Tesis Fidel Espinoza.doc

1
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA Y ARTÍSTICA
FACULTAD DE ARTES Y TECNOLOGÍA
Mantenimiento de líneas de distribución eléctrica basados en
análisis de prueba de fallas y en confiabilidad
Fidel Espinoza Pérez
TESIS DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ASUNCIÓN – PARAGUAY
2017

II
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA Y ARTÍSTICA
FACULTAD DE ARTES Y TECNOLOGÍA
Mantenimiento de líneas de distribución eléctrica basados en
análisis de prueba de fallas y en confiabilidad
Armindo Lezcano Silva
TESIS DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Orientador: Lic. Eugenio Emategui
ASUNCIÓN – PARAGUAY

II
PÁGINA DE APROBACIÓN
Aprobado en Asunción, Paraguay, en fecha………………………………….
Calificación:………………………………......................................................
COMISIÓN EVALUADORA
NOMBRE FIRMA
1…………………………………………………………………………………….
2…………………………………………………………………………………….
3…………………………………………………………………………………….
4…………………………………………………………………………………….
5…………………………………………………………………………………….

III
DECLARACIÓN
Declaro que todo el contenido de esta obra, es exclusivamente de mi
autoría y autorizo suficientemente a la Universidad Politécnica y Artística a
su difusión o publicación total o parcial.
Fecha:………………………………………………………………………………
Firma:………………………………………………………………………………
Aclaración de firma:………………………………………………………………

IV
AGRADECIMIENTO
A Dios, por la vida.
Al tutor, por su guía.
A los directivos de la UPAP, por
alentarme para culminar la carrera.

V
DEDICATORIA
A mi familia, por el apoyo constante.
A mis amigos, por su aliento.
Por no abandonarme los momentos más
difíciles de mi vida y permitirme llegar a mi
anhelada meta.

VI
RESUMEN
Uno de los grandes problemas que afrontan las empresas de distribución
de energía tanto a nivel nacional como internacional, son los fraudes de
energía cometidos por los usuarios. En el presente proyecto de
investigación se analizó estrategias para la detección de pérdidas
técnicas y no técnicas en sistemas de distribución de energía eléctrica. La
metodología se basó en una investigación descriptiva, no experimental
basado en encuestas y entrevistas. Los resultados de este estudio
arrojados fueron: las pérdidas técnicas más frecuentes detectadas en los
equipos de distribución de energía eléctrica de Coronel Oviedo, se
encontró que son las perdidas en las líneas de distribución, las causas
principales de las pérdidas técnicas, se encontró que son pérdidas de
energía por efecto joule, pérdidas de energía por efecto corona, pérdidas
de energía por histéresis y corrientes de Eddy. Los equipos eléctricos que
sufren pérdidas técnicas, son los transformadores y capacitores. Se
recomienda realizar los controles preventivos pertinentes para disminuir
las pérdidas eléctricas.
Palabras clave: pérdidas técnicas, pérdidas no técnicas, líneas de
distribución eléctrica.

VII
ÍNDICE
Página de Aprobación.………………………………………………………….II
Declaración……………………………………………………………………...III
Agradecimiento………………………………………………………………....IV
Dedicatoria ………………………………………………………………..…….V
Resumen………………………………………………………………………..VI
Índice………………………………………………………………………...….VII
Introducción………………………………………………………………………1
CAPÍTULO I – PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
1.1. Planteamiento del problema……………………………………….……..3
1.2. Preguntas de investigación….…………………………………………….4
1.3. Objetivos de la investigación.……………………………………………..5
1.4. Justificación…………………………………………………………………6
CAPÍTULO II - MARCO TEÓRICO
2.1. Marco histórico………..………….………………………………………...7
2.2. Marco conceptual..…………………………………………………………8
2.3. Marco referencial…….……………………………………………………11
CAPÍTULO III – DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
3.1. Tipo de investigación……….…………………………………………….62
3.2. Enfoque de investigación……….……………………………………….62
3.3. Diseño metodológico…....……….……………………………………….62
3.4. Hipótesis de investigación…………………………………………........62
3.5. Variables…………………………………………………………………...63
3.6. Población…………. ……………………………………………………...63
3.7. Muestra……………..……………………………………………………...63
3.8. Técnicas e instrumentos de recolección de datos…………………….64
3.9. Plan de análisis…………………………………..……………………….64
CAPÍTULO IV- ANALISIS DE RESULTADOS OBTENIDOS
4.1 Resultado de entrevista……………………………………….………….65
4.2 Resultado de encuesta……………………………………………………67
CONCLUSION.………………………………………………………………...75
RECOMENDACIONES.……………………………………………………….77

VIII
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………...78
ANEXO 1……………………………………………………………………..…80
ANEXO 2……………………………………………………………………..…80

X
CURRICULUM VITAE
I- DATOS PERSONALES
APELIDOS: Espinoza Pérez.
NOMBRE: Fidel
FECHA DE NACIMIENTO: 24 de abril de 1974
ESTADO CIVIL: Casado.
C.I Nº: 1.670.820
RUC: 1.670.820-2
RESIDENCIA: Tte Fossati entre palma y Tte Rene Rios.
TELEFONO: 0786-234127
CORREO ELECTRONICO: fidelespinoza_py@hotmail.com
II- ESTUDIOS CURSADOS
1- PRIMARIOS
Centro Regional de Educación Pilar “Francisco Solano López” (1981-
1986)
2- SECUNDARIOS.
a- Ciclo Basico:
1er. – 3er Curso Colegio Tecnico Juan XXIII (1987-1989)
b- Ciclo Bachillerato:
4to – 6to Curso “COLEGIO TECNICO JUAN XXIII” (1990-1992)
TITULO OBTENIDO: TECNICO EN ELECTRICIDAD.
3- Actualmente cursando el último año de la carrera de Ingeniería
Eléctrica UPAP-Pilar.

XI
III- EXPERIENCIA LABORALES
 ID: 142.046 Ej. Trabajos de Mejoras y Mant. Sist. Electr Lp485 -
Administración Nacional de Electricidad (ANDE)
 ID: 195.235 AMPLIACION, REMODELACION Y TERMINACION
DE PUESTOS DE SALUD - Gobierno Departamental de Ñeembucú.
 ID: 196.128 CONSTRUCCION DE EDIFICIO DEL RECTORADO -
2DA. ETAPA Universidad Nacional de Pilar (UNP).
 ID: 205.814 CONSTRUCCION DE COCINA Y CAFETERIA
21 - Universidad Nacional de Pilar (UNP).
 ID: 190.999 Lp588 Ejecución de Obras de Ampliación, aumento de
Sección de Conductor y Trifasicación de Línea de MT, para el Acople de
los Alimentadores PIL 2 y VIN 2, Dpto. de Ñeembucú -
Administración Nacional de Electricidad (ANDE).
 ID: 93980 Reparación de Fustes y Montaje de Estructuras
Colapsadas LST 66 kV Villalbín-Pilar - Administración Nacional de
Electricidad (ANDE).
 ID: 224.557 CONSTRUCCION LOCAL DE TAXISTAS EN EL
PUERTO - PILAR Gobierno Departamental de Ñeembucú.
 ID: 217902 CONSTRUCCION DE CERCO PERIMETRAL -
FILIAL S. JUAN Universidad Nacional de Pilar (UNP).
 ID: 235.981 CONSTRUCCION DE PUESTOS DE SALUD -
SEGUNDO LLAMADO Gobierno Departamental de Ñeembucú.
 ID: 235.943 REMODELACION LOCAL PROPIO - Gobierno
Departamental de Ñeembucú.
 ID: 244.509 Ejecución de Obras Civiles para Adecuación del
Edificio del Dpto. de Distribución Regional Ñeembucú -
 ID: 247.256 CONSTRUCCION DE ADOQUINADO EN LA
CIUDAD DE PILAR Gobierno Departamental de Ñeembucú.

XII
 ID: 247.374 CONSTRUCCION DE ADOQUINADO EN EL LOS
BARRIO 8 DE DICIEMBRE, CRUCESITA, SAN ROQUE, SAN VICENTE
Y LAS RESIDENTAS Gobierno Departamental de Ñeembucú.
 ID: 247.899 TERMINACION POLIDEPORTIVO YATAITY –
Gobierno Departamental de Ñeembucú.
 ID: 247.562 ELECTRIFICACION VALLE APUA E ILIMINACION
LOMAS III LAURELES - Gobierno Departamental de Ñeembucú.
 ID: 260.399 CONSTRUCCION ELECTRIFICACION ITA PUNTA;
TRES CORONAS Y PASO TAZA - Gobierno Departamental de
Ñeembucú.
 ID: 264.141 Ejecución de Obras Civiles para Reconstrucción de
Bases de H° A° de Estructuras Metálicas Colapsadas de la LT 220 kV,
Coronel Oviedo - Carayaó Administración Nacional de
 ID: 257.157 ADQ. DE TRANSFORMADOR - Universidad
Nacional de Pilar (UNP).
 ID: 270.327 Lp0981-14.Obtención de Precios Unitarios de
Hora/Hombre/Padrón (HHP2) para la Ejecución de Trabajos Inherentes a
la Operación Comercial de la ANDE, en el Territorio Nacional -
 ID: 279.877 Reparación de Bases de H° A° y Montaje de
Estructuras Metálicas Colapsadas - LT 220 kV - Administración Nacional
de Electricidad (ANDE).
 ID: 270.946 Lp0987-14.Ejecución de Trabajos de Mejora y
Mantenimiento de los Componentes del Sistema de Distribución de
Energía Eléctrica - Administración Nacional de Electricidad (ANDE).
 ID: 283.711 SERV. DE INSTALACION DE TRANSFORMADOR
Universidad Nacional de Pilar (UNP).
 ID: 270.343 Lp1092-14.Obtención de Precios Unitarios (HHP3),
para la Ejecución de Trabajos Inherentes a la Gestión de Pérdidas
Eléctricas no Técnicas de la ANDE, en Territorio Nacional - Ad
Referendum.-Administración Nacional de Electricidad (ANDE).

XIII
 ID: 304.926 Lp1219-16.Ejecución de Trabajos Inherentes a la
Operación Comercial de la ANDE HHP2 en todo el Territorio Nacional -
 ID: 316.205 Lp1255-16 Ejecución de Trabajos de Mejoras y
Mantenimiento de los Componentes del Sistemas de Distribución de
Energía Eléctrica en el Territorio Nacional Administración Nacional de
 ID: 322816 cd_6215 Reparación de Bases de H° A° y Montaje de
Estructuras Colapsadas LT 220 kV - Tramo ES Sta. Rosa - Es Horqueta
 ID: 334181 Lco961_Ejecución de Obras Civiles para
Reconstrucción de Bases de H° A° y Montaje de Estructuras Metálicas
Colapsadas de la LT 220 Kv Tramo ES - Carayao/ ES - San Estanislao
Administración Nacional de Electricidad (ANDE.
 ID: 337596 lco 976_Reparación de Bases H°A° y Montaje de
Estructuras colapsadas LT 22 kV Tramo Es- Carayaó - Es - San
Estanislao. Administración Nacional de Electricidad (ANDE).
……………………….
FIDEL ESPINOZA.
19/06/2017

1
INTRODUCCIÓN
En la actualidad las empresas de distribución de energía eléctrica deben
cumplir normativas legales que exigen mantenibilidad y calidad del
suministro. El Estado a través del marco regulatorio impone fuertes multas
y pago de compensaciones en caso de incumplimiento de dichas normas.
Los clientes demandan confiabilidad y continuidad del suministro eléctrico.
Los inversionistas exigen rendimiento y seguridad para su capital. Y la
sociedad pide atención a los temas medioambientales. En tal sentido
cabe la siguiente pregunta: ¿Qué podemos aportar desde el
mantenimiento para satisfacer estas múltiples expectativas? La tendencia
actual del mantenimiento busca aplicar nuevas técnicas que permitan
evaluar, diagnosticar y mejorar la confiabilidad y el desempeño de los
sistemas eléctricos de distribución. Busca el modo de identificar las
acciones correctivas que puedan optimizar costos a través de una
sistemática reducción en la ocurrencia de fallas, y minimizar en
consecuencia su impacto en el negocio. En el último tiempo a nivel
mundial se han ido creando herramientas de tipo filosóficas aplicables a
equipos y sistemas que permiten un mejor uso de los recursos de
mantenimiento. Filosofías como el Mantenimiento Centrado en la
Confiabilidad (RCM), El Mantenimiento Productivo Total (TPM) y el
análisis Causa Raíz (RCA) entre otros, han demostrado gran eficiencia en
este sentido. Estas técnicas permiten enfocar la atención hacia problemas
tanto crónicos como esporádicos. El objetivo de este trabajo es proponer
un Plan de Mantenimiento que permita dar respuesta a la pregunta
planteada al comienzo, generando una herramienta de gestión orientada
a optimizar el manejo actual del mantenimiento empleado por una
empresa distribuidora de energía como lo es la Compañía General de
Electricidad S.A.(CGED SA). Para el logro de este objetivo se propone
complementar el plano técnico basado en técnicas de modelamiento y
análisis de confiabilidad de sistemas, con herramientas que aporten la

2
base metodológica para una adecuada implementación. La presente
investigación está estructurada en cuatro capítulos:
En el Capítulo I, se plantea el problema de investigación, en donde se
elaboran las preguntas de investigación, se presentan los objetivos y la
justificación de la investigación.
El Capítulo II, es el marco teórico, en el cual se encuentran los
antecedentes relacionados con el problema, las definiciones de términos,
las bases teóricas del desarrollo de la investigación.
El Capítulo III, plantea el diseño de la investigación, en donde se
determina el tipo de investigación, el diseño, la población y muestra, las
técnicas e instrumentos de recolección de datos y el tratamiento de
resultados obtenidos.
El Capítulo IV, describe el análisis de los resultados obtenidos.
Conclusiones y recomendaciones.

3
CAPÍTULO I
PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
1.1. Planteamiento del problema
Conforme averiguaciones preliminares realizadas por el investigador de
este trabajo, pudo detectar anomalías en los equipos de distribución
eléctrica de la Administración Nacional de Electricidad, principalmente en
los barrios Centro, Azucena y barrio 12 de junio, anomalías como equipos
sin protección adecuada, equipos que ya cumplieron su vida útil y deben
ser sustituidos.
Por otro lado, en los barrios Ybaroty y Nuevo Amanecer detectó
numerosos medidores alterados en sus posiciones normales, es decir
lectores de medidores acostados, que ocasionan lecturas incorrectas del
consumo domiciliario, otro inconveniente detectado es la conexión de
corriente eléctrica de forma clandestina, es decir no autorizada por la
entidad competente.
Todo lo mencionado incide en la adecuada distribución de energía
eléctrica en los domicilios, no llegando con la tensión adecuada a los
domicilios de los barrios de Coronel Oviedo.

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1.2. Preguntas de investigación
1.2.1. Genérica
¿Qué estrategias se puede implementar en las instalaciones eléctricas
domiciliarias de los barrios de Coronel Oviedo para reducir las pérdidas
técnicas y no técnicas?
1.2.2 Específicas
¿Cuáles son las pérdidas técnicas más frecuentes detectadas en los
equipos de distribución de energía eléctrica de Coronel Oviedo?
¿Cuáles son las causas principales de las pérdidas técnicas en los
equipos de distribución de energía eléctrica de Coronel Oviedo?
¿Cuáles son los equipos eléctricos que sufren pérdidas técnicas?
¿Cuáles son las pérdidas no técnicas más frecuentes identificadas en los
barrios de Coronel Oviedo?
¿Qué factores principales inciden en que aparezcan las pérdidas no
técnicas?
¿Cuáles de las dos pérdidas genera mayor inconveniente a la ANDE?

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1.3 Objetivos de la investigación
1.3.1. General
Analizar las estrategias que se puede implementar en las instalaciones
eléctricas de los barrios de Coronel Oviedo para reducir las pérdidas
técnicas y no técnicas.
1.3.2. Específicos
Identificar las pérdidas técnicas más frecuentes detectadas en los equipos
de distribución de energía eléctrica de Coronel Oviedo.
Identificar las causas principales de las pérdidas técnicas.
Identificar los equipos eléctricos que sufren pérdidas técnicas.
Especificar las pérdidas no técnicas más frecuentes identificadas en los
barrios de Coronel Oviedo.
Conocer los factores principales que inciden en que aparezcan las
pérdidas no técnicas.
Precisar cuál de las dos pérdidas genera mayor inconveniente a la
ANDE.

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1.4 Justificación
Se pretende que los resultados arrojados por la investigación ofrezcan
orientaciones a la comunidad ovetense sobre prácticas eficaces en
relación al uso eficiente de la energía eléctrica.
Las conclusiones definidas a partir de esta investigación son
transcendentales para la sociedad al beneficiar la economía de los
usuarios y responder a una necesidad actual detectada en evaluaciones
y organismos nacionales e internacionales.
Se pretende aportar recomendaciones para la mejora de la eficiencia de
los equipos eléctricos domiciliarios y proponer estrategias que impacten
de manera favorable en el rendimiento de dichos equipos.
La investigación realizada servirá para revisar las diferentes prácticas de
la ANDE alrededor del proceso de evaluación de la eficiencia de las redes
eléctricas.
El análisis de los datos recolectados contribuirá con propuestas o guías
para la mejora de instalaciones eléctricas domiciliarias.
La investigación es viable ya que se tiene acceso a un centro educativo
para llevarla a cabo y es posible obtener la autorización de las
autoridades, profesores y estudiantes para realizar el estudio.

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CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Marco histórico
Desde sus inicios en La Revolución Industrial, la red eléctrica se ha
convertido de un sistema aislado que servía a un área geográfica
particular, a una red expansiva que incorpora múltiples áreas. En un
momento dado, toda la energía era producida cerca del dispositivo o del
servicio que requería energía.
A comienzos del siglo XIX, la electricidad fue una idea novedosa que
competía con el vapor, la hidráulica, el enfriamiento o calentamiento
directo, y principalmente el gas natural. En esa época, la producción de
gas y su reparto se había convertido principal de la industria moderna de
la energía.
A la mitad del siglo XIX, la iluminación por arco eléctrico se convirtió
rápidamente en algo mucho más ventajoso que el gas volátil ya que el
gas producen luz pobre, calentamiento excesivo que hacía que los
cuartos se calentaran y se llenaran de humo, y partículas nocivas como el
monóxido de carbono.
Desde el principio de los tiempos, el hombre siempre ha sentido la
necesidad de mantener su equipo, aún las más rudimentarias
herramientas o aparatos. La mayoría de las fallas que se experimentaban
eran el resultado del abuso y esto sigue sucediendo en la actualidad. Al
principio solo se hacia mantenimiento cuando ya era imposible seguir
usando el equipo. A eso se le llamaba Mantenimiento de Ruptura o
Reactivo.

8
Fue hasta 1950 que un grupo de ingenieros japoneses iniciaron un nuevo
concepto en mantenimiento que simplemente seguía las
recomendaciones de los fabricantes de máquinas y sus dispositivos.
Esta nueva tendencia se llamó Mantenimiento Preventivo. Como
resultado, los gerentes de planta se interesaron en hacer que sus
supervisores, mecánicos, eléctricas y otros técnicos, desarrollaran
programas para lubricar y hacer observaciones clave para prevenir daños
del equipo.
Los tiempos de necesidad cambiaron, en 1960 nuevos conceptos se
establecieron, Mantenimiento Productivo fue la nueva tendencia que
determinaba con el mantenimiento y se hacían consideraciones acerca de
la confiabilidad y el diseño del equipo y de la planta. Fue un cambio
profundo y se generó el término de Ingeniería de la Planta en vez de
mantenimiento, las tareas a realzar incluían un más alto nivel de
conocimiento de la confiabilidad de cada elemento de las máquinas y las
instalaciones en general.
Diez años después, tomó lugar de globalización del mercado creando
nuevas y más fuertes necesidades de excelencia en todas las actividades.
Los estándares de clase mundial en términos de mantenimientos del
equipo se comprendieron y un sistema más dinámico tomó lugar.
El sistema AMFE fue introducido formalmente a finales de los años 40
para su uso por las fuerzas armadas de los Estados Unidos. Más adelante
fue utilizado también en el desarrollo aeroespacial, con el fin de evitar
fallos en pequeñas muestras y experimentos; fue utilizado por ejemplo en
el programa espacial Apolo.

9
En los años 70 Ford introdujo el sistema AMFE en la industria del
automóvil para mejorar la seguridad, la producción y el diseño, tras el
escándalo del Ford Pinto.
Aunque inicialmente fue desarrollado para el ejército, actualmente la
metodología AMFE es utilizada en un gran número de industrias
incluyendo la fabricación de semiconductores, software, industria
alimentaria y salud. Está integrado en la planificación avanzada de la
calidad de los productos (APQP) para ser utilizado como un instrumento
para disminuir el riesgo y el tiempo de las estrategias preventivas, tanto
en el diseño como en el desarrollo de procesos. El grupo de acción de la
industria automovilística necesita utilizar AMFE en el proceso APQP y
publica un manual detallado de cómo aplicar la metodología.
2.2 Marco conceptual
En el presente trabajo, desarrollaremos los fundamentos generales que
clasifican las funciones de cada uno de los tipos de mantenimientos
existentes aplicados a los sistemas de distribución eléctrica.
2.2.1 Líneas de distribución
“La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución
de Energía Eléctrica es parte del sistema de suministro eléctrico cuya
función es el suministro de energía desde la subestación de distribución
hasta los usuarios finales (medidor del cliente)” (Saz Serrano, 2010, p.98).
2.2.2 Energía Eléctrica
Se denomina energía eléctrica a la forma de energía que resultará de la
existencia de una diferencia de potencial entre dos puntos, situación que

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permitirá establecer una corriente eléctrica entre ambos puntos si se los
coloca en contacto por intermedio de un conductor eléctrico para obtener
el trabajo mencionado. (Caporales, 1989, p. 100)
2.2.3 Sistema de distribución de electricidad
La Red de distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de distribución
de Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro de energía
desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor
del cliente) (Miralles, 2010, p. 54).
2.2.4 Mantenimiento
“Acción eficaz para mejorar aspectos operativos relevantes de un sistema
o establecimiento tales como funcionalidad, seguridad, productividad,
confort, imagen corporativa, salubridad e higiene. Otorga la posibilidad de
racionalizar costos de operación” (Miralles, 2010, p.100).
2.2.5 Análisis de modos de fallas y efectos (AMFE)
Es un procedimiento de análisis de fallos potenciales en un sistema de
clasificación determinado por la gravedad o por el efecto de los fallos en
el sistema (Viloria, 2011, p.150).
2.2.6 Mantenimiento centrado en confiabilidad
Es un mantenimiento que está orientado específicamente hacia la
sistematización y el ordenamiento de los elementos que constituyen la
administración del mantenimiento industrial (Viloria, 2011, p.160).

11
2.3 Marco referencial
2.3.1 Tipos de mantenimientos
“Existen 3 tipos que usualmente se utiliza para realizar los
mantenimientos los cuales son aplicados en la mayoría de las empresas
que trabajan con maquinarias y equipos, ya sean estos mecánicos,
eléctricos, hidráulicos, etc.”(Zubiaurre, 2010, p.100).
2.3.1.1 Mantenimiento Predictivo
Consiste en el análisis de parámetros funcionamiento cuya evolución que
permite detectar un fallo antes de que este tenga consecuencias más
graves. Esto lo utilizamos para estudiar la evolución temporal del
parámetro y asociarlos a la evolución de fallo, para así determinar en qué
periodo de tiempo ese fallo va a tomar una relevancia importante, para así
planificar todas las intervenciones con tiempo suficiente, para que ese
fallo nunca tenga consecuencias graves.
Una de las características más importantes de este tipo de mantenimiento
es que no debe alterar el funcionamiento normal de la empresa mientras
se está aplicando.
La inspección de los parámetros se puede realizar de forma periódica o
de forma continua, dependiendo de diversos factores como son: el tipo de
sistema, los tipos de fallo a diagnosticar y la inversión que se quiere
realizar. Existen algunas ventajas al realizar este tipo de mantenimientos.
 Reduce el tiempo de parada al conocerse exactamente que órgano
es el que ha producido la parada.

12
 Permite la evolución de un defecto en el tiempo.
 Optimiza la gestión del personal de mantenimiento.
 Requiera una planilla de mantenimiento más reducida.
 Toma de decisiones sobre la parada de una línea en momentos
críticos.
 Facilitar el análisis de averías.
 Permite el análisis estadístico del sistema.
2.3.1.2 Mantenimiento Preventivo
Es una actividad programada de inspecciones, tanto de funcionamiento
como de seguridad, ajustes, reparaciones, análisis, limpieza, lubricación,
calibración, que debe llevarse a cabo en forma periódica en base aun plan
establecido. El propósito es prever averías o desperfectos en su estado
inicial y corregirlas para mantener la instalación en completa operación a
los niveles y eficiencia óptimos.
El mantenimiento preventivo permitir fallos repetitivos, disminuir los puntos
muertos por paradas, aumentar la vida útil de equipos, disminuir costos de
reparaciones, detectar puntos débiles en la instalación entre una larga
lista de ventajas.
Dentro del mantenimiento preventivo existen varios software que permite
al usuario vigilar contantemente el estado de su equipo, así como también
realizar pequeños ajustes de una manera fácil.

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Aunque el mantenimiento preventivo es considerado valioso para las
organizaciones, existen una serie de riesgos como fallo de la maquinaria
o errores humanos a la hora de realizar estos procesos de
mantenimientos.
El objetivo de este mantenimiento es evitar o mitigar las consecuencias de
los fallos del equipo, logrando prevenir las incidencias antes de que estos
ocurran. Las tareas de mantenimiento preventivo incluyen acciones como
cambios de piezas desgastadas, cambio de aceites y lubricantes, etc. El
mantenimiento preventivo debe evitar los fallos en el equipo antes de que
estos ocurran.
2.3.1.3 Mantenimiento Correctivo
El mantenimiento correctivo o mantenimiento por rotura fue el esbozo de
lo que hoy en día es el mantenimiento. Esta etapa del mantenimiento va
precedida del mantenimiento planificado.
Hasta hace unos años atrás, en pleno desarrollo de la producción en
cadena y de la sociedad de consumo, lo importante era producir mucho
abajo costo. En esta etapa el mantenimiento era visto como un servicio
necesario que debía costar poco y pasar inadvertido como señal de que
las cosas marchaban bien.
En esta etapa, mantener era sinónimo de reparar y el servicio de
mantenimiento operaba con una organización y planificación mínimas
(limpieza) pues las empresas eléctricas no estaban muy mecanizadas.
Las políticas de las empresas era la de minimizar el costo de
mantenimiento.

14
Este mantenimiento agrupa las acciones a realizar en el software
(programa, bases de datos, documentación etc) ante un correcto
funcionamiento incorrecto deficiente o incompleto que por su naturaleza
no pueden planificarse en el tiempo.
Estas acciones, que no implican cambios funcionales, corrigen los
defectos técnicos de las aplicaciones. Entendemos por defecto una
diferencia entre las especificaciones del sistema y su funcionamiento
cuando esta diferencia se produce a causa de errores en la configuración
del sistema o del desarrollo de programas. Se establecerá un marco de
colaboración que contemple las actividades que corresponden a la
garantía del actual proveedor y las actividades objeto de este contrato.
La corrección de los defectos funcionales y técnicos de las aplicaciones
cubiertas por el servicio de mantenimiento, incluye:
 Análisis del error / problema.
 Análisis de la solución.
 Desarrollo de las modificaciones a los sistemas, incluyendo
pruebas unitarias.
 Prueba del sistema documentadas.
 Mantenimientos de las documentaciones técnicas y funcionales del
sistema.

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2.3.1 Objetivo del Mantenimiento
 Evitar, reducir, y en su caso, reparar, las fallas sobre los bienes
precitados.
 Disminuir la gravedad de las batallas que no se lleguen a evitar.
 Evitar detenciones inútiles o paras de máquinas.
 Evitar accidentes, evitar incidentes y aumentar la seguridad para
las personas.
 Conservar los bienes productivos en condiciones seguras y
preestablecidas de operación.
 Balancear el costo de mantenimiento con el correspondiente al
lucro cesante.
 El mantenimiento adecuado, teniendo a prolongar la vida útil de los
bienes a obtener un rendimiento aceptable de los mismos durante
más tiempo y a reducir el número de fallas.
2.3.3 Recursos necesarios para la realización de toda tarea
de mantenimiento
 Abastecimiento o aprovisionamiento. Suministro de repuestos,
elementos de reparación, consumible, suministros especiales y
artículos de inventario.

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 Equipos de prueba y apoyo. Herramientas, equipos especiales de
vigilancia, equipos de comprobación y calibración, banco de
prueba.
 Personal capacitado.
 Instalaciones y talleres de mantenimiento, laboratorios de ensayos.
 Datos técnicos. Manual de mantenimiento, procedimientos de
comprobación, instrucciones de mantenimiento, procedimientos de
inspección y calibración, planos, recursos informáticos, hardware,
software, bases de datos.
2.3.4 Restricciones frecuentes en los procesos de
mantenimientos
 Presupuesto.
 Programación, tiempo disponible, hora hombre disponibles.
 Reglamentos de seguridad.
 Entorno, clima.
 Documentación técnica.
 Cultura y costumbres tradicionales.
2.2.8 Estructura del mantenimiento

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“Para poder realizar un mantenimiento ya sea en una red de distribución o
en cualquier línea donde existan equipos o maquinarias podemos tener
formada una estructura formada de la siguiente manera”( León, et all.
2013,p.66).
2.2.8.1 Política de mantenimiento
Establece las estrategias, lineamientos y pautas a seguir en la
organización funcional del mantenimiento, conformando las etapas de
planificación, programación, preparación, ejecución y evaluación de
resultados.
2.2.8.2 Plan de mantenimientos
Definen los programas de mantenimiento a realizar durante un periodo
determinado de tiempo.
2.2.8.3 Programas de mantenimiento
Se definen las tareas y fechas de ejecución.
2.2.9 Metodologías para el mantenimiento
“Existen distintas metodologías para realizar maniobra de mantenimiento
basándonos en diversas situaciones o forma de ver” (León, et all. 2013,
p.89).
 Mantenimiento basado en la falla (FBM)
 Mantenimiento basado en la vida del Ítem (LBM)

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 Mantenimiento basado en la inspección (IBM)
 Mantenimiento basado en el examen (EBM)
 Mantenimiento basado en la oportunidad (OBM)
 Mantenimiento productivo total (TPM)
 Mantenimiento basado en la condición (CBM)
 Mantenimiento basado en el riesgo (RBI)
 Mantenimiento centrado en confiabilidad (RCM)
 Análisis de modos de falla y efectos (AMFE)
Para el mantenimiento del sistema de distribución de energía eléctrica se
han seleccionado comúnmente siguiente metodologías: Análisis de
Modos de Falla y Efectos (AMFE) y Mantenimiento Centrado en
Confiabilidad (RCM).
AMFE Es utilizado habitualmente por empresas manufactureras en varias
fases del ciclo de vida del producto, y recientemente se esta utilizando
también en la industria de servicio. Las causas de los fallos pueden ser
cualquier error o defecto en los procesos o diseños, especialmente
aquellos que afectan a los consumidores, y pueden ser potenciales o
reales. El término análisis de defectos hace referencia al estudio de las
consecuencias de esos fallos.

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2.3 Marco referencial
2.3.1 Red de distribución de energía eléctrica
Desde las subestaciones ubicadas cerca de las áreas de consumo, el
servicio eléctrico es responsabilidad de la compañía suministradora
(distribuidora) que ha de construir y mantener las líneas necesarias para
llegar a los clientes.
“La red de distribución es un componente del sistema de suministro,
siendo responsabilidad de las compañías distribuidoras. La distribución de
la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red
de transporte se realiza en dos etapas”( Barrero, 2004,p.124).

20
La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las
subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente
mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar
a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas
están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están
las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la
tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha,
con tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una disposición en
red radial. Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo
(población, gran industria, etc.), uniendo las estaciones transformadoras
de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa
del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos
centros es de baja tensión (125/220 o 220/380).
“Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial,
sin que formen mallas. Cuando existe una avería, un dispositivo de
protección situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor
que alimenta esta red”( Barrero, 2004,p.168).
La localización de averías se hace por el método de "prueba y error",
dividiendo la red que tiene la avería en mitades y suministrando energía a
una de ellas; a medida que se acota la zona con avería, se devuelve el
suministro al resto de la red. Esto ocasiona que en el transcurso de la
localización se puedan producir varias interrupciones a un mismo usuario
de la red.
La topología de una red de distribución se refiere al esquema o arreglo de
la distribución, esto es la forma en que se distribuye la energía por medio
de la disposición de los segmentos de los circuitos de distribución. Esta
topología puede tener las siguientes configuraciones:

21
Red radial o red en antena: resaltan su simplicidad y la facilidad que
presenta para ser equipada de protecciones selectivas. Como desventaja
tiene su falta de garantía de servicio.
Red en bucle abierto: tiene todas las ventajas de la distribución en redes
radiales y además la posibilidad de alimentar alternativamente de una
fuente u otra.
Red en anillo o en bucle cerrado: se caracteriza por tener dos de sus
extremos alimentados, quedando estos puntos intercalados en el anillo o
bucle. Como ventaja fundamental se puede citar su seguridad de servicio
y facilidad de mantenimiento, si bien presenta el inconveniente de una
mayor complejidad y sistemas de protección más complicados.
Como sistemas de protección se utilizan conductores aislados, fusibles,
seccionadores en carga, seccionalizadores, órganos de corte de red,
reconectadores, interruptores, pararrayos antena, pararrayos autoválvulas
y protecciones secundarias asociadas a transformadores de medida,
como son relés de protección.
Pérdidas en la red de Media Tensión ( MT)
La metodología planteada, sobre la base del flujo de carga, requiere de la
siguiente información.
• Parámetros de Líneas de transmisión.
• Demanda en los puntos salida de energía de las subestaciones de
transformación (SET).

22
• Consumo de los clientes de Media tensión y Subestaciones de
distribución (SED).
• Topología de la Red de MT.
Dependiendo de la información que se tenga, la estimación de las
pérdidas se realizara con mayor precisión.
a) Modelado de la red de Media Tensión.
El modelo de las redes de media tensión, que fue implementado en el 52
programa de flujo de carga CYMDIST, que nos facilitó el análisis. Para la
presente tesis, se procedió a levantar la topología de las redes de un
sistema de distribución de MT, considerando la ubicación de clientes MT
así como las subestaciones de distribución (SED).
La Topología de red modelada es el total de la red MT de sistema de
distribución, no cuenta con simplificaciones, dando esto mayor precisión
en la estimación de pérdidas.
b) Metodología de Separación por Alimentadores de MT.
Para la estimación de pérdidas en la red de media tensión y con la
finalidad de tener un mejor manejo de información de la red de MT es
conveniente trabajar separando por alimentadores que recorren una
determinada zona geográfica, contando con un total de 278 alimentadores
y para cada uno de ellos se efectuará la estimación de sus pérdidas
técnicas.
c) Metodología de Separación por Bloques

23
La estimación de las pérdidas de energía se realizó a partir de establecer
los siguientes bloques de carga para cada alimentador:
• Bloque punta.
• Bloque medio.
• Bloque bajo Para la presente tesis se realizó la división de los bloques
en función a un criterio de representatividad de zonas claramente
definidas por el consumo (Alto, Medio, Bajo), y teniendo una división de
bloques con diferentes periodos de duraciones, siendo aproximadamente
25% para el bloque Alto, 44% para el bloque Medio y 31% para el bloque
Bajo, debido a 53 sus características esta división optimiza en cierta
manera a tomar tres bloques iguales y teniendo la característica principal
de tener un diagrama de bloques donde nos representa las tres zonas
claras de consumo.
Para poder tener el valor exacto de las pérdidas de energía se aplicara el
factor de corrección correspondiente al número de bloques, para el caso
realizado se tendrá un factor de 0.3 % que incrementara las pérdidas,
cabe resaltar que este valor es cercano al óptimo que vendría a ser el
tomar 6 bloques a más, superando los características de tomar tres
bloques iguales.
Como se planteó líneas arriba, la división por bloques con los criterios
expuestos nos da un mayor ahorro al momento a tomar 6 o más bloques y
obtener un resultado cercano al óptimo. La separación de bloques,
teniendo en cuenta la división óptima y de mayor representatividad que se
realizó en cada alimentador se detalla a continuación Del análisis de los
diagramas de duración del total de alimentadores se determinaron tres

24
familias típicas, este criterio de selección en función a la tendencia
decreciente de cada una ellas.
Figura 1: Diagrama de carga familia Tipo A
Fuente: Barrero,2004,p.25
Figura 2: Diagrama de duración familia Tipo A

25
Figura 3: Diagrama de duración familia Tipo C
d) Flujo de Carga en la Red de MT
El flujo de carga nos permitirá conocer variables a lo largo de toda la red
de media tensión (tensiones, corrientes, potencias), y principalmente la
componente de pérdidas de potencia, para este proceso se empleó el
programa de flujo de carga CYMDIST.
La particularidad de este programa es que nos permitirá hacer un
prorrateo de las cargas en función al consumo de energía mensual
(30dias).

26
Figura 4: Esquema de Alimentador de Media Tensión
Fuente: Bolton, 1992,p.88
En el gráfico Nro. 4. se aprecia el diagrama unifilar de un alimentador, el
proceso de prorratear la demanda del alimentador (Amp) en la totalidad
de las cargas se describe a continuación.
Los clientes MT (cliente 1 y cliente 2), por la tarifa y el consumo con las
que cuentan, tienen un monitoreo constante de demanda (cada 15
minutos); por lo tanto, sus mediciones son coincidentes con las del
alimentador, es así que al momento de realizar los cálculos la demanda
que tiene el alimentador y el consumo que tienen los clientes son
coincidentes en fecha y hora.
El resto de la demanda, vale decir, la diferencia entre la demanda de
alimentador y el consumo de los clientes, será distribuida en el total de las
subestaciones de distribución en proporción a la energía total registrada
(kWh) en el periodo de estudio, para luego poder realizar el flujo de carga.

27
Para el cálculo de las pérdidas de energía en la red se procedió a modelar
la red BT de la muestra seleccionada y posteriormente utilizando el
programa de flujo de carga CYMDIST se evaluaron las pérdidas de
potencia para cada uno de los tres bloques considerados, finalmente,
integrando estos bloques se evalúa las pérdidas técnicas de energía de la
red BT.
Modelo de la red BT
La red de baja tensión de la muestra seleccionada se modeló en función a
la base de datos cartográfica del sistema georeferencial que las empresas
de distribución tienen de sus redes, el proceso se realizó mediante
algoritmos que implementados y ejecutados tienen la función de generar
archivos planos que son compatibles con el programa de flujo de carga
CYMDIST, los algoritmos desarrollados procesan la siguiente información:
• Secciones de conductores
• Longitudes de red
• Nodos
• Ubicación de clientes en la red
• Ubicación de la subestación y sus llaves.
• Carga de los clientes asociados a la red BT
Evolución del Modelo Topológico de la Red BT.

28
Parte fundamental de la estimación de las pérdidas de energía en la red
de BT es el modelo topológico a utilizar para su cálculo. A medida que se
tiene la facilidad de contar con herramientas computacionales (Software),
y esto a la par con el incremento de la capacidad de procesamiento de las
computadoras se ha logrado grandes mejoras en el modelo topológico de
las redes, mejorando así la precisión del cálculo de las pérdidas.
Uno de los modelos iniciales y más simples a utilizar es el que se muestra
en el gráfico
Figura 5: Sistema SED
Fuente: Ferreira, 2007,p.89
Este modelo topológico tiene las siguientes características:
• Netamente radial con una sola troncal principal por llave, un conductor
de sección promedio con el que cuenta la red de la subestación de
distribución.
• La cantidad de clientes por llaves son las mismas.
• Los clientes se encuentran equidistantes a una longitud L.
• Consumen una corriente promedio cli I , cuya suma total afectado de un
factor de simultaneidad nos da la corriente total promedio por llave.

29
La suma de las corrientes de las llaves Llave I, afectada de un factor de
simultaneidad, nos dará la corriente total de la SED.
Dependiendo de los recursos computacionales y la cantidad de
información que se tenga de la topología de la red se optara por tener un
modelo que más se aproxime a la realidad y así tener el detalle en el
cálculo de las pérdidas de energía.
El siguiente modelo, es más elaborado y distribuye los conductores según
la sección con la que cuenta la red de BT, en este caso los conductores
de mayor sección conformarían las troncales principales, secciones
menores conformarían trocales secundarias y derivaciones, este modelo
se caracteriza por tener cargas distribuidas a lo largo de una trocal
secundaria y en las derivaciones secundarias a las cuales también se
conectan cargas. Este modelo no refleja la distribución que en realidad
tiene una red de BT, aproximándose al modelo real de una red de
distribución.
Figura 6: Modelo SED complejo
Fuente: Ferreira, 2007,p.89

30
El detalle consiste en modelar la red de BT tal como es topológicamente,
teniendo en cuenta que una red real presenta muchas variantes que son
externas a su topología como pueden ser el desbalance de las fases,
efecto de armónicos; etc., asimismo, aquellas subestación que atienden a
clientes que se alimentan de llaves exclusivas, lo que se conoce con el
nombre de clientes maxímetros, esto hará que se tenga que multiplicar
por factores de corrección según la cantidad de clientes que son
alimentados por llaves exclusivas.
La construcción del modelo de una red de baja tensión en programas de
flujo de carga tiene el inconveniente en la abundancia de información que
se necesita para poder implementar una sola red de BT, por ser un
sistema con una cantidad considerable de nodos, definiendo como nodos,
los puntos de empalme, puntos de cambio de sección y puntos donde se
conectan las acometidas de los clientes y realizando evaluaciones, una
subestación de distribución en promedio puede llegar a tener 2000 nodos.
El proceso seguido para realizar el modelo de las redes de BT se detalla a
continuación:
• Base de datos de los clientes que conforman las redes respectivas.
• Base de dato de los conductores que conforman las redes.
• Metrado de cada uno de los conductores que conforman las redes BT.
• Ubicación de los clientes en un sistema cartográfico teniendo sus
coordenadas georeferenciales.
Ajuste de Longitud de Red

31
La información de la red de baja tensión utilizada para desarrollar el
modelo topológico, fue obtenida de un sistema cartográfico en el que no
necesariamente se refleja la red real, por lo cual, se toma en
consideración factores de expansión para el metrado de la red. Los
factores que se consideran para el ajuste del metrado toman en cuenta
factores de expansión preliminares que vienen siendo determinados por
las empresas de distribución para la evaluación de su Valor Agregado de
Distribución (VAD) y se destalla a continuación:
• Redes Subterráneas
Por salidas de SED´s MT/BT y recorrido urbano: 0.5%
• Redes Aéreas
Por tensiones normales 2.19% para conductores de cobre concéntrico
Por tensiones normales 1.50% para conductores autosoportados.
2.3.2 Consecuencia de las pérdidas de energía eléctrica
Las pérdidas de energía eléctrica consiste en un problema que puede ser
controlado sí la empresa distribuidora de energía así lo decide. Las
influencias y consecuencias de las pérdidas de energía eléctrica que
usualmente se tiene, se expone a continuación.
En la gestión técnica-económica de la empresa
El valor de las pérdidas de energía es uno de los indicadores de la
gestión técnico administrativa de la empresa, por lo cual, es
imprescindible conocer y evaluar la incidencia de las mismas en todas las

32
etapas de la distribución de energía hasta la entrega al usuario. Con esto
se podrá establecer criterios y políticas que conlleven a un control
permanente y a la reducción de las mismas.
La falta de control de las pérdidas de energía tiene los siguientes efectos
sobre la gestión empresarial:
• Produce cortocircuitos y sobrecargas en las redes e instalaciones, lo que
haría que la empresa realice fuertes inversiones tanto en renovación
como en ampliaciones.
• Origina una pérdida de ingresos por los consumos no facturados Como
se sabe la demanda crece a un cierto nivel, así que para solucionar éste
crecimiento se deben realizar inversiones las mismas que requieren
recursos pero estos son escasos.
Además, el problema de no ejecutar los proyectos y planes de reducción
de pérdidas produce en el personal de la empresa un sentido de
frustración que con el tiempo se traduce en indiferencia, facilitando así el
degradamiento de los procedimientos y los controles que lleva a un fuerte
deterioro de la operación dando lugar a:
• Desarrollo de un sentimiento generalizado de impotencia en los
responsables de supervisión y control.
• Encubrimiento de acciones ilícitas por parte de los propios integrantes
de la empresa ya sea por beneficio propio o de terceros perjudicando
económicamente a la empresa.

33
• Aumento permanente en el hurto de la energía o realización de todo tipo
de fraude para reducir ilícitamente los registros de consumo y por ende el
valor de la facturación.
En el orden social y de la seguridad
La crisis económica por la que actualmente atraviesa nuestro país, la
deuda externa, la falta de inversión extranjera, falta de fuentes de trabajo
son algunos factores que han llevado a que el incremento de las pérdidas
de energía eléctrica este fuertemente relacionado con el empobrecimiento
generalizado de los usuarios de ingresos medios y bajos.
Esto ha ocasionado que las personas pongan en práctica nuevos
métodos para apropiarse en forma indebida de la energía eléctrica
agrediendo de esta manera las redes de distribución e instalaciones que
generalmente se encuentran en la vía pública sin ninguna vigilancia y
poco control por parte de la Empresa Eléctrica.
La apropiación indebida de la energía eléctrica motiva a que los usuarios
que cumplen normalmente con sus obligaciones y pagos de sus
consumos se vean incitados a realizar lo siguiente:
Apropiarse en forma indebida y gratuita de la energía a fin de evadir los
registros reales.
• A no pagar las facturas de energía motivo por el cual la empresa ordena
el corte del servicio.
• Conectarse directamente de la red de distribución. El apoderarse en
forma ilegítima de la energía eléctrica por parte de algunos usuarios
produce:

34
• Verdaderas agresiones sobre las instalaciones lo que conducen a un
pronto deterioro de las mismas con serias consecuencias para la
seguridad pública.
• En las horas de máxima demanda hace que estos usuarios no puedan
usar ningún electrodoméstico. Debido a que el voltaje en estas zonas es
menor al aceptable, con lo cual la utilización normal de los
electrodomésticos es técnicamente peligrosa para la duración de los
mismos.
• Estas se las realizan sin ninguna norma técnica, con uniones manuales,
conductores inadecuados los mismos que atraviesan paredes, árboles,
etc., hasta llegar a las viviendas.
• De igual forma el manejo inadecuado de medidores por personas no
idóneas produce un deterioro prematuro, la acción en las borneras
conllevan al recalentamiento de las mismas y por lo tanto a la inutilización
del elemento correspondiente lo que provoca cambios o reparaciones
necesarias para normalizarlos.
2.3.3 Clasificación de las pérdidas eléctricas
Una de las principales preocupaciones de una empresa eléctrica debe ser
la evaluación del nivel de pérdidas en su área de concesión, en todos los
subsistemas y componentes: subtransmisión, redes de distribución
primaria, transformadores, redes de distribución secundaria, alumbrado
público y sistema de medición, de forma que se puedan definir y
establecer los mecanismos necesarios para su reducción.
En un sistema eléctrico normalmente se identifican dos tipos de pérdidas
que son las técnicas y las no técnicas, que de una manera general se

35
presentan a continuación. Las pérdidas técnicas se dan en los elementos
y equipos de los circuitos eléctricos, por ejemplo en líneas de transmisión,
transformadores y bancos de capacitores.
Su origen son los principios que rigen la transformación de la energía. En
un sistema de distribución eléctrica se tiene innegablemente pérdidas
técnicas debido a que no existe un sistema ideal sin pérdidas de ningún
índole, sino al contrario, los subsistemas poseen estos márgenes de
pérdidas, pero si estos valores son excesivos, significa que no existe
suficiente ingeniería por parte de la Empresa Distribuidora y se encuentra
en condiciones incorrectas; y por tanto resultados negativos para la
comunidad en general.
Lo que se ha convertido en un grave problema para las compañías de
electricidad son las pérdidas no técnicas particularmente las del tipo
fraudulento por parte de consumidores deshonestos. Aunque el abuso por
tal concepto se da en todos los estratos sociales no deja de sorprender el
hecho de que en la mayoría de los casos el mayor volumen de pérdidas
se encuentra en los grandes consumidores. En nuestro país no estamos
libres de dicha problemática y en algunas zonas el porcentaje de pérdidas
por este concepto merece consideración especial.
Las pérdidas de energía en su clasificación se pueden resumir en la figura
siguiente:

36
Figura 7:Clasificacion de pérdidas
Clasificación de pérdidas no técnicas
Desde un punto de vista esto no constituye una pérdida real para la
economía, dado que la energía que no se factura es utilizada por los
usuarios para alguna actividad que económicamente se integra en el
ámbito general. Para la empresa distribuidora de energía eléctrica,
representa una pérdida económica y financiera ya que solo recibe parte o
ninguna retribución por el valor de la energía que está suministrando.

37
Estas pérdidas pudiendo tener varias fuentes de origen, y se puede
agrupar de siguiente manera:
En el orden de la ética y la moral
El robo de energía eléctrica a través de conexiones directas sin registro
en la empresa y la alteración de las mediciones para obtener registros
fraudulentos, realizado en forma indiscriminada y con una alta impunidad
producen efectos económicos negativos sobre los ingresos de las
empresas lo cual constituye una fuerte incidencia sobre la moral y la ética
de la población.
Esta acción ilegal no se lo tiene solo en los usuarios masivos sino también
en las propias industrias y comercio donde la modalidad característica del
ilícito consiste en la manipulación de los sistemas de medición, es decir;
una intervención técnicamente más calificada, la degradación ética-moral
es más injustificable dado que persigue fines de lucro, fomentando la
competencia desleal y la evasión fiscal que repercute luego sobre toda la
sociedad.
Pérdidas no técnicas por robo o hurto
“Corresponde a la energía que es ilegalmente utilizada, pudiendo ser
conexiones clandestinas, instalaciones provisionales no registradas”(
Roldán, 2004,p.78). El hurto de energía se puede definir como la
interferencia intencional en la red de energía eléctrica, así como también
a aquellos que alteran la acometida antes de llegar al medidor. Se puede
clasificar de la siguiente manera:

38
Pérdidas por conexiones clandestinas
“Las pérdidas de energía por conexiones clandestinas son aquellas que a
pesar de tener equipo de medición se conectan directamente en la red o
pican la cometida de tal forma que esta no sea visible, causando de esta
manera perdidas de la empresa ya que el medidor no registra el consumo
real y por lo tanto la facturación no es real”( Montecelos, 2015,p.98).
Pérdidas por conexiones ilegales
Son aquellas conexiones que se realizan a la redes de distribución sin el
respectivo equipo de medición y sin la previa autorización de la empresa.
En la mayoría de los casos, las conexiones se realizan sin los
requerimientos técnicos de seguridad y protección (fusible o breakers)
para la instalación eléctrica
La experiencia con el problema de sustracción de energía en los barrios,
indica que el mal continuara, a menos que la empresa inicie programas
agresivos de prevención de la sustracción de energía. Se puede
considerar varias las causas que originan las conexiones irregulares las
cuales son:
• Falta de apoyo financiero para inversiones en la ampliación de las redes
de distribución.
• Sistemas de distribución altamente vulnerables, que permiten el fácil
acceso de terceros.
• Recursos humanos limitado para atender las pérdidas no técnicas de
energía.

39
• Ausencia de un régimen legal claro que tipifique la sustracción de
energía como delito.
• Falta de apoyo de organismos oficiales para contrarrestar la sustracción
de energía.
• Costumbres de grandes sectores de la población para hurtar energía
práctica que se convirtió en una modalidad generalizada.
Dificultad para electrificar, motivado a que gran cantidad de barrios se
establecen en terrenos privados e inestables y que aún no han sido
desapropiados.
• Hay casos en donde la baja capacidad de pago incide en que se
conecten ilegalmente.
Las conexiones ilegales no cumplen con ninguna norma técnica y se
caracterizan por conexiones realizadas con conductores inadecuados y
en ocasiones con alambres de púas colgando por árboles, paredes,
techos, por el suelo y postes rudimentarios.
Todo esto crea una verdadera maraña de cables en precarias condiciones
provocando riesgo y peligro, a esto se añade que para ahorrar cable
toman como punto de tierra las tuberías de agua de las viviendas pocas
veces se conectan al cable neutro de la red de distribución.
Pérdidas no técnicas por fraude
Corresponde a aquellos casos en los cuales pese a tener una conexión
formal, los usuarios manipulan los medidores con el fin de lograr que los
consumos registrados sean menores a los reales.

40
“Los equipos de medición (medidores) son aparatos en la que su principal
función es registrar el consumo de energía eléctrica de un determinado
usuario pero este en ciertas ocasiones no refleja el verdadero valor de
consumo siendo este un grave problema para la empresa por las grandes
afectaciones financieras, económicas, políticas y sociales”( Carrasco et
all, 2012,p.77). Además estas pérdidas afectan a los agentes del sector
eléctrico, a la futura expansión del sistema y a la calidad del servicio.
Pérdidas por fraude en los equipos de medición
La aplicación de la electricidad la que constituye el principal elemento del
crecimiento y desarrollo de la sociedad, paralelamente a los usos
incipientes de la electricidad para poder dar uso a los distintos aparatos y
equipos eléctricos y así obtener una mejor forma de vida, pero hay que
reconocer que la prestación de estos servicios cada vez es más caro y el
aumento de las tarifas eléctricas hacen que personas incurran al delito así
el robo de energía se da entre otras razones por no ahorrar energía,
procurar tener facturas más económicas y por falta de control y
penalización de las empresas.
Así surgen los diferentes tipos de fraudes a nivel de los medidores y/o
equipos de medición instalada a los clientes residenciales, comerciales,
industriales y hasta en sectores públicos y privados de la región.
Borneras puenteadas
Consiste en la desviación de la corriente a través de un puente colocado
en la parte inferior de la bornera la cual une la línea de corriente de
entrada con la línea de la corriente de salida evitando de esta manera que
la corriente circule por la bobina de corriente del medidor. Dependiendo

41
del calibre del conductor (resistencia) con la que se realice el puente el
medidor deja de registrar la energía real consumida por el usuario.
Los daños más frecuentes por este tipo de fraudes son:
• Violación de los sellos de la tapa bornera.
• Manipulación de los elementos de la bornera con riesgo a producir corto
circuito.
• Borneras quemadas.
Cambio de constantes de medición (rev/kwh) Este es quizás uno de los
más ingeniosos pero demostrativos de la intervención inequívoca de
personal de la empresa y/o ex trabajadores en la manipulación del
medidor. Al intercambiar las relojerías se mantendrán los valores de Kwh
propios del medidor pero la Rr no serán las correspondientes al Kwh para
registrar un kilovatio-hora cuando el consumo sea realmente ese.
Por ejemplo si existen dos medidores similares con valores de Kwh
diferentes (tómenos como ejemplo 1.8 Wh/Rev y 3.6 Wh/Rev) las Rr de
las relojerías de los medidores serán diferentes y mantendrá la misma
proporción del Kwh pero en forma inversa (es decir la primera será el
doble de la otra). Esto es debido a que el producto de ambas debe
registrar el mismo valor de Kilovatio-hora.
Engranaje integrado dañado
Es una versión mejorada del fraude anterior pero si se quiere menos
original por la poca delicadeza en su ejecución. “Consiste en cortar una
porción del engranaje más pequeño para de esta forma permitir por un

42
lapso de tiempo que el engranaje mayor no trabaje y en consecuencia
deje de arrastrar los números del integrador”( Lagunas, 2003,p.45) . Hasta
que nuevamente hace contacto y se normaliza el funcionamiento de
registro de carga. Se deja de facturar más del 50 % de la energía
consumida.
Otros tipos de fraudes no técnicos
“Se trata de métodos más rudimentarios, como por ejemplo, perforación
mínimo de la tapa del medidor para introducir alambres muy finos que
impiden el funcionamiento normal del equipo, otros quitan la tapa del
medidor y dejan caer pegamentos en los números del integrador para
obtener el mismo resultado”( Roldán, 2004,p.99). En general este tipo de
fraudes solo se practica en sectores de áreas marginales. Los daños son
los siguientes:
• Violación sellos de seguridad (tapa medidor).
• Manipulación de partes internas del medidor.
• Rotura de componentes del medidor (engranaje de plástico)
Pérdidas no técnicas por administración
Estas pérdidas corresponden a la energía no registrada por problemas de
gestión administrativa de la empresa.
Las deficiencias en la gestión administrativa de una empresa distribuidora
generalmente lleva a un incremento de las pérdidas no técnicas las
mismas que son un reflejo de:

43
• Organización y eficiencia empresarial.
• Recursos y esfuerzos que se dedican a la operación comercial.
• Controles y seguimientos de los procesos administrativos y de gestión
de la clientela.
El departamento de facturación contribuye directamente e indirectamente
a la disminución de las pérdidas no técnicas de energía por lo cual
debería tomar acción para disminuirlas. Estas pérdidas corresponden a la
energía no registrada por problemas de gestión administrativa de la
empresa distribuidora como son:
a) Errores en la medición de consumo.
b) Errores en los procesos administrativos de los registros de los
consumos tales como:
• Medidores instalados pero no ingresados al sistema de cómputo.
• Medidores ingresados al sistema de cómputo pero que sin embargo no
sale consumos.
 Medidores instalados hace varios años los mismos que recién
salen facturas.
• Inadecuada información que produce errores y/o demoras en la
facturación.
• Falta de registro adecuado en los consumos propios.

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• Errores y/o atrasos en los registros y censos de alumbrado público
Pérdidas No técnicas por fugas a tierra
“Son las pérdidas producidas por las fugas de corriente a tierra, debido al
deterioro del aislamiento de cables subterráneos”( Roldán, 2004,p.120).
Pérdidas no identificadas
“Este tipo de pérdidas de energía consiste en aquellas conexiones que se
realizan en las noches así como también la adulteración de medidores
dándoles una opción en la cual no se registra el verdadero consumo de
energía”( Carrasco et all, 2012,p.89). Todas estas anomalías son difíciles
de detectar durante la inspección ya que estas se realizan durante el día
razones por las cuales no pueden ser identificadas con facilidad
Naturaleza y origen de las pérdidas no técnicas
Las pérdidas no técnicas son por naturaleza, pérdidas íntimamente
vinculadas con la calidad de la gestión entre los clientes y la empresa, el
origen de estas pérdidas se da en cada una de las etapas que
normalmente se siguen para dar servicio al abonado y que a continuación
se describen:
• Alimentar. Esta etapa consiste en dar servicio al cliente las
pérdidas no técnicas son originadas por las conexiones
clandestinas (fraudes) y los clientes conectados sin medidor.
• Identificar. Es decir se debe conocer los datos técnicos,
administrativos y comerciales característicos de cada cliente pero
en ciertos casos los datos del mismo son erróneos y no se

45
encuentran bien identificados originándose con ellos pérdidas no
técnicas, como por ejemplo error en la tarifa.
• Medir. El consumo de cada cliente debe ser registrado sin error
pero se pueden tener medidores en fraude, defectuosos,
estimaciones de consumo erróneo etc., los cuales también originan
pérdidas no técnicas.
• Facturar. Con las mediciones que se registran del cliente se
procede a la facturación de acuerdo al contrato establecido, pero
por razones de datos erróneos, lentitud e irregularidad en la edición
y cobro de la factura se originan estos tipos de pérdidas.
• Cobrar. Se debería recaudar en el plazo más corto posible la
suma debida por los clientes, aquí las pérdidas no técnicas tienen
su origen en la falta de pago por parte del cliente.(
Herrera,2014,p.77).
Clasificación de pérdidas técnicas
Según el fenómeno físico que la origina las pérdidas técnicas de energía,
se pueden agrupar en las siguientes:
Pérdidas por Efecto Joule
“Son las pérdidas que se presentan en los conductores, debido al paso de
la corriente eléctrica siendo su magnitud proporcional al cuadrado de la
misma y variando este valor según la longitud y sección de conductor,

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estas pérdidas se manifiestan en forma de calor, que por convección son
liberadas al exterior”( Montecelos, 2015,p.125).
El calentamiento en estos conductores fue uno de los primeros
fenómenos eléctricos conocidos, Joule (1819-1885), estudio la medida de
la temperatura en motores eléctricos, lo que permitió hacia 1840 encontrar
la ley que rige la producción de calor por el paso de una corriente eléctrica
a través de un conductor, la ley de Joule como también se conoce,
establece que la cantidad de calor (energía), es directamente proporcional
a la resistencia (R) del conductor y al cuadrado de la intensidad de
corriente (I) que lo atraviesa.
Per=R*I^2
Este fenómeno puede ser explicado a partir del mecanismo de
conducción de los electrones en un medio, la energía disipada en los
choques internos aumenta la agitación térmica del material, lo que da
lugar a un incremento de temperatura y a la consiguiente producción de
calor.
Pérdidas por Corrientes Parásitas (corrientes de Foulcalt)
“La variación del flujo magnético en el interior de las chapas que forman el
núcleo del transformador produce una fuerza electromotriz que provoca
una corriente en el interior de las chapas”( Montecelos, 2015,p.89). Esta
circulación de corriente provoca pérdidas, que a la vez se traduce en calor
dentro del transformador.
Estas pérdidas tienen una variación pequeña frente a variaciones de
tensión y corriente, dependen de la tensión nominal y del material del cual
está constituido el núcleo del transformador.

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Pérdidas por Histéresis Magnética
“Los materiales ferromagnéticos presentan una estructura molecular que
se puede considerar como pequeños imanes, cuando el material es
sometido a un campo magnético variable, estos imanes tienden a
alinearse con el campo magnético, este proceso de alineamiento provoca
pérdidas que se traducen en calor”( Barrero, 2004,p.78).
Pérdidas por Efecto Corona
Se conoce por efecto corona a los fenómenos producidos por la
ionización del aire que rodea a un conductor cargado, esto se produce por
el resultado de la acumulación de cargas en las regiones puntiagudas del
conductor y la creación de campos eléctricos muy intensos que tienen la
capacidad de producir la ruptura dieléctrica del aire en las inmediaciones.
El conductor, cuando está sometido a un fuerte efecto corona, presenta
una luminosidad y una crepitación constante, fenómenos que se traducen
en pérdidas, que es función del nivel de tensión, del diámetro de los
conductores, de la distancia entre ellos y de las condiciones climáticas.
Pérdidas técnicas, por su origen en la red
Pérdidas en Líneas de Transmisión
“Las pérdidas de potencia activa en líneas de transmisión están asociadas
con el campo eléctrico que viaja por la superficie del conductor y

48
dependen principalmente de los voltajes en los extremos y de los
parámetros eléctricos de la línea de transmisión”( Lagunas, 2003,p.143).
En cuanto a los parámetros eléctricos, las líneas de transmisión se
modelan suficientemente detalladas con tres parámetros que son:
resistencia, reactancia y susceptancia. Similarmente, en cuanto a las
pérdidas, estas no son otra cosa que la magnitud de la corriente elevada
al cuadrado, multiplicado por la resistencia total de la línea.
Pérdidas en Transformadores
Son las pérdidas que se presentan en los equipos de transformación de
tensión, se logran distinguir dos componentes:
Pérdidas en el cobre: Estas pérdidas son causadas por efecto Joule
debido al paso de la corriente por los arrollamientos del transformador,
estas pérdidas dependen directamente del nivel de carga del
transformador.
Pérdidas en el fierro: Estas pérdidas son debidas a corrientes parásitas
(corrientes de Foulcalt) y a la Histéresis Magnética.
Pérdidas en Medidores y Equipos Auxiliares
Son las pérdidas que se presentas en los medidores electromecánicos,
Transformadores de Medición, etc. que están instalados en los usuarios

49
finales que no son contabilizados por estos, estas pérdidas se presentan
en forma de calor.
Adicional a esto se encuentran factores que incrementan el valor de las
pérdidas como son: armónicos, desbalance entre fases de los
conductores, puntos de empalme de conexión entre otras, factores que
afectaran resultado final de las pérdidas de energía según el nivel de
tensión.
Causas de las pérdidas técnicas
Su mayor concentración es ocasionada por la transmisión de energía
eléctrica por medio de conductores, transformadores y otros equipos del
sistema de distribución (efecto Joule) así como las ocasionadas en las
líneas de transmisión por el efecto corona.
Pérdidas en las líneas
“Las pérdidas en las líneas, que son las sumas de las pérdidas (I2R) o por
resistencia se pueden hallar con facilidad cuando se conocen las
corrientes en las cargas picos” (Enriquéz,2007,p.78). Es frecuente
establecer hipótesis simplificadoras al realizar los cálculos. Por ejemplo, si
la carga se puede considerar como si estuviera uniformemente distribuida
las pérdidas son las mismas como si la carga estuviera concentrada en un
punto a un tercio de la distancia del alimentador.
Pérdidas en los transformadores

50
Los transformadores tienen una pérdida en vacío, así como una con
carga. La pérdida en vacío en un transformador es independiente de la
carga, mientras que la pérdida con carga variará proporcionalmente con el
cuadrado de la corriente.
Estas pérdidas para los transformadores de distribución suelen publicarse
como pérdidas en vacío y totales, cuando el transformador está operando
a voltaje y KVA nominales. La pérdida con carga a la corriente a plena
carga, es la diferencia entre las pérdidas totales y las pérdidas en vacío.
2.3.4 Métodos de reducción de pérdidas eléctricas
Métodos de reducción de pérdidas no técnicas
En la presente sección se mencionan algunos métodos de reducción de
pérdidas no técnicas, los cuales son:
• Reingeniería de procesos para reducir las pérdidas debidas a
los procesos administrativos.
• Revisión completa de los abonados ubicados en barrios o zonas
no marginales, siguiendo rutas preestablecidas para evitar
pérdidas por conexiones ilegales, fraude y conexiones
clandestinas.
• Instalación de medidores en cajas antihurto con el objetivo de
evitar que sean intervenidos.
• Colocación de sello de plástico, difícil de violar, numerado
donde conste la sigla de la empresa sobre relieve para permitir un
control inmediato sobre sus abonados.

51
• Instalación de conductores antihurto para evitar las conexiones
clandestinas. Dicho conductor está compuesto por un alma de
aluminio, una capa de aislante plástico que la rodea, una cubierta
conductora de cobre que recubre a la primera capa aislante y otra
capa aislante de plástico que se encuentra al exterior del
conductor.
• Planes especiales de facilidad de pago de deudas acumuladas,
condonación de deudas, etc.
• Asesorar en el uso racional de la energía a fin de lograr que el
cliente una vez ingresado modere sus consumos, evitando así
abonar abultadas facturas con las posibles consecuencias de
suspensiones de servicios, avisos de corte, etc.(
Bolton,1992,p.65)
Redes Antihurto
Las pérdidas no técnicas en los sistemas de distribución vienen dadas por
diferentes causas como las de las conexiones ilegales este tipo de
pérdidas se presentan tanto los colgados de la red como el puenteo de los
terminales del medidor de energía y se deben por lo general en sectores
en donde el nivel de pobreza es elevado o considerable como a la falta de
atención en forma inmediata al requerimiento de instalación del nuevo
servicio.
Para reducir este tipo de perdidas es necesaria la utilización de nuevas
tecnologías. La gran parte las conexiones ilegales se encuentran
radicadas en las redes de distribución con conductores desnudos, pero
debido a la vulnerabilidad de estas, es necesario realizar algunas
modificaciones.

52
Una de estas modificaciones consiste en rediseñar la red, tomando en
cuenta que la forma más fácil de un individuo para tomar energía es por
medio de los cables desnudos, es cuál puede ser evitado por un
conductor antihurto o cable preensamblado esto evitará que se conecten
a los vanos, otra manera es mediante la utilización de una caja de
derivación de acometidas, esto reemplazaría los puntos de conexión de
las acometidas que son expuestas a una que no tendrán acceso a menos
que sean personal capacitado.
Métodos de reducción de pérdidas técnicas
A continuación se presentan diferentes métodos de reducción para las
pérdidas técnicas.
Rotación de transformadores
Los transformadores de distribución pueden hasta duplicar su porcentaje
de pérdidas si operan con cargas muy bajas (por las pérdidas en vacío) o
muy altas (pérdidas combinadas de vacío y de carga). La rotación de
transformadores permite reubicar los transformadores subutilizados o
sobreutilizados a fin de que trabajen dentro de la curva de eficiencia de
transformadores.
Esta curva define que la eficiencia en un transformador es máxima
cuando la utilización de su capacidad nominal está entre un 50% y 70%,
esto es, que el transformador es menos eficiente si se carga a menos de
la mitad de su capacidad o más allá del 70% de su capacidad nominal.

53
Para tal efecto se deberán realizar mediciones en los transformadores de
distribución a fin de determinar el factor de utilización y proceder a rotarlos
en caso de ser necesario.
Si bien esto es correcto desde el punto de vista teórico, no se justifica en
el aspecto económico; ya que se tendría que realizar una inversión muy
elevada en la adquisición de transformadores, a fin de determinar el factor
de utilización y realizar la rotación de transformadores, para disminuir en
menos de 1% las pérdidas en cada transformador.
Cambio de conductor
Al realizar el cambio de conductor se varía la resistencia, de manera que
se tendría una disminución de pérdidas por efecto joule con un aumento
en el calibre del conductor. Antes de realizar dicho cambio se debe
determinar si el conductor de la red está sobrecargado para ello se
considera la energía que se consume en la red, calculando la corriente
que se tiene para máxima demanda con lo cual se verifica si es mayor o
no a la capacidad nominal del conductor de la red con el fin de realizar el
cambio del conductor en caso de ser necesario o en su defecto transferir
abonados a otro circuito para aliviar la carga o dividir ese circuito
Se debe tener mucho cuidado al aplicar esta alternativa ya que la mayoría
de las veces resulta más beneficioso (hablando en términos económicos)
el no cambiar el conductor ya que la recuperación de energía es mínima
comparada con la inversión la cual no se recuperaría de manera
inmediata sino a largo plazo.
División de sectores

54
A través de la división de sectores se busca localizar el centro de carga a
fin de evitar distribuir la energía más allá de la distancia donde las
pérdidas eléctricas se incrementan debido a la longitud recorrida por la
corriente.
Para tal efecto se procede a realizar los levantamientos de los circuitos
secundarios y en cada poste se incluye la suma de los consumos
promedios mensuales de los abonados conectados a dicho poste con ello
se logra determinar en qué poste debe estar ubicado el transformador a
fin de tener los consumos lo más equilibrado posible.
Estos métodos podemos complementar con las siguientes actividades:
• Optimización de los recursos en base a la utilización de equipos
más eficientes y tecnologías de última generación.
• Análisis y evaluación del sistema eléctrico en tiempo real,
soportados en programas informáticos de última generación.
• Utilización de programas informáticos, para optimizar los cambios
y/o refuerzos del sistema, así como considerar de ser necesario la
instalación de reguladores de voltaje, compensación de reactivos y
la instalación de filtros de armónicas para la reducción de su
incidencia en los sistemas de distribución de energía.
• Análisis de las curvas típicas de carga para la optimización de la
capacidad de los diferentes bancos de transformación y líneas de
sub-transmisión y distribución.

55
• Análisis de los diferentes circuitos secundarios, para determinar e
implementar circuitos óptimos que garanticen: calidad y continuidad
de servicio y minimicen las pérdidas.
• Utilización de transformadores de distribución con mejor calidad
magnética asegurando de esta forma que las pérdidas en el núcleo
sean mínimas. Esto debe ser analizado con detenimiento ya que
los transformadores son máquinas muy eficientes y una inversión
mayor en transformadores con mayor eficiencia no implica una
disminución apreciable en las pérdidas pero si un gran costo
económico a ser asumido por la empresa.
• Asegurar el dimensionamiento del conductor del neutro del
sistema de distribución pues en condiciones de armónicos se
producirá calentamiento por el flujo de corrientes adicionales
generando pérdidas por el efecto joule.( Enriquéz,2007,p.89)
Programas de reducción de pérdidas técnicas
Aunque algunos programas de reducción de pérdidas pueden resultar
costosos, la recuperación de esta inversión está garantizada y puede
prevalecer en el tiempo. Otra situación sucede con la inversión en
pérdidas no técnicas, ya que al no existir un control adecuado dicha
inversión puede resultar incierta.
Algunos de los programas que se pueden aplicar para ayudar a reducir
las pérdidas totales son:
Balancear las cargas por fases en los transformadores de distribución

56
Balancear cargas en la red de baja tensión e inclusive en la de media. La
diferencia entre fases no debe superar el 15%. Con solo realizar esta
labor se pueden recuperar 3 kWh/mes por cada cliente que tenga un
transformador de distribución.
Revisión de conductores y balanceo de circuitos
Los conductores sobrecargados presentan temperaturas superiores a las
normales. Efectuado una revisión de las temperaturas en el
mantenimiento permite detectar esta anomalía. Con el reemplazo del
conductor por uno de mayor capacidad o la redistribución de la carga se
pueden eliminar estas pérdidas adicionales.
Reconfiguración de redes primarias y secundarias.
Reconocer circuitos que ameriten reconfiguración y garantizar la
ejecución de las obras necesarias para tal fin. Al instalar transformadores
aproximadamente en el centro de carga, cambiar conductores y balancear
circuitos, se recuperan 7 kWh/mes por cada cliente que tenga el
transformador de distribución al que se le realice esta labor.
Cambio de medidores electromecánicos por electrónicos.
Aunque es un aporte a la reducción de pérdidas no técnicas a la vez,
reduce las técnicas, ya que mejora la calidad de la medida. Cambiar un
medidor electromecánico que se encuentra en buenas condiciones por
uno electrónico puede recuperar entre 12 y 20 kWh/mes por cada uno.
Eliminación de puntos calientes en el sistema de distribución.

57
Las conexiones flojas o inadecuadas aumentan las pérdidas de energía.
En estos casos se presentan altas resistencias por lo tanto se requieren
corrientes más altas, aumentando así el consumo de energía. Un
programa de mantenimiento permite reemplazar los entices por
conectores adecuados.
Mejoramiento del factor de potencia.
Las pérdidas en un sistema, son directamente proporcionales al cuadrado
de la corriente que circula y son disminuidas cuando la corriente
disminuye al mejorar el factor de potencia. La reducción de pérdidas da
como resultado una disminución en las temperaturas de operación de los
componentes del sistema y una reducción en la energía tomada de la
fuente principal. Un bajo factor de potencia produce perdidas de potencia
en las líneas de distribución. El mejoramiento de este como ya se dijo,
reduce las pérdidas del sistema, aumenta la capacidad del mismo y
mejora la regulación de voltaje.
Eliminación de las pérdidas “verdes”
Eliminar las redes abiertas y sin aislar que pasan dentro de los árboles o
el musgo de las redes que las aterrizan a los postes o a los templetes, ya
que en época de lluvias causan pérdidas considerables
Sellar bornes en transformadores de fincas
Esto es una medida técnica que ayuda a reducir las pérdidas no técnicas.
Con la manta termoencogible, resulta una buena alternativa para evitar
que se deriven de las salidas de los transformadores de las fincas.
Desconexión de transformadores no utilizados

58
Esto eliminará las pérdidas por el funcionamiento en vacío.
Cargar transformadores al valor nominal
Al tener una carga por debajo del valor nominal se tiene un factor de
carga menor de 1, lo que produce un bajo rendimiento, esto también
conlleva un menor factor de potencia con las consecuencias adversas
para el sistema de distribución.
Eliminar transformadores sobrecargados
La sobrecarga continúa de los transformadores, aumenta las pérdidas
considerablemente. Utilizando la misma expresión para eficiencia se
obtiene también disminución en el rendimiento o sea factor de carga
mayor de 1.
Redistribución de cargas en transformadores
Permite eliminar sobrecargas de transformadores de mayor capacidad. Si
se tienen equipos con estas características, es aconsejable buscar una
redistribución de la carga.
Reemplazo de transformadores obsoletos
El diseño de transformadores modernos ha alcanzado considerables
progresos en términos de reducción de pérdidas, especialmente en lo que
se refiere al núcleo. En la actualidad, las pérdidas en el hierro representan
un poco más de la mitad de las pérdidas de transformadores construidos
hace 30 años.

59
Cambio de los criterios de compra
Cambiar el criterio de compra de aisladores y pararrayos, hacia elementos
de pérdidas reducidas. Estudiar la implementación de aisladores
poliméricos y transformadores de distribución con núcleo amorfo.
Protección de la red entorchada o también llamad trenzada
Las mantas termoencogibles, en sectores de alta tendencia al fraude son
una buena alternativa.
Control de demandas en los transformadores de distribución
Controlar la carga de los transformadores de distribución, mediante la
instalación de limitadores de corriente que saquen el circuito cuando los
transformadores lleguen a su límite de carga.
Implementación del sistema de red de baja tipo chileno.
En aquellos lugares donde la red entorchada no funciona, resulta una
buena alternativa la red chilena, pero protegiendo adecuadamente las
salidas del transformador de distribución. Se utiliza en plazas de mercado
y centros comerciales.
Identificación de redes de media y baja tensión con altas pérdidas
Establecer planes de mantenimiento preventivo en las redes más críticas,
incluyendo limpieza, revisión de empalmes y estado de aisladores.

60
2.3.5 Caracterización de pérdidas de energía y potencia en sistemas
de distribución
Las pérdidas de energía y potencia se deben a las condiciones propias de
las instalaciones. En general se destacan dos tipos de pérdidas:
a) Pérdidas Óhmicas o Pérdidas en el Cobre: son provocadas por la
circulación de corriente eléctrica a través de los circuitos. Su magnitud
depende entonces de las características de las redes y de la carga a que
éstas se ven exigidas. También se las denomina pérdidas de carga.
b) Pérdidas en Vacío: Estas se originan por la circulación de corrientes de
magnetización en los núcleos de hierro de transformadores y otros
equipos de la red. También se incluyen en esta categoría las pérdidas por
corrientes parásitas en aisladores de líneas y por efecto corona. Estas
últimas se manifiestan fundamentalmente en redes de transmisión.
En distribución son insignificantes, a diferencia de las pérdidas de carga,
las pérdidas de vacío aparecen toda vez que los circuitos están
energizados, independientemente del nivel de carga o circulación de flujo
de potencia por los mismos. La caracterización e identificación de los
distintos tipos de pérdidas en redes de distribución no es sencillo. Es muy
difícil poder hacerlo por medio de mediciones, y en general no es una
tarea que las empresas hagan habitualmente.
Tecnologías para reducir pérdidas en sistemas de distribución
Existen una variedad de tecnologías y métodos que pueden
implementarse para reducir las pérdidas técnicas en redes de distribución.
Los estudios realizados por el EPRI, mencionados anteriormente,

61
demuestran que estas tecnologías pueden ser atractivas
económicamente.
Algunas pueden implementarse en forma eficiente en los sistemas
existentes (ejemplo optimización de la tensión, y rebalanceo de fases),
mientras que otras resultan atractivas solo cuando se instalan nuevos
circuitos, y se reacondicionan por completo circuitos existentes.
Las reducciones de pérdidas que pueden lograrse dependen en gran
medida de las características de las redes, de los estándares de diseño
de las empresas, y de las forma de operar los sistemas. Por lo tanto, para
determinar si una opción es factible y económicamente viable debe
hacerse un análisis específico en el sistema en cuestión. Para los
objetivos de este trabajo, se asumen valores generales relativos a las
mejoras que pueden lograrse.
Reducción controlada de la tensión
Este caso se trata de una técnica que hace uso de la sensibilidad de la
demanda eléctrica a las variaciones de la tensión. Cuando se disminuye
la tensión al usuario final, la demanda neta de potencia activa y reactiva
también disminuye. No todas las cargas se comportan de la misma
manera, porque en algunos casos la medida es más efectiva que en
otros. A esta técnica se la conoce por su nombre en inglés como
“Conservation Voltage Reduction (CVR)”.
Estudios de campo realizados en los últimos años demuestran que una
reducción del 1% en la tensión, ocasiona una disminución entre el 0,6% y
el 1% del consumo. La máxima reducción posible en la tensión está
limitada por las condiciones de calidad de servicio, donde el límite inferior
del rango permitido de tensión es del 10%, para el usuario más afectado

62
(en el extremo del alimentador o circuito). Esta técnica es ampliamente
utilizada en ciertas regiones de Estados Unidos.
Existen varias técnicas y métodos, que van desde el simple control sobre
los taps de los transformadores de estación, hasta sistemas de control de
lazo cerrado que retroalimentan información desde el usuario final. El
informe de la referencia, presenta una descripción detallada de estas
tecnologías así como el resultado de numerosos estudios de campo y
laboratorio.
Cambio de conductor en alimentadores
El uso de conductores de baja resistencia (conductores trapezoidales que
se describe en el apartado siguiente relativo a las pérdidas en
transmisión), permiten disminuir las pérdidas técnicas. En este caso aplica
un concepto similar, solo que la utilización de conductores trapezoidales
es limitada, por lo que refiere mayormente al uso de conductores de
mayor sección.
En general es muy difícil justificar el reemplazo de un conductor en un
alimentador existente solo por consideraciones de eficiencia, sin embargo,
como sucede en muchos otros casos, si el conductor se debe reemplazar
por otros motivos (corrosión, rotura, capacidad), una alternativa de menor
pérdida óhmica puede resultar viable si se realizan cálculos integrales de
eficiencia y economía a lo largo de toda la vida útil del sistema eléctrico.
Reconfiguración de mínimas pérdidas
Los circuitos de las redes de distribución son extensos y presentan una
estructura compleja. La forma en que se conectan entre si los distintos
circuitos del sistema puede variarse de acuerdo a las necesidades.

63
Mediante procedimientos de optimización, es posible determinar cuál es la
configuración que minimiza las pérdidas manteniendo el nivel de
seguridad y confiabilidad requerido.
Mejora de la eficiencia de transformadores de distribución
Los transformadores de distribución representan una importante fuente de
pérdidas en el sistema, principalmente debido a las pérdidas en el hierro,
debido a que el factor de uso de los mismos es bajo (operan mucho
tiempo a baja carga).
Optimización de la potencia reactiva
Mediante una optimización del uso de los recursos de compensación de
reactivo (bancos de capacitores) y de controladores de tensión (taps de
transformadores, reguladores de tensión), se pueden minimizar los flujos
de potencia reactiva por los circuitos, reduciendo por consiguiente las
pérdidas en la red.
La experiencia y estudios detallados demuestran que puede lograse un
ahorro de pérdidas de ente 5%-15% en los alimentadores primarios. Este
tipo de medida se ha utilizado en algunos sistemas por décadas, sin
embargo su uso no es masivo.
Las nuevas tecnologías de redes inteligentes permiten realizar un control
más preciso, adaptado a las condiciones del sistema en cada momento, y
en forma más automatizada, reduciendo la intervención del operador, y
mejorando la eficiencia del control.

64
Rebalanceo de fases
En los circuitos secundarios de distribución, las cargas monofásicas se
conectan a las diferentes fases de los circuitos. Si bien se trata de que las
cargas en las distintas fases de los circuitos estén balanceadas, no
siempre se logra en forma óptima. El desbalanceo de fases provoca
corrientes de circulación que originan pérdidas.
Un rebalanceo apropiado de las fases es una medida de relativamente
bajo costo que puede ayudar a reducir las pérdidas en distribución. Para
ello, conforme a la medida, registro y características de uso de los clientes
de cada alimentador, se puede llegar a re-ubicar a cada uno de los
mismos, para llegar a una optimización de la carga y mejorar el factor de
uso de cada fase.
Incremento de la tensión nominal
Tal como se describe en el caso de transmisión, una de las formas más
eficaces de reducir las pérdidas en una red es elevar la tensión nominal
de los circuitos de sub-transmisión y distribución. En algunos casos, como
por ejemplo en algunas partes de los Estados Unidos, existen circuitos de
distribución antiguos con tensiones nominales de 2,4 kV o 4,16 kV. En
esos casos puede resultar conveniente elevar la tensión de los mismos
para mejorar la eficiencia.
En el sistema eléctrico argentino los niveles de tensión en distribución no
presentan tanta dispersión (normalmente son de 13,2 kV o 33 kV), sin
embargo puede haber casos donde el aumento de la tensión nominal sea
viable.

65
2.3.6 Caracterización de pérdidas de energía y potencia en sistemas
de transmisión
Tal como sucede en distribución, las pérdidas en las redes de transmisión
se las puede clasificar en pérdidas óhmicas o de carga, y pérdidas en
vacío.
En el caso de los sistemas de transmisión, las pérdidas en vacío tales
como las originadas por el efecto corona en las líneas y las debidas a
corrientes parásitas en aisladores, son más notables que en los sistemas
de distribución, sin embargo el peso relativo de estas en las pérdidas
totales, es realmente muy bajo.
El aporte de cada tipo de componente a las pérdidas totales de
transmisión es difícil de determinar en forma precisa. El estudio de
referencia presenta una desagregación de los componentes de pérdidas
que ha sido elaborado a partir de numerosos estudios de pérdidas de
diferentes empresas eléctricas.
La tabla siguiente muestra esa clasificación y desglose de pérdidas. La
mayor parte de las pérdidas se debe a las corrientes por los conductores
de las líneas y cables de transmisión.
Los transformadores representan alrededor del 11% de las pérdidas, y
esto incluye las pérdidas en el cobre o pérdidas de carga y las pérdidas
en el hierro. Una categoría importante considerada, es la energía utilizada
en los servicios auxiliares e instalaciones de subestaciones.

66
Cuadro 1.
Desagregación de pérdidas en sistemas de transmisión.
categoría Porcentaje
Pérdidas en conductores de líneas 75%
Pérdidas en transformadores 11%
Sistemas auxiliares y pérdidas en
subestaciones
6%
Efecto Corona y pérdidas en hilos de
guardia
5%
Otras pérdidas (ej.: aisladores, reactores,
etc.)
3%
Esto no es una pérdida de energía en el sentido estricto, ya que es
energía consumida. Sin embargo desde el punto de vista de la eficiencia
del sistema de transmisión es energía que no llega al usuario, por lo tanto
es considerada pérdida.
Se incluyen también otros componentes de pérdidas menores como las
debidas al efecto corona en líneas y las pérdidas en hilos de guardia de
las líneas. En la categoría de varios se incluyen otras pérdidas, tales
como las debidas a corrientes parasitas en aisladores, pérdidas en
reactores, capacitores y otros componentes del sistema.
Tecnologías para reducir pérdidas en sistemas de transmisión
Se describen a continuación en forma simplificada, distintas alternativas
tecnológicas para reducir las pérdidas en los sistemas de transmisión
Aumento de la tensión nominal
Una de las formas más eficaces de reducir las pérdidas en una red es
elevar la tensión nominal de las líneas de transmisión. En efecto, para la

67
misma potencia transmitida, si la tensión se duplica la corriente se reduce
a la mitad y las pérdidas que son función del cuadrado de la corriente – se
reducen en un 75%.
En general la decisión de construir redes en una tensión mayor esta
fundamentalmente ligada a la capacidad de transportar mayor potencia,
más que al aspecto de pérdidas. En muchos casos es posible expandir el
sistema superponiendo redes de mayor tensión a las redes existentes, en
lugar de reforzar el sistema actual con más líneas de la misma tensión.
Tal decisión depende de muchos factores, pero fundamentalmente de la
visión de largo plazo.
En una planificación de largo plazo 15-20 años, se puede tener una visión
más estratégica sobre la evolución del sistema, y diseñar el mismo en
función de las mejores opciones que respondan a ese objetivo. Construir
redes de mayor tensión donde no las hay es una opción más onerosa. En
la planificación de corto plazo en general se busca reforzar la red para
adecuar a la misma a las condiciones previstas en un periodo de 3-5
años, por lo que normalmente no se consideran cambios significativos en
la estructura de la red vigente.
Esta opción no solo contempla la construcción de nuevas líneas, sino
también la adaptación de líneas existentes para operar en una mayor
tensión nominal.
Optimización de la tensión/potencia reactiva
El perfil de tensión a los largo de la red se puede optimizar de modo de
minimizar los flujos de potencia reactiva por los circuitos, y por
consiguiente minimizar las pérdidas. Si bien es un principio muy conocido
en la industria, no se aplica en forma masiva. Mantener un perfil óptimo

68
de tensiones a medida que las condiciones del sistema cambian requiere
de un sistema de control centralizado, en muchos casos denominado
control secundario de tensión.
Este tipo de control se aplica en algunos sistemas eléctricos de Europa y
China, sin embargo no está ampliamente difundido. En la mayoría de los
casos, se define mediante estudios un determinado perfil de tensiones
que luego el operador del sistema debe tratar de mantener durante la
operación.
Dado que las condiciones del sistema cambian permanentemente, los
valores de tensión definidos en los estudios no son en general los que
optimizan la red para las condiciones reinantes en un momento dado.
Algunos estudios demuestran que realizando la optimización en línea
(varias veces al día) se pueden obtener importantes beneficios no solo de
reducción de pérdidas, sino que más importante aún, una optimización de
los recursos de compensación y aumento de las reservas de potencia
reactiva.
Uso de conductores de baja resistencia
Los conductores que se utilizan en la gran mayoría de líneas de
transmisión, están constituidos por hilos de sección circular trenzados
para conformar la sección del conductor (normalmente conductores del
tipo ACSR). El hecho de que la sección de los hilos sea circular hace que
queden espacios vacíos entre los mismos, reduciendo la sección efectiva
de aluminio.
Existen otro tipo de conductores denominados conductores de sección
trapezoidal (TW ACSR), en los cuales los hilos que conforman el
conductor tienen una sección transversal en forma de trapecio, lo que

69
permite reducir y eliminar el espacio de aire entre los hilos conductores.
Como consecuencia, un conductor trapezoidal del mismo diámetro que un
conductor convencional del tipo ACSR, puede presentar hasta un 25%
más de sección de aluminio, es decir un 25% menos de resistencia.
En las líneas áreas de transmisión, las fuerzas que definen las
dimensiones de la estructura y sus cimentaciones están mayormente
definidas por las fuerzas de viento sobre el conductor, y en algunos casos
por el peso del hielo que se forma sobre el conductor.
Estas fuerzas dependen del diámetro del conductor, lo cual indica que
usando un conductor trapezoidal de igual diámetro que uno convencional,
se puede tener mayor capacidad de transmisión y entre un 18%-25%
menores pérdidas, sin impactar significativamente en las estructuras de
las torres.
Esto también hace posible que en algunos casos se pueda reemplazar un
conductor existente por uno trapezoidal del mismo diámetro, con mínimo
refuerzo de las torres. Existen otros conductores avanzados con un tipo
especial de aluminio que permite operar a muy altas temperaturas, y
algunos de ellos con mínimo cambio de flecha, lo que hace que puedan
transmitirse corrientes mucho más elevadas que en conductores ACSR
de la misma sección (ejemplo de estos son ACCC, ACSS, ACCR). Sin
embargo, esos conductores están destinados a aumentar la capacidad de
transmisión, más que a reducir pérdidas.
Mejora de la eficiencia de transformadores
Los transformadores de potencia que se utilizan en las subestaciones de
los sistemas de transmisión son por lo general máquinas de muy alta
eficiencia (más del 99%). El motivo de esos requerimientos tan exigentes

70
de rendimiento, es que al ser componentes tan grandes el costo de las
pérdidas de energía y potencia es significativo, y por lo tanto tienen un
peso relativo muy alto al momento de diseñar y construir la máquina.
Como ocurre en general con los distintos tipos de componentes de un
sistema eléctrico, la mayor eficiencia implica un mayor costo de inversión,
de ahí que haya una relación de compromiso entre la eficiencia y los
costos de inversión.
Algunos estudios demuestran que en ciertos casos un aumento pequeño
de la eficiencia en términos porcentuales (0,2% – 0,4%) implica una
reducción significativa de las pérdidas totales (20% - 30% de reducción ),
y que tal mejora de la eficiencia resulta económicamente conveniente. La
opción de considerar transformadores de mayor eficiencia resulta
atractiva cuando se trata del reemplazo de máquinas viejas que han
fallado y han llegado al final de su vida útil.
Las unidades antiguas por lo general eran de menor rendimiento, y al
reemplazar las mismas se puede lograr una mejora en la eficiencia
energética del sistema.
Reducción de la energía utilizada en subestaciones
Ha sido práctica común no prestar atención a la energía que se utiliza en
las instalaciones del sistema, en particular las subestaciones, para los
servicios auxiliares. Este uso de la energía representa una pérdida neta
para el sistema de transmisión ya que es energía que no llega al usuario.
Si bien puede considerarse que la energía utilizada en subestaciones es
muy poco significativa, algunos estudios muestran que puede tomar un
absoluto considerable, especialmente en el caso de grandes
subestaciones en centros urbanos.

71
CAPÍTULO III
DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
3.1. Tipo de investigación
Este estudio corresponde a una investigación de tipo descriptiva, porque
se buscan especificar las propiedades importantes de personas, grupos,
comunidades o cualquier otro fenómeno que sea sometido a análisis
Miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o componentes del
fenómeno o fenómenos a investigar.
3.2 Enfoque de la investigación
El enfoque empleado en esta investigación es el mixto, ya que emplea
mediciones de corriente eléctrica, tensión eléctrica y se maneja variables
cualitativas como tipos de pérdidas no técnicas.
3.3. Diseño metodológico
La investigación emplea la investigación no experimental, ya que se no
manipulará variables, sólo observarla en su contexto natural.
3.4 Hipótesis
Las estrategias propuestas para reducir las pérdidas técnicas y no
técnicas son:
Mejorar las redes de distribución para disminuir las pérdidas técnicas.

72
Instalación de nuevas redes secundarias y cambio de las actuales, con
cables aislados (pre ensamblados), para dar mayor seguridad a las
instalaciones y hacerlas menos vulnerables al robo de electricidad.
Instalación masiva de medidores a clientes con instalaciones directas
(consumos convenidos y redes clandestinas).
Instalación de sistemas de medición remota (telemedición).
3.5 Variables
Redes de distribución.
Instalación de medidores.
Instalación de medición remota.
3.6. Población
La población objeto de estudio corresponde a los habitantes del barrio
Centro, Yvaroty, 12 de Junio y Azucena de Coronel Oviedo, que según
datos proveídos por la Municipalidad corresponde a 530 personas.
También participan del estudio 20 técnicos electricistas.
3.7. Muestra
Se toma una muestra de habitantes que son los más afectados por las
pérdidas. Se toma el 10% de la población, que corresponde a 53
personas.

73
De los técnicos, se eligen 10 como muestra.
3.8. Técnicas e instrumentos de recolección de datos
La técnica empleada para recolectar los datos de la muestra es la
encuesta y entrevista. Como instrumento se utiliza el cuestionario y la
guía de entrevista.
3.9. Plan de análisis
Los datos fueron analizados mediante fórmulas matemáticas, procesados
en tablas de frecuencias y analizados empleando las técnicas de la
estadística descriptiva.

74
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS
4.1 Resultado de la entrevista a técnicos de la ANDE
Pregunta Nº 1: ¿Existen programas que se han implementado para
disminuir las pérdidas no técnicas de energía?
Con respecto a la existencia de programas para la disminución de las
pérdidas no técnicas la mayoría de los entrevistados manifestaron que
existen programas, por que la empresa que es una de las mejores del
país, se va incrementando planes para el hurto de energía, pero que se
tienen que renovar los métodos anteriores de control.
Una minoría, pudieron manifestar que no se han implementado ningún
tipo de programas para el control de las pérdidas no técnicas. Todos los
entrevistados están de acuerdo en que se necesita un seguimiento
detallista con un nuevo programa de control por cada transformador.
Pregunta Nº 2: ¿Cree usted que el método Balance de energía por
transformador para el control de energía es el adecuado?
De los jefes departamentales y empleados de la Empresa Eléctrica
ANDE, la totalidad manifiestan que el método planteado es adecuado
para el control de pérdidas de energía. Mencionan que el método es
adecuado para el control de pérdidas técnicas y no técnicas de energía,
ya que mediante un balance mensual de cada transformador de
distribución secundario se podrá cuantificar el valor exacto de las
perdidas, que a la vez servirán para tomar acciones precisas y seguras.

75
Pregunta Nº 3: ¿Qué cantidad de energía se pierde en la ANDE?
La mayoría de los entrevistados mencionan que se pierde la energía entre
un 10% y 13%, debido a una falta de control, lo que perjudica
notablemente a la economía de la empresa.
Pregunta nº 4. ¿Cuáles cree Ud. que son las causas principales para
el aumento de las pérdidas No técnicas de energía?
Con respecto a la pregunta nos supieron manifestar que las posibles
causas de las pérdidas no técnicas son:
• No definir políticas, normas y leyes que sancionen el hurto de energía.
• Falta de campaña publicitaria de lo que puede ocurrir si inciden al delito
• No existen nuevas metodologías para monitorear el robo de energía.
• Por falta de control de las personas que laboran en la empresa.
• Falta de control en los sectores rurales.
• Falta de una comunicación y educación de la empresa para con la
sociedad.
• Falta de conciencia social.
• Estatus de vida pobre en el país.

76
Pregunta Nº 5: ¿Cómo afecta a la ANDE las Pérdidas No técnicas de
energía?
La mayoría de consultados manifiestan que existen grandes pérdidas
económicas al no existir un debido control del hurto de energía.
Pregunta Nº 6: ¿Por qué motivos los clientes son refacturados?
De los técnicos averiguados manifestaron que los principales motivos por
los que son refacturados los usuarios son:
• Por hurto de energía.
• Por lecturas mal tomadas.
• Manipulación de los equipos de medición.
• Medidores dañados y que no registran consumo.
• Por conexiones directas.
La gran mayoría manifestaron que los motivos de refacturación son por
infracciones cometidas por los usuarios.
Pregunta Nº 7: ¿Existen encubrimientos de acciones ilícitas por parte
de los propios integrantes de la empresa ya sea por beneficio propio
o de terceros perjudicando la economía de la empresa?
Con respecto a la opinión de los entrevistados, manifestaron que en un
pequeño porcentaje existen encubrimientos de acciones ilícitas y en un
mayor porcentaje que no. La mayoría de entrevistados opinan que se ha

77
reducido los casos de encubrimientos por acciones ilícitas entre
trabajadores y usuarios de la empresa, debido al temor de ser despedidos
por este tipo de problemas que generalmente surgían con elementos de
compañías tercerizadas.
Pregunta Nº 8: ¿Se ha encontrado con medidores defectuosos y que
no han sido reemplazados por falta de material en la empresa o que
se mantengan conectados directamente más de 1 mes?
Con relación a los entrevistados, la mayoría manifestaron que si se han
encontrado con medidores defectuosos y que no han sido remplazados
por falta de material en la empresa y una minoría no tienen ese tipo de
problema. La gran mayoría de entrevistados opinan que los procesos de
compra tardan mucho tiempo y no existen medidores en stock en el
depósito.
Pregunta Nº 9: ¿Se ha encontrado con usuarios que no están
incluidos en el sistema de la empresa?
Con relación a los entrevistados, la mayoría manifestaron que si se han
encontrado con usuarios que no están en el sistema.

78
4.2 Resultados de la encuesta a usuarios de ANDE
Pregunta Nº 1: ¿Conoce Ud. que son las pérdidas no técnicas de
energía?
Figura 1
Conocimiento de las pérdidas no técnicas de energía
Con respecto a si conoce usted acerca de las pérdidas no técnicas de
energía se puede constatar que (SI) en un 18 % y en un 82% contesto
que (NO). La gran mayoría de los usuarios de ANDE S.A., manifestaron
que desconocen en su totalidad acerca de las pérdidas no técnicas.

79
Pregunta Nº 2: ¿Cree que en su sector existe robo de energía?
Figura 2
Existencia de robo de energía
De 53 usuarios encuestados el 58% opinan que (SI) existe robo de
energía, mientras que el 42% de encuestados dan a conocer que (NO)
existe algún tipo de hurto de energía eléctrica. Cabe destacar que la
mayoría de encuestados dan a conocer que si existe robo de energía pero
no lo denuncian por falta de interés y temor a represalias.

80
Pregunta Nº 3: ¿Por qué cree Ud. que las personas roban energía
eléctrica?
Figura 3
Causas de robo de energía
De los encuestados, el 36% opina que las personas roban energía por la
crisis económica, el 18% consideran que existe robo de energía por falta
de puestos de trabajo, en un 41% de los encuestados juzgan que lo
realizan por ahorro de consumo y en un 5% lo realizan por provocar
daños a las redes eléctricas. En conjunto los encuestados dan a conocer
que las personas roban energía eléctrica por obtener facturas
económicas.

81
Pregunta Nº 4: ¿Conoce Ud. cuál es la penalización por hurto de
energía?
Figura 4
Penalización por hurto de energía
Referente a que los usuarios conocen las penalizaciones por el hurto de
energía, el 37% de encuestados opinan que (SI) conocen mientras que el
63% de encuestados desconocen de las penalizaciones por el hurto de
energía. Los encuestados dan a conocer que en su gran mayoría
desconocen las penalizaciones por el hurto de energía eléctrica.

82
Pregunta Nº 5: ¿Cómo califica el servicio de la ANDE?
Figura 5
Calificación del servicio de la ANDE
Referente ha como califica al servicio de la ANDE., el 11% de los usuarios
califican a la empresa de un excelente servicio hacia la comunidad, el
48% califican de un buen servicio, mientras el 17% califican a la empresa
con un servicio malo y el otro 24% califica a la Empresa Eléctrica de un
servicio regular. La mayoría de los encuestados califican al servicio de
ANDE, como buena.

83
Pregunta Nº 6: ¿En qué aspectos desearía que la ANDE le asesore?
Figura 6
Aspectos de asesoramiento de la ANDE
Concerniente a los aspectos de asesoría de la ANDE, los encuestados
manifiestan que el 55% se les ayude en el ahorro de energía, el 40%
indicación en instalaciones eléctricas y el otro 5% asesorías en el
mantenimiento eléctrico. En su gran mayoría los encuestados manifiestan
que se les de asesoría sobre el ahorro de energía eléctrica.

84
CONCLUSIÓN
Con relación al primer objetivo específico de identificar las pérdidas
técnicas más frecuentes detectadas en los equipos de distribución de
energía eléctrica de Coronel Oviedo, se encontró que son las perdidas en
las líneas de distribución.
Con relación al segundo objetivo específico de identificar las causas
principales de las pérdidas técnicas, se encontró que son pérdidas de
energía por efecto joule, pérdidas de energía por efecto corona, pérdidas
de energía por histéresis y corrientes de Eddy.
Con relación al tercer objetivo específico de identificar los equipos
eléctricos que sufren pérdidas técnicas, se encontró que son los
transformadores y capacitores.
Con relación al cuarto objetivo específico de especificar las pérdidas no
técnicas más frecuentes identificadas en los barrios de Coronel Oviedo.,
se estableció que son las condiciones clandestinas.
Con relación al quinto objetivo específico de conocer los factores
principales que inciden en que aparezcan las pérdidas no técnicas son el
ahorro en el consumo y la crisis económica.
Con relación al sexto objetivo específico de crecisar cuál de las dos
pérdidas genera mayor inconveniente a la ANDE, se detectó que las
pérdidas no técnicas generan mayor inconveniente.

85
Conforme el cumplimiento de los objetivos específicos se llega a alcanzar
el objetivo general determinar las estrategias que se puede implementar
en las instalaciones eléctricas de los barrios de Coronel Oviedo para
reducir las pérdidas técnicas y no técnicas.
.

86
RECOMENDACIONES
A las autoridades correspondientes:
-Realizar controles permanentes de las conexiones eléctricas.
-Sancionar a las personas que incurren en irregularidades.
-Asesorar a los usuarios para un mejor aprovechamiento de la energía
eléctrica.

87
BIBLIOGRAFÍA
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Barcelona, España: Mac Graw Hill.
Barrero, F.(2004). Sistemas de energía eléctrica, Madrid,
España:Paraninfo.
Bolton, M.(1992). Medición y pruebas eléctricas y electrónicas. Madrid,
España: Paraninfo
Carrasco, M, et all. (2012). Instalaciones eléctricas básicas. México:
Limusa
Chapman. (2005). Maquina Eléctricas. México: Mac Graw Hill.
Enriquéz. G. (2007).Protección de instalaciones eléctricas industriales y
comerciales. México: Limusa.
factorelectrico.blogspot.com/2013/12/que-son-lascorrientes-parasitas.html
7 dic. 2013
Herrera, A. (2014) Mejora del comportamiento de una red eléctrica de
distribución mediante la incorporación de enlaces en corriente continua.
Madrid, España: Pearson
Lagunas, A. (2003). Instalaciones eléctricas de baja tensión comerciales e
industriales. México: Thomson
León, A, et all. (2013). Proyectos de instalaciones eléctricas de baja
tensión. Aplicación a edificios de viviendas. Madrid, España: Paraninfo

88
Montecelos, J.(2015). Subestaciones eléctricas. México: Reverte
Roldán, J.(2004).Protección y Seguridad en las Instalaciones Eléctricas
de Baja Tensión. México: Thomson

89
ANEXO 1
Formato de Entrevista
Pregunta Nº 1: ¿Cuáles son las pérdidas técnicas y no técnicas que
ocurren con frecuencia?
Pregunta Nº 2: ¿Cree usted que el método Balance de energía por
transformador para el control de energía es el adecuado?
Pregunta Nº 3: ¿Qué cantidad de energía se pierde en la ANDE?
Pregunta nº 4. ¿Cuáles cree Ud. que son las causas principales para el
aumento de las pérdidas No técnicas de energía?
Pregunta Nº 5. ¿Cómo afecta a la ANDE las Pérdidas No técnicas de
energía?
Pregunta Nº 6. ¿Existen programas que se han implementado para
disminuir las pérdidas no técnicas de energía?
Pregunta Nº 7. ¿Por qué motivos los clientes son refacturados?
Pregunta Nº 8. ¿Existen encubrimientos de acciones ilícitas por parte de
los propios integrantes de la empresa ya sea por beneficio propio o de
terceros perjudicando la economía de la empresa?
Pregunta Nº 9, ¿Se ha encontrado con medidores defectuosos y que no
han sido reemplazados por falta de material en la empresa o que se
mantengan conectados directamente más de 1 mes?

90
Pregunta Nº 10: ¿Se ha encontrado con usuarios que no están incluidos
en el sistema de la empresa?

91
ANEXO 2
Transmisión de energía eléctrica

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