio eléctrico con ciertos niveles de calidad y confiabilidad. <br />La alta complejidad matemática que presenta este tipo de problemas ha sido salvada pues no hay que prever enrutamientos y/o dimensionamientos de nuevos alimentadores, ni radialidad de sistemas, entre otros, pues todas esas condicionantes existen y se cumplen en el sector estudiado. Nuestro propósito fundamental, en la planificación del sistema de distribución, es determinar la configuración óptima de la red a 10 años con la finalidad de minimizar los costos anuales producidos por las pérdidas técnicas de energía, asociados a la operación y crecimiento de la demanda. Esta planificación, sin embargo, siempre debe considerarse enmarcada en el cumplimiento de ciertos requisitos técnicos. El problema en sí se reduce a un problema de transporte, en el que existen dos subestaciones S1 y S2 que abastecen de energía a 10 zonas a través de las respectivas rutas (alimentadores) Xij, tal como se lo esquematiza a continuación: <br />A partir de la información sintetizada en la Tabla No. 1, que se encuentra contenida en el Anexo 9, y considerando que los alimentadores al centro de carga de cada zona han sido construidos con conductores de Aluminio 336 MCM, se procedió a determinar los correspondientes valores de longitud y resistencia eléctrica, resumiéndose dicha información en la siguiente tabla.<br />De la tabla anterior y mediante la utilización de un grupo de fórmulas técnicas de ingeniería eléctrica en sistemas de potencia, se determinan para cada zona y para cada año (10 en total): las Pérdidas de Potencia (kW) en los alimentadores servidos por las subestaciones S1 y S2, la Potencia suministrada por las subestaciones S1 y S2 (kVA), las Pérdidas Anuales de Energía (MWh) en los alimentadores servidos de las subestaciones S1 y S2 y la valoración de los Costos Anuales (US$) producidos por las Pérdidas de Energía en los alimentadores servidos por las subestaciones S1 y S2.<br />Las demandas de potencia por cada una de las 10 zonas que se van a atender con ambas subestaciones se establecen en el siguiente cuadro para cada uno de los 10 años de análisis de acuerdo a las proyecciones preparadas por EMELGUR. Esto es:<br />A continuación se presentan los cuadros con la información de potencia suministrada, pérdidas de potencia por alimentadores, pérdidas anuales en energía y costos anuales de pérdidas en energía de la subestación 1. Esta información está clasificada por cada una de las zonas que las mismas abastecen proyectada para los próximos 10 años de acuerdo a sus necesidades de demanda previamente definidas.<br /> <br />A continuación se presentan los cuadros con la información de potencia suministrada, perdidas en potencia por alimentadores, pérdidas anuales en energía y costos anuales de perdida en energía de la subestación 2. Esta información está clasificada por cada una de las zonas que las mismas abastecen proyectada para los próximos 10 años de acuerdo a sus necesidades de demanda previamente definidas.<br />Una vez determinados los valores requeridos para la estimación de las pérdidas de energía anuales, se debe plantear la función objetivo que consiste en minimizar el costo total anual producido por las pérdidas técnicas de energía eléctrica en los alimentadores servidos de las subestaciones de potencia S1 – Tennis Club y S2 – Los Arcos ocasionado por el abastecimiento de energía y potencia eléctrica a las zonas del 1 al 10 del sector 1.<br />Minimizar <br />Función Objetivo desglosada<br />Minim. C11*X11+C12*X12+…+C19*X19+C110*X110+C21*X21+C22*X22+…+C29*X29+C210*X210<br />Restricciones<br />Primera Restricción<br />La suma de la potencia suministrada por la Subestación S1 (kVA) a cada zona, y en cada año, debe ser menor o al menos igual a la capacidad nominal de dicha subestación (20,000 kVA).<br />P11*X11+P12*X12+P13*X13+…+P18*X18+P19*X19+P110*X110 <= 20,000<br />Segunda Restricción<br />La suma de la potencia suministrada por la Subestación S2 (kVA) a cada zona, y en cada año, debe ser menor o al menos igual a la capacidad nominal de dicha subestación (16,000 kVA).<br />P21*X21+P22*X22+P23*X23+…+P28*X28+P29*X29+P210*X210 <= 16,000<br />Restricciones varias:<br />Sintetizadas: X1j+X2j=1; j = 1, 2, 3, … , 10<br />Desglosadas:<br />X11+X21=1X12+X22=1X13+X23=1X14+X24=1X15+X25=1X16+X26=1X17+X27=1X18+X28=1X19+X29=1X110+X210=1<br />Significado: Por el principio de la Radialidad del Sistema de Distribución, sólo una subestación puede abastecer de potencia y energía eléctrica a una determinada zona a la vez.<br />Donde cada una de las variables Xij y coeficientes Cij y Pij se definen a continuación en las siguientes tablas.<br />VARIABLEVALOR QUETOMAD E S C R I P C I Ó NX1110Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 1Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 1X1210Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 2Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 2X1310Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 3Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 3X1410Si la S/E – S1, Tennis Club abastece de energía a la zona No. 4Si la S/E – S1, Tennis Club no abastece de energía a la zona No. 4X1510Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 5Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 5X1610Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 6Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 6X1710Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 7Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 7X1810Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 8Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 8X1910Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 9Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 9X11010Si la S/E – S1, Tennis Club, abastece de energía a la zona No. 10Si la S/E – S1, Tennis Club, no abastece de energía a la zona No. 10X2110Si la Nueva – S2, Los Arcos, abastece de energía a la zona No. 1Si la Nueva – S2, Los Arcos, no abastece de energía a la zona No. 1X2210Si la Nueva – S2, Los Arcos, abastece de energía a la zona No. 2Si la Nueva – S2, Los Arcos, no abastece de energía a la zona No. 2X2310Si la Nueva – S2, Los Arcos, abastece de energía a la zona No. 3Si la Nueva – S2, Los Arcos, no abastece de energía a la zona No. 3X2410Si la Nueva – S2, Los Arcos, abastece de energía a la zona No. 4Si la Nueva – S2, Los Arcos, no abastece de energía a la zona No.4X2510Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos abastece de energía a la zona No. 5Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos no abastece de energía a la zona No.5.X2610Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos abastece de energía a la zona No. 6Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos no abastece de energía a la zona No. 6X2710Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos abastece de energía a la zona No. 7Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos no abastece de energía a la zona No. 7X2810Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos abastece de energía a la zona No. 8Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos no abastece de energía a la zona No. 8X2910Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos abastece de energía a la zona No. 9Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos no abastece de energía a la zona No. 9X21010Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos abastece de energía a la zona No. 10Si la Nueva S/E No. 2 Los Arcos no abastece de energía a la zona No. 10<br />COEFICIENTED E S C R I P C I Ó NC11Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 1C12Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 2C13Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 3C14Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 4C15Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 5C16Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 6C17Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 7C18Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 8C19Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 9C110Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S1 a la zona No. 10C21Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 1C22Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 2C23Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 3C24Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 4C25Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 5C26Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 6C27Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 7C28Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 8C29Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 9C210Costo Anual de Pérdidas de Energía (US$) desde Subestación S2 a la zona No. 10<br />COEFICIENTED E S C R I P C I Ó NP11Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 1P12Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 2P13Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 3P14Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 4P15Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 5P16Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 6P17Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 7P18Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 8P19Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 9P110Potencia Suministrada por la Subestación S1 (kVA) a la zona No. 10P21Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 1P22Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 2P23Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 3P24Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 4P25Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 5P26Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 6P27Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 7P28Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 8P29Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 9P210Potencia Suministrada por la Subestación S2 (kVA) a la zona No. 10<br />Con esta información se ha construido en Excel tablas anuales en las cuales se determinan de acuerdo a los costos y restricciones del sistema la programación de cada una de las subestaciones con su respectiva zona (ver archivo de cálculos adjunto). En este sentido, cuando una zona toma el valor de 1 significa que ésta debe ser abastecida con la subestación correspondiente, pero si toma el valor de cero ésta no será atendida por dicha subestación, generando así una programación coordinada de uso del sistema y que siempre busque el costo mínimo ocasionado por concepto de las pérdidas técnicas de energía.<br />Dicha programación cambia cada año por la dinámica de la demanda por lo cual se han corrido 10 tablas para determinar una planificación óptima para el periodo estudiado.<br />Resultados de distribución óptima de energía eléctrica<br />Usando la función “SOLVER” de Excel e inclusive el software The Management Science v6.0 (Anderson, Sweeney & Williams) para la resolución del problema de asignación de carga de cada una de las subestaciones a las 10 zonas de demanda, se ha logrado determinar una programación óptima por año que permite obtener el menor valor por pérdidas técnicas en el sistema estudiado. <br />El resumen de la programación se presenta en la tabla siguiente donde se puede determinar por ejemplo que en el primer año (D1) la subestación 1 no atendería la zona 4 (X14=0) mientras que la subestación 2 respectivamente atendería dicha zona (X24=1). Ver anexo 11.<br />Los resultados monetarios se presentan resumidos en la tabla siguiente y se puede determinar que las pérdidas técnicas de la asignación definida con métodos de programación lineal generan costos por US$1.66 millones para los años de uso de las subestaciones.<br />Para determinar el valor de este estudio en términos de mejora en la eficiencia de asignación del sistema para reducir los costos por perdidas técnicas presentamos los resultados de la asignación basada en la “experiencia” y métodos de planeación de los técnicos de EMELGUR que básicamente siguen un patrón de uso total de la subestación antigua y utilización parcial y progresiva de la nueva subestación sin tomar en cuenta conceptos de asignación optima para bajar costos.<br />Los resultados de este escenario generan un valor de costos por perdidas técnicas de US2.15 millones en los 10 años de estudio, destacándose inclusive que para el año 10 (D10), la nueva S/E S2 “Los Arcos” se encontraría ligeramente sobrecargada en relación a su capacidad nominal. El resumen de lo anteriormente mencionado, se presenta en el cuadro siguiente. <br />El resultado económico de realizar este estudio se puede cuantificar en ahorros por US$487,347 en diez años de uso del sistema. Este valor es muy representativo ya que la inversión de la nueva subestación está alrededor de US$2.0 millones, es decir casi un 25% de su valor puede ser recuperado por una correcta asignación de la carga a cada S/E basada en modelos matemáticos.<br />Conclusiones y recomendaciones<br />La conclusión de este estudio es que el uso de herramientas matemáticas adecuadas sustentadas en información técnicamente generada permiten obtener esquemas de asignación de cargas más eficientes que los basados en la “experiencia”, “buen juicio” y/o el “sentido común” de los técnicos de la empresa y de esta manera aprovechar las nuevas inversiones en capacidad que la empresa realiza para sus usuarios. Inversiones que deben ser focalizadas también con el uso de herramientas que busquen optimizar y minimizar las mismas de acuerdo a la configuración actual del sistema y a las demandas esperadas. Todo esto alineado al objetivo estratégico de rentabilizar la operación de la empresa en términos financieros.<br />Se recomienda usar este tipo de herramientas para el resto de subsistemas que forman parte de la red de EMELGUR ya que la correcta localización de nuevas subestaciones y la óptima asignación de la carga permite importantes ahorros en perdidas técnicas que están generando un déficit financiero muy importante para la empresa. Considerando la importancia de mantener actualizado el Estudio de la Demanda, se recomienda que las Direcciones Comercial y Técnica de la empresa, que receptan solicitudes de servicio de usuarios con un alto nivel de consumo, remitan la información de los requerimientos de potencia y energía a la Dirección de Planificación, con la finalidad de actualizar y evaluar el desarrollo de la zona. De esta forma se puede mantener actualizada la programación de la asignación de carga, para así evaluar el ahorro de costos esperados y buscar nuevos puntos de eficiencia dentro del sistema.<br />Anexo 1: Información histórica de EMELGUR S.A.<br />HISTÓRICO DE INGRESOS POR FACTURACIÓN – EMELGUR<br />366395213360<br />124206060325<br />Anexo 2: Personal de las Empresas del Sector Eléctrico a diciembre de 2008<br />Anexo 3: Plano geográfico del área de servicio de EMELGUR a junio de 2009<br />Anexo 4: Precios Medios, año 2008<br />PRECIOS MEDIOS DE VENTA DE ENERGÍA A CLIENTES REGULADOS POR LAS DISRIBUIDORAS<br />PRECIOS MEDIOS DE COMPRA DE ENERGÍA POR LAS DISRIBUIDORAS<br />Anexo 5: Sectorización de las Parroquias Puntilla y Aurora<br />Anexo 6: Proyección de Clientes en la zona Puntilla – La Aurora<br />Anexo 7: Proyección de la Demanda en la zona Puntilla – La Aurora<br />Anexo 8: Planimetría de la ubicación geográfica de las Subestaciones<br />Anexo 9: Tablas No. 1, 2, 3 y 4<br />Anexo 10: Alternativas de la ubicación geográfica de S/E – sector 1<br />Anexo 11: Planificación óptima de la red de distribución a 10 años<br />