st4_sistema valle sagrado 188
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DELAMBIENTE
OSINERGMINOrganismo supervisor de la inversión en Energía y Minería
CENERGIA
CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DELAMBIENTE
CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DELOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA
(EMPRESA MODELO)
SECTOR TÍPICO 4
SISTEMA ELÉCTRICO VALLESAGRADO
CUARTO INFORME
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 2Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
CONTENIDO
Pág.
RESUMEN EJECUTIVO __________________________________________________ 5 1. INTRODUCCIÓN _________________________________________________ 12 2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS _______________________________________ 13
2.1. Metodología de Análisis _______________________________________ 13 2.2. Procedimiento para el Cálculo de los Factores _____________________ 14 2.3. Criterio de Recalificación de los Clientes de las Tarifas MT3, MT4, BT3 y
BT4 ______________________________________________________ 21 3. UNIVERSO Y TAMAÑO DE MUESTRA FINAL ____________________________ 22
3.1. Universo __________________________________________________ 22 3.2. Diseño de la Muestra _________________________________________ 23
3.3. Tamaño de la Muestra ________________________________________ 27 3.4. Muestreo __________________________________________________ 27 3.5. Selección e Identificación de la Muestra __________________________ 28
4. CAMPAÑA DE MEDICIONES ________________________________________ 29 4.1. Equipos Empleados en la Campaña de Medición ____________________ 29 4.2. Programación de las Mediciones en el Sector Típico 4 _______________ 30
5. RESULTADO DEL CÁLCULO DE FACTORES _____________________________ 31 5.1. Selección de las Curvas Típicas por Usuario _______________________ 31
5.1.1. Validación y Consistencia ________________________________ 31 5.2. Determinación de Formas Predominantes _________________________ 31
5.3. Cálculo de Factores en Media Tensión– Sistema Valle Sagrado 1 _______ 33 5.3.1. Tarifa MT2 ____________________________________________ 33 5.3.2. Tarifa MT3FP __________________________________________ 33 5.3.3. Tarifa MT3P ___________________________________________ 33 5.3.4. Tarifa MT4FP __________________________________________ 34 5.3.5. Tarifa MT4P ___________________________________________ 34 5.3.6. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP ________________ 35 5.3.7. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P y MT4P __________________ 35 5.3.8. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP ______ 35
5.4. Cálculo de Factores en Baja Tensión– Sistema Valle Sagrado 1 ________ 36
5.4.1. Tarifa BT3FP __________________________________________ 36 5.4.2. Tarifa BT3P ___________________________________________ 36 5.4.3. Tarifa BT4FP __________________________________________ 37 5.4.4. Tarifa BT4P ___________________________________________ 37 5.4.5. Tarifa BT5A.A _________________________________________ 37 5.4.6. Tarifas BT5B __________________________________________ 39 5.4.7. Agrupamiento tarifario BT2, BT3FP y BT4FP__________________ 41 5.4.8. Agrupamiento tarifario BT2, BT3P y BT4P. ___________________ 41 5.4.9. Agrupamiento tarifario BT2, BT3P, BT3FP, BT4P y BT4FP _______ 42
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES_______________________________ 43 6.1. Conclusiones _______________________________________________ 43 6.2. Recomendaciones ___________________________________________ 44
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 3Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
ANEXOS
ANEXO I
Muestra de clientes binomios y SED
ANEXO II
Diagramas de carga y consumos históricos de suministros en media tensión
Diagramas de carga y consumos históricos de suministros en baja tensión
Diagramas de carga y consumos históricos de SED
ANEXO III
Diagramas de carga integrados de suministros en media tensión
Diagramas de carga integrados de suministros en baja tensión
ANEXO IV:
Curvas típicas y cálculo de factores
Resumen y cuadro comparativo de factores
Cálculo del número de horas de uso y diagrama de carga de la tarifa BT5B
ANEXO V:
Diagramas de carga del sistema eléctrico
Ventas de energía del año 2012
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.Figura N° R.1.- Diagrama de Carga del Día de Máxima Demanda del Sistema 11
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 4Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
ÍNDICE DE CUADROS
Pág.
Cuadro R.1.- Muestra Final de Clientes Regulados –
Tarifas Binomias de Baja Tensión 6
Cuadro R.2.- Muestra Final de Clientes Regulados – Tarifas Binomias de Media Tensión 6
Cuadro R.3.- Muestra Final de Subestaciones de Distribución – Para Evaluación de la Opción BT5B 7
Cuadro R.4.- Resumen del Cálculo de Factores del Sector Típico 4 – Sistema Eléctrico Valle Sagrado 7
Cuadro R.5.- Comparación de los Factores de Coincidencia 8
Cuadro R.6.- Comparación de los Factores de Contribución a la Punta 8
Cuadro R.7.- Comparación de los Números de Horas de Uso para Baja Tensión (BT5A y BT5B) 9
Cuadro 3.1.- Universo de Clientes Binomios de Baja Tensión 22
Cuadro 3.2.- Universo de Clientes Binomios de Media Tensión 22
Cuadro 3.3.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Baja Tensión – Muestra Recalificada 24
Cuadro 3.4.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Media Tensión – Muestra Recalificada 24
Cuadro 3.5.- Asignación de la Muestra de SED del Sector Típico 4 26
Cuadro 3.6.- Asignación de la Muestra de clientes binomios y SED del Sector Típico 4 – Recalificado 27
Cuadro 5.1.- Factores de la Opción Tarifaria MT2 33
Cuadro 5.2.- Factores de la Opción Tarifaria MT3FP 33
Cuadro 5.3.- Factores de la Opción Tarifaría MT3P 34
Cuadro 5.4.- Factores de la Opción Tarifaria MT4FP 34
Cuadro 5.5.- Factores de la Opción Tarifaria MT4P 34
Cuadro 5.6.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP 35
Cuadro 5.7.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P Y MT4P 35
Cuadro 5.8.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP 36
Cuadro 5.9.- Factores de la Opción Tarifaria BT3FP 36
Cuadro 5.10.- Factores de la Opción TarifariaBT3P 36
Cuadro 5.11.- Factores de la Opción Tarifaria BT4FP 37
Cuadro 5.12.- Factores de la Opción Tarifaria BT4P 37
Cuadro 5.13.- Factores de la Opción Tarifaria BT5A.A 39
Cuadro 5.14.- Factores de la Opción Tarifaria BT5B 40
Cuadro 5.15.- Factores del Agrupamiento Tarifario BT2, BT3FP y BT4FP 41
Cuadro 5.16.- Factores del Agrupamiento Tarifario BT2, BT3P y BT4P 42
Cuadro 5.17.- Factores del Agrupamiento Tarifario BT2, BT3P, BT3FP, BT4P y BT4FP 42
Cuadro 6.1.- Comparación de los Factores de Coincidencia 44
Cuadro 6.2.-Comparación de los Factores de Contribución a la Punta 45
Cuadro 6.3.- Comparación de los Números de Horas de Uso para Baja Tensión 45
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 5Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
RESUMEN EJECUTIVO
En este documento que forma parte del Cuarto Informe, se presenta los resultados del
Estudio de Caracterización de la Carga del Sector Típico 4 que corresponde al SistemaEléctrico Valle Sagrado y forma parte de una de las etapas del Estudio de
Caracterización de la Carga de los Sistemas de Distribución de Eléctrica – Empresas
Modelo (Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER), de acuerdo a lo establecido en
el numeral 4.4 de los Términos de Referencia del estudio.
Los resultados que se presentan corresponden a los valores encontrados para los
factores de carga, factores de pérdidas, factores de coincidencia (FCarga, FPérdida, FCPP y
FCFP), factores de contribución a la punta (CPP), los factores de ponderación para
sábado y domingo (FPS y FPD), el factor de utilización de la potencia suscrita (F3) para
suministros de clientes regulados en tarifas binomios. Asimismo, se ha determinado el
número de horas de uso de medidores simples para clientes ubicados en la opción
tarifaria BT5B (1E). Para ello, se realizó la identificación y evaluación de las formas
predominantes o curvas típicas representativas para las diversas opciones y
agrupamientos tarifarios.
Para obtener las formas predominantes o curvas típicas, se utilizó la técnica estadística
de Cluster Analisys. Con estas curvas representativas para cada opción tarifaria o
agrupamiento de tarifas, se determinaron los factores de participación en la punta (F1) y
los factores de carga y pérdidas.
Para la estimación de los demás factores de ponderación de sábado y domingo, así como
de los factores de coincidencia (FCFP, FCPP y F2) se utilizaron las curvas agregadas de
la totalidad de clientes existentes en la fecha de mediciones. Para la evaluación y cálculo
de los factores, para las opciones tarifarias de Baja Tensión (BT), Media Tensión (MT);
así como de SED, dicha evaluación se realizó utilizando una muestra representativa.
El cálculo de todos los factores para cada una de las opciones tarifarias y el
agrupamiento de los mismos, se ha realizado conforme a lo establecido en el numeral 4.4
de los Términos de Referencia del Estudio. Solo para la tarifa BT5B, fue considerada la
medición indirecta en subestaciones de distribución (SED) del Sistema Eléctrico Valle
Sagrado.
El número de suministros involucrados en la evaluación final para la obtención de los
factores de cada opción tarifaria binomial fue de 10 clientes de baja tensión y 15 clientes
de media tensión y para las subestaciones de distribución (SED) seleccionadas dentro
del área de concesión del Sistema eléctrico fue de 17 SED. La cantidad final de clientes
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 6Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
de baja tensión, media tensión desagregados por tipo de tarifa y de las SED agrupados
por distritos se muestran en los Cuadros R.1, Cuadro R.2 y Cuadro R.3, respectivamente.
Cuadro R.1.- Muestra Final de Clientes Regulados – Tarifas Binomias de Baja Tensión
Distrito BT2 BT3FP BT3P BT4FP BT4P BT5A BT7 Total Partic.
Huancarani 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%
Lamay 0 0 0 1 0 0 0 1 10.0%
Pisac 0 1 0 0 0 0 0 1 10.0%
Taray 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%
Urubamba 0 1 1 0 1 3 0 6 60.0%
Total 0 2 1 1 1 5 0 10 100%
Participación 0.0% 20.0% 10.0% 10.0% 10.0% 50.0% 0.0% 100%
Para el caso de los clientes de baja tensión, de los 10 suministros a los cuales se realizó
las mediciones de la demanda de potencia durante la campaña de mediciones, 7
corresponden a los suministros denominados como titulares y 3 a los suministros
denominados reemplazos, estos últimos debido a las indisponibilidad del propietario y por
la no ubicación in situ de sus titulares.
Cuadro R.2.- Muestra Final de Clientes Regulados – Tarifas Binomias de Media Tensión
Descripción MT1 MT2 MT3FP MT3P MT4FP MT4P Total Partic.
Calca 0 0 1 1 2 0 4 26.7%
Ollantaytambo 0 0 1 0 0 0 1 6.7%
San Salvador 0 1 0 0 0 0 1 6.7%
Urubamba 0 1 1 5 0 2 9 60.0%
Total 0 2 3 6 2 2 15 100%
Participación 0.0% 13.3% 20.0% 40.0% 13.3% 13.3% 100%
Para el caso de los clientes de media tensión, de los 15 suministros a los cuales se
realizó las mediciones de demanda de potencia, 11 corresponden a los suministros
denominados como titulares y 4 a los denominados reemplazos, estos últimos debido a
las indisponibilidad del propietario y por la no ubicación in situ de sus titulares.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 7Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
Cuadro R.3.- Muestra Final de Subestaciones de Distribución – Para Evaluación de la Opción BT5B
Descripción Titular Reemplazo Total Partic.
Calca 3 0 3 17.6%
Coya 1 0 1 5.9%Huancarani 1 0 1 5.9%
Huayllabamba 1 0 1 5.9%
Lares 1 0 1 5.9%
Maras 1 0 1 5.9%
Ollantaytambo 2 0 2 11.8%
Pisac 1 0 1 5.9%
Taray 0 1 1 5.9%
Urubamba 3 2 5 29.4%
Total 14 3 17 100%
Participación 82.4% 17.6% 100%
Por otro lado, durante la campaña de mediciones, se logró intervenir a un total de 17 SED
de las cuales, para el cálculo del Número de Horas de Uso (NHUBT), se consideró 14
SED, excluyendo a 3 SED por presentar curvas atípicas.
Los factores obtenidos para cada uno de las opciones tarifarias de media tensión y baja
tensión, se muestran en el Cuadro R.4.
Cuadro R.4.- Resumen del Cálculo de Factores del Sector Típico 4 – Sistema Eléctrico Valle Sagrado
En el cuadro R.5, se muestra la comparación de los factores de coincidencia obtenidasen respuesta a los factores de coincidencia vigentes.
I. Por Opción Tarifaria
MT2 2E2P 0,978 1,000 0,750 0,978 0,948 0,695 0,733 1,008 0,956 0,368 0,181
MT3P 2E1P 0,970 0,936 0,904 0,953 0,941 0,811 0,862 1,069 1,139 0,688 0,489
MT3FP 2E1P 0,955 0,850 0,690 0,850 0,532 0,312 0,587 1,093 1,265 0,528 0,309
MT4P 1E1P 0,988 0,977 0,931 0,988 0,857 0,788 0,919 0,810 0,157 0,384 0,256
MT4FP 1E1P 1,000 1,000 0,053 1,000 0,894 0,048 0,053 0,844 0,038 0,188 0,090
BT3P 2E1P 0,939 0,896 0,526 0,939 0,858 0,423 0,494 0,734 0,503 0,423 0,210
BT3FP 2E1P 1,000 1,000 0,006 1,000 0,759 0,005 0,006 0,734 0,503 0,141 0,076
BT4P 1E1P 1,000 1,000 0,623 1,000 0,948 0,590 0,623 0,821 0,242 0,430 0,224
BT4FP 1E1P 0,000 1,000 0,000 1,000 0,625 0,000 0,000 0,821 0,295 0,027 0,012
BT5A.A 2E 0,966 0,449 0,365 0,449 0,323 0,053 0,164 16,425 5,926 0,348 0,163 376 4525
BT5B 1E 0,956 0 ,853 0 ,964 0 ,948 0 ,918 0 ,839 0 ,914 0 ,932 0 ,910 0,431 0,227 325
II. Por Grupo de Opciones
0,963 0,755 0,949 0,946 0,882 0,792 0,898 1,023 0,961 0,686 0,486
0,965 0,760 0,947 0,953 0,931 0,840 0,902 1,022 0,957 0,672 0,469
0,873 0,707 0,858 0,678 0,817 0,475 0,582 1,062 1,155 0,590 0,373
0,836 0,797 0,942 0,730 0,868 0,596 0,687 0,774 0,384 0,674 0,475
0,845 0,934 0,640 0,845 0,885 0,478 0,541 0,767 0,404 0,484 0,272
1,000 0,966 0,006 0,966 0,719 0,004 0,006 0,734 0,502 0,141 0,077
F3 CPPd FPS FPD NHUBTFPNHUBTPPFCPP FCFP F1 F2 CPPgNivel de
tensión
Opción
tarifaria
Sistema de
medición
BAJA TENSIÓN
Factor de
Carga
Factor de
PérdidasF3 CPPd FPS FPD
MT2, MT3FP, MT4FP
BT2, BT3P, BT3FP,BT4P, BT4FP
BT2, BT3P, BT4P
BT2, BT3FP, BT4FP
F1
MT2, MT3P, MT3FP,MT4P, MT4FP
MT2, MT3P, MT4P
Nivel de
tensión
MEDIA TENSIÓN
Factor de
Carga
Factor de
PérdidasNHUBT
CPPg
MEDIATENSIÓN
BAJATENSIÓN
Opción
tarifaria
Sistema de
mediciónF2FCPP FCFP
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Cuadro R.5.- Comparación de los Factores de Coincidencia
FACTORResoluciónOSINERGMIN
Nº 181- 2009 OS/CD
Variaciones de losfactores con respecto a los
valores vigentes
Factor de
Coincidencia
Variación
(%)
FCPPMT 0,887 0,963 8,6
FCFPMT 0,968 0,755 -22,0
FCPPBT 0,865 0,836 -3,3
FCFPBT 0,586 0,797 35,9
FCFPMT: La disminución se explica por el incremento del factor de carga en
horas fuera de punta debido a la mayor intensidad de las diferentes actividades
económicas de los usuarios como telefonía, hoteles y otras actividades turísticas.
FCFPBT: El incremento se explica por la mayor coincidencia de las máximas
demandas de los usuarios en horas fuera de punta los cuales presentan una
mayor demanda de potencia, asociado a actividades productivas, laborando en
horarios diurnos.
En los Cuadros R.6 y Cuadro R.7, se muestran los factores de coincidencia y factores de
contribución a la punta para media y baja tensión obtenidos en el estudio y la
comparación con los factores de coincidencia y contribución a la punta vigentes
correspondiente al ST4 establecidos en la Resolución OSINERGMIN N° 181-2009-
OS/CD, para los siguientes agrupamientos tarifarios:
a) MT2, MT3 y MT4
b) BT2, BT3 y BT4
Cuadro R.6.- Comparación de los Factores de Contribución a la Punta
FACTOR
Resolución
OSINERGMINNº 181- 2009 OS/CD
Obtenidos enel Estudio
ValorAsignado
CMTPPg 0,958 0,902 0,902
CMTFPg 0,477 0,582 0,582
CBTPPg 0,584 0,541 0,541
CBTFPg 0,195 0,005 0,580
CMTPPd 0,870 0,840 0,840
CMTFPd 0,434 0,475 0,475
CBTPPd 0,514 0,478 0,478
CBTFPd 0,180 0,004 0,481
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Los resultados de los factores CBTFP provienen de la muestra de dos usuarios
cuyos niveles de operación en horas punta es casi nulo. En ese sentido se
sugiere considerar los valores de los factores calculados para el Sector Típico 3,
para los usuarios fuera de punta (CBTFPg = 0,58 y CBTFPd = 0,481), ya que el
universo de este segmento es muy reducido.
El aumento significativo de los factores de contribución a la punta de media
tensión CMTFPg se debe a que los clientes están asociados a las actividades
turísticas de hospedaje y otras similares cuya curva típica representativa tiene
mayor contribución a la punta del sistema, por el auge de esta actividad en los
últimos años.
Asimismo, en el Cuadro R.7 se presenta los valores del Número de Horas de Uso
representativos de las tarifas BT5B, BT7 y BT5A: Promedio mensual es (NHUBT = 325
horas/mes, dicho valor ha sido calculado con la muestra de 17 SED, y es mayores en 7%
respecto al valor vigente de 305 horas.
Cuadro R.7.- Comparación de los Números de Horas de Uso para Baja Tensión (BT5A y BT5B)
FACTORResolución
OSINERGMINNº 181- 2009 OS/CD
Obtenidos enel Estudio
ValorAsignado
NHUBT 305 325 325
NHUBTPP A 109 376 105NHUBTFP A 437 4 525 482
NHUBTPPB 103 86
NHUBTFPB 301 382
NHUBTPRE 305 325
Dado que no se tiene clientes de opción tarifaria BT7, se ha considerado que el
NHUBTPRE sea similar al NHUBT determinado para la opción tarifaria BT5B, dado que
tienen las mismas características de consumo residencial.
NHUBT de la tarifa BT5B; el incremento obedece al mayor equipamiento y uso de
electrodomésticos (equipos de audio, video, computadoras y otros) por los
usuarios de esta opción tarifaria, como resultado de la mayor penetración del
mercado de este tipo de productos.
NHUBTPPA y NHUBTFPA: Horas de uso de la tarifa BT5A.A, obtenidos de la
muestra de usuarios presentan divergencias muy significativas, esta variación
obedece a las características de consumo errático e inoperativos de la mayoría
de los clientes de esta tarifa, las mismas que tienen una muy reducida población.
Se sugiere utilizar los valores obtenidos para el Sector Típico 2 (NHUBTPP A =
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105 y NHUBTFP A = 482), por disponer de información más consistente respecto a
una mayor población.
NHUBTPPB y NHUBTFPB, considerando que no se cuentan clientes con esta
opción tarifaria, se está adoptando los factores obtenidos para el Sector Típico 1
(NHUBTPPB = 86 y NHUBTFPB = 382) por tener un mayor registro de información
muestral.
Definición de parámetros.
FCPPMT:
FCFPMT:
FCPPBT:
FCFPBT:
CMTPPg:
CMTFPg:
CBTPPg:
CBTFPg:
CMTPPd:
CMTFPd:
CBTPPd:
CBTFPd:
NHUBT
NHUBTPP A
NHUBTFP A
NHUBTPPB
NHUBTFPB
NHUBTPRE
Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del
bloque de fuera de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima
mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.
Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del
bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual
de hasta 20 kW en horas punta y fuera de de hasta 50 kW en horas fuera de punta.
Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del
bloque de fuera de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima
mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de de hasta 50 kW en horas fuera de punta.
Número de horas de uso para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de
distribución de usuarios del servicio prepago de baja tensión.
Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia por
uso de redes de distribución.
Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta para la
potencia por uso de redes de distribución.
Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases coincidentes con la
punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión, promedio mensual del año.
Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del
bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual
de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.
Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta para lapotencia de generación.
Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia de
generación.
Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta para la
potencia de generación.
Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia
por uso de redes de distribución.
Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta para la
potencia por uso de redes de distribución.
Factor de coincidencia para demanda de punta en media tensión.
Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en media tensión.
Factor de coincidencia para demanda de punta en baja tensión.
Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en baja tensión.
Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia
de generación.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 11Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
En la Figura Nº R.1, se presenta el diagrama de carga del día representativo del Sistema
Eléctrico Valle Sagrado, cuya hora de máxima demanda se dio a las 19:15 horas del día
21 de mayo de 2012, con un factor de carga de 0,51, en el Anexo V se muestra el
diagrama de carga de la semana de máxima demanda del sistema eléctrico.
Figura N° R.1.- Diagrama de Carga del Día de Máxima Demanda del Sistema
FECHA : 21-may-12 DIA :
DIAGRAMA DE CARGA
PARÁMETROS ELÉCTRICOS REGISTRADOS Y CALCULADOS
PARÁMETROS REGISTRADOS
MÁXIMA DEMANDA DEMANDA PROMEDIO
H.P 7,36 MW H.P 5,94 MW H.F.P 6,25 MW H.F.P 3,23 MW DÍA 7,36 MW DÍA 3,79 MW
ENERGÍA ACTIVA ENERGÍA REACTIVA
H.P 29,72 MWh H.P 0,00 KVARh H.F.P 61,29 MWh H.F.P 0,00 KVARh DÍA 91,01 MWh DÍA 0,00 KVARh
PARÁMETROS CALCULADOS
FACTOR DE CARGA FACTOR DE PÉRDIDAS
H.P 0,81 H.P 0,68 H.F.P 0,52 H.F.P 0,28 DÍA 0,51 DÍA 0,30 FACTOR DE POTENCIA (promedio del día) 1,00
Nota:H.P. : Horas de punta (18:00 a 23:00)H.F.P. : Horas fuera de punta
LUNES
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0 0 : 0 0
0 1 : 1 5
0 2 : 3 0
0 3 : 4 5
0 5 : 0 0
0 6 : 1 5
0 7 : 3 0
0 8 : 4 5
1 0 : 0 0
1 1 : 1 5
1 2 : 3 0
1 3 : 4 5
1 5 : 0 0
1 6 : 1 5
1 7 : 3 0
1 8 : 4 5
2 0 : 0 0
2 1 : 1 5
2 2 : 3 0
2 3 : 4 5
P O T E N C I A
( M W )
HORAS
Pot. Act iva (MW)
Pot. Activa (MW)
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 12Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
1. INTRODUCCIÓN
El OSINERGMIN, a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GART,
encargó a CENERGIA la elaboración del Estudio de Caracterización de Carga de losSistemas de Distribución Eléctrica – Empresa Modelo, para lo cual se suscribió el
Contrato de Locación de Servicios OSINERGMIN-GART-N° 003-2013.
Este documento que forma parte del Cuarto Informe corresponde a la entrega de los
resultados finales del Sector Típico 4 que corresponde al Sistema Eléctrico Valle
Sagrado, que forma parte del Estudio de Caracterización de Carga de los Sistemas de
Distribución Eléctrica – Empresa Modelo (Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y
SER), de acuerdo a lo establecido en el numeral 4.4 de los Términos de Referencia del
estudio.
El estudio de "Caracterización de la Carga", tiene por objetivo la determinación de los
factores que caracterizan el comportamiento de los diagramas de cargas de clientes,
grupos de clientes y del sistema eléctrico en su conjunto. Esta información sirve de
soporte para la regulación tarifaria.
La metodología empleada en el estudio involucra un conjunto de actividades; tales como:
análisis de muestreo estadístico, el desarrollo de una campaña de mediciones, procesos
de control de calidad de la información, procesamientos multivariados, y el análisis de losresultados con la finalidad de calcular los factores de coincidencia y contribución a la
máxima demanda de agrupamientos de opciones tarifarias más característicos;
permitiendo entender y definir el comportamiento actual de los clientes sujetos a
regulación tarifaria.
El informe presenta los resultados del estudio, es decir factores que caracterizan los
consumos típicos en el período de evaluación y que han sido determinados de acuerdo
con los términos de referencia y sobre la base de la muestra final que incluyen a las
opciones tarifarias binomios y la tarifa BT5B a través de mediciones indirectas sobre losSED tipificados.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 13Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS
2.1. Metodología de Análisis
Para la determinación de las formas predominantes (curvas típicas), se utilizó la técnica
estadística de Cluster Analysis. Esta técnica evalúa cada uno de los objetos en función
de determinadas variables y encuentra grupos homogéneos de objetos conformando
conglomerados o grupos que a su vez se constituyen en los más diferenciados entre
ellos.
Así, a través de mediciones y registros de los diagramas de carga obtenidos en la
campaña de mediciones para el conjunto de clientes durante dos días útiles, sábado y
domingo, se pueden determinar conjuntos de clientes que tienen los mismos patrones de
consumo, y que a la vez, estos conjuntos sean los más diferentes entre ellos.
En este estudio, se trata de encontrar las formas predominantes al interior de un conjunto de
clientes analizando 96 variables por cada cliente, dado que se realiza una integración de la
medición cada 15 minutos para las 24 horas del día.
Dichas variables, son mediciones del consumo de electricidad expresados en potencia
unitaria, dado que lo relevante es determinar formas típicas de consumo de los clientes
antes que clasificar a clientes por sus niveles de consumo.
El algoritmo utilizado en los procesos iterativos de esta técnica, es la conformación de
matrices de distancias usando los valores de las distintas mediciones de un cliente respecto
a otros clientes, de tal manera que al conformarse los grupos, el diagrama de carga para
ese grupo sea el más representativo de todas los clientes miembros, y lo mismo sucede al
conformarse el segundo grupo, el tercero, hasta el número de grupos que se pueda
determinar.
Dado que las variables de análisis están asociadas a una escala de intervalos, el
procedimiento de aproximación entre los clientes se realiza por medio del cálculo de la
distancia Euclideana:
(1)................. 2 j)Clientei, (Cliente j)Clientei, (Cliente Distancia
Es decir, la raíz cuadrada de la suma de las diferencias al cuadrado sobre todas las
variables (96) evaluadas para cada uno de los clientes.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 14Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
El número de grupos que se desprenden de una opción tarifaria o un conjunto de
opciones tarifarias es una variable endógena del modelo y dependen del análisis de las
curvas resultantes de cada grupo y de los indicadores estadísticos:
(2)................. grupos inter variancia mínima
grupos entre variancia máxima :eficienciadeIndicador
Con las curvas representativas obtenidas por cada opción tarifaria, así como de
agrupamiento de opciones, se determinan los factores de coincidencia, contribución a la
punta, pérdidas y carga. En el Anexo IV, se presentan los resultados del procesamiento
de los registros validados, así mismo se incluyen los factores de ponderación para los
días sábado y domingo.
2.2. Procedimiento para el Cálculo de los Factores
Se procedió a calcular los factores requeridos por el estudio considerando los diagramas
de carga que corresponden a las formas predominantes identificadas.
Para el cálculo del factor F1, se procedió a utilizar las curvas típicas en términos de la
potencia unitaria (PU), mientras que para el cálculo del factor F2 se consideraron los
consumos reportados por cada cliente que conforman cada una de las formas
predominantes identificadas. Adicionalmente, se estiman los factores para la curva
integrada de cada opción o agrupación tarifaria.
Los cálculos mencionados se efectuaron de la siguiente manera:
a. Factor de Coincidencia en Horas Punta (FCPP)
Calculado como la relación entre la demanda máxima coincidente de los individuos
agrupados en cada opción tarifaria y la sumatoria de las demandas máximas
individuales en el período de punta.
(3)................. Pmax
Conjunto del Pmax FCPP
ptai
pta
b. Factor de Coincidencia en Horas Fuera de Punta (FCFP)
Calculado como la relación entre la demanda máxima coincidente de los individuos
agrupados en cada opción tarifaria y la sumatoria de las demandas máximas
individuales en el período fuera de punta.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 15Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
(4)................. Pmax
Conjunto del Pmax FCFP
fptai
fpta
c. Factor de Contribución Efectiva a la Punta del Sistema(CPP)
En este tipo de tarifas, la participación en la punta de los usuarios se estima a partir
de un factor denominado CPP (Factor de contribución efectiva a la punta del
sistema), de modo que:
(5)................. F3F2F1 CPP
Donde:
F1 : Es la participación en la punta efectiva del sistema de un cliente cuya
demanda máxima se produce fuera de punta.
(6) ................. P
P F1
max
punta
F1 : Se calcula sobre la curva representativa de cada tipo de usuarios.
F2 : Corresponde a la relación entre la demanda máxima simultánea del
conjunto y la sumatoria de las demandas máximas individuales.
F3 : Factor de utilización de la potencia contratada o suscrita. Corresponde a la
relación entre la demanda máxima de un cliente con potencia contratada o
suscrita y su potencia contratada o suscrita por dicho cliente.
(7) ................. PC
MD F3
Dada la tendencia en las modalidades de facturación de los clientes binomiales con
las empresas distribuidoras hacia la forma de máxima demanda leída, la estimaciónde este factor para buscar la equidad entre lo que se cobra con lo que se consume,
puede descomponerse en dos partes, considerando una por cada modalidad, para
potencia contratada F3pc y para Máxima demanda leída F3md. En este sentido,
deben tenerse en cuenta lo siguiente:
En los suministros con la modalidad de facturación por potencia contratada, que
presenten una máxima demanda mayor a su potencia contratada, se deberá
considerar el factor F3 = 1, utilizando los valores de la potencia contratada
respectiva (en el numerador y denominador) para el cálculo de F3pc, en la medidaque un valor mayor de 1 significaría una deficiencia de parte de la empresa
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 16Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
distribuidora dentro de sus sistemas de gestión y monitoreo y no se justifica
“trasladar” el mayor costo de dicha ineficiencia a los clientes.
En este sentido, el cálculo del factor F3 por opciones o agrupaciones tarifarias, se
calculará de la siguiente manera:
(8) ................. (N
)(N
imdF3
)(N
)(N
ipcF3
iF3
i
pci
i
pci
)
Donde:
F3i : Factor de utilización de la potencia suscrita de la i-ésima opción o
agrupamiento de opciones tarifarias
F3pci : Factor de utilización de la potencia suscrita correspondiente a los
clientes con modalidad de facturación de potencia contratada de la i-
ésima opción o agrupamiento de opciones tarifarias
Ni : Número del universo de clientes de la i-ésima opción o agrupamiento de
opciones tarifarias
Nipc : Número del universo de clientes con modalidad de facturación de
potencia contratada de la i-ésima opción o agrupamiento de opciones
tarifarias
Nimd : Número del universo de clientes con modalidad de facturación de
máxima demanda leída de la i-ésima opción o agrupamiento de
opciones tarifarias
Y donde además:
a)-(8 .................pcN .... pc2 pc1mdN .... md2 md1F3
Ni
1ipci
Donde:
F3mdi: Factor de utilización de la potencia suscrita correspondiente a los
clientes con modalidad de facturación de máxima demanda leída, se ha
considerado para el cálculo del factor F3md i, basado en las máximas
demandas leídas históricas; mediante la siguiente relación:
b)-(8 ................. j).....(iMD j).....(iPmdl
F3mdi
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 17Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
Donde:
Pmdl(i…j) : Promedio de las máximas demandas leídas de los últimos doce
meses.
MD(i..j) : Mayor de las máximas demandas leídas de los últimos doce meses
(para el presente análisis se ha considerado 12 meses de enero-
2012 a diciembre-2012).
Para el caso de la tarifa BT5B, dado que solo se tiene información de los
consumos de energía, el factor F3 se calcula sobre la base de la relación de los
consumos de energía (promedio mensual entre el mayor consumo mensual) de la
tarifa BT5B.
Los resultados del factor F3 según la metodología definida, se muestran en el
Anexo IV.
De este modo, un cliente con una potencia suscrita Pt, tendrá la siguiente
participación efectiva en la punta:
c)-(8 .................F3F2F1PtCPPPt Pp
d. Factores de ponderación
El factor de ponderación se define como la relación entre el consumo de energía
durante un día sábado o domingo y el consumo de energía del día útil típico
correspondiente a la misma semana, tal como se muestra en las siguientes
expresiones:
(9) .................útildíaenergíadeConsumo
sábadodíaenergíadeConsumoS
PONF
(10) .................útildíaenergíadeConsumo
domingodíaenergíadeConsumodPONF
e. Factores de carga y pérdidas
El Factor de Carga (Fc) se define como el cociente entre la potencia media y la
potencia máxima de cada una de las curvas típicas encontradas.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 18Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
(11) .................Fc(día)MD
Pmed.
Donde:
Pmed : Potencia media de la curva típica o del día de registro
MD(día) : Máxima demanda de la curva típica o del día de registro
El Factor de pérdidas (Fp) se determina mediante la siguiente fórmula:
(12) .................(día)
Pi/MD
Fp (96) datos de Número
96
1i
2
Donde:
Fp : Factor de pérdidas
Pi : Potencia instantánea punto a punto.
MD(día) : Máxima demanda del día de registro
Número de datos : Es el número de intervalos de 15 minutos registrados
durante 24 horas es igual a 96.
f. Número de Horas de Uso (NHUBT)
Número de horas de uso de medidores simples para el cálculo de potencias bases
coincidentes con la punta del sistema de distribución. Clientes de baja tensión con
tarifa BT5B.
Premisas de cálculo para opción BT5B:
1. Se elaboró sobre la base de los registros de carga de la muestra final de lasSED.
2. Los registros fueron previamente ajustadas en forma proporcional de acuerdo a
la participación de la muestra por cada distrito (UBIGEO) según la estructura
poblacional a Diciembre del 2012.
3. Con esta estructura se obtienen curvas agregadas a partir de la muestra de 12
SED, para los días: típico, sábado y domingo.
4. Se determina la energía correspondiente al día típico de la muestra agregada de
la tarifa BT5B y la máxima demanda del mes de las mediciones correspondiente
(Mayo-2013), sobre la base de la curva unitaria típica de la tarifa BT5B obtenidodel análisis clúster.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 19Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
5. Se asume que la forma de la curva típica y el factor de carga de la tarifa BT5B
medido en Mayo del 2013 es similar a los 12 meses del año 2012,
presentándose la máxima demanda a las 19:15 horas.
6. Se calculó para cada mes del año 2012 el factor de coincidencia en base a la
hora en que se presenta la máxima demanda del sistema; así tenemos, el factor
de coincidencia referido a la hora de máxima demanda del Sistema Eléctrico
Valle Sagrado del mes de mayo del 2013 es de 0,978.
7. Con los datos estadísticos mensuales de la energía facturada por la empresa
distribuidora a los clientes de la tarifa BT5B, energía y máxima demanda del día
típico de la muestra agregada se calcula primero la máxima demanda
coincidente expandida de un día útil, luego el número de horas de uso utilizando
la siguiente relación:
Donde:
NHUProm : Número de Horas de Uso Promedio
Emespromedio : Energía promedio mensual año 2012 facturado por ELSE.
DmCoincidente : Máxima Demanda Coincidente de la tarifa BT5B del año 2012.
8. En base a las premisas planteadas se elaboró un cuadro de la evoluciónmensual del NHUBT para la tarifa BT5B año 2012.
g. Número de Horas de Uso Tarifa BT7 - Prepago (NHUBTPRE)
Número de horas de uso de medidores prepago el cual representa la participación
efectiva a la punta de usuarios con opción tarifaria prepago (opción BT7).
El cálculo del NHUBTPRE se determina de la siguiente manera:
Donde:
EmesBT7 es el consumo de energía del conjunto de usuarios de la opción tarifaria
prepago BT7 en kW.h.
DmBT7 es la demanda coincidente en horas punta del conjunto de usuarios de la
opción tarifaria prepago BT7 en kW.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 20Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
h. Número de Horas de Uso Tarifa BT5A (NHUBTPP y NHUBTFP)
NHUBTPP : Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía BT5A
para cálculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribución de
usuarios de baja tensión.
Se ha definido según la siguiente relación:
EHPBT5A
NHUBTPP = ---------------
DCHPBT5A
Donde:
EHPBT5A: Consumo de energía mensual en horas de punta del
conjunto de clientes de la opción de doble medición
de energía (opción BT5A) kWh.
DCHPBT5A: Demanda coincidente en horas de punta del
conjunto de clientes de la opción de doble medición
de energía (opción BT5A) kW.
NHUBTFP: Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía BT5A
para cálculo de exceso de potencias del bloque de fuera de punta del
sistema de distribución de baja tensión.
Se ha definido según la siguiente relación:
EHFPBT5A NHUBTFP = ----------------
DCHFPBT5A
Donde:
EHFPBT5A: Consumo de energía mensual en horas fuera de punta
del conjunto de clientes de la opción de doble medición
de energía (opción BT5A) kWh.
DCHFPBT5A: Demanda coincidente con la máxima demanda del
Sistema en Horas Fuera de Punta del conjunto de
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 21Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
clientes de la opción de doble medición de energía
(opción BT5A) kW.
2.3. Criterio de Recalificación de los Clientes de las Tarifas MT3, MT4,BT3 y BT4
La recalificación de los clientes que corresponden a los tipos de tarifas MT3, MT4, BT3 y
BT4, se realizó en aquellos suministros cuyos diagramas de carga diaria no presentaban
las características de un diagrama de carga típico de la opción tarifaria indicada por la
empresa; en ese sentido se encontró suministros cuya calificación es de presentes en
hora punta, pero de acuerdo a sus diagramas de carga típicos son calificados como
clientes fuera de punta o viceversa.
El criterio de recalificación adoptado fue en base a los días representativos considerados
para el estudio, tomando como mes de referencia (mayo de 2013), lo cual se refleja en la
siguiente relación:
( )
Donde:
FC : Factor de calificaciónEHPDTU : Energía activa en horas punta del día típico (kWh)
EHPDTS : Energía activa en horas punta del día sábado (kWh)
DUtil : Número de días útiles del mes base (22 días)
DSab : Número de días sábados del mes base (4 días)
MDDR : Máxima demanda de día de medición
Realizando el cálculo respectivo para cada uno de los clientes, se tiene los siguientes
casos:
Si FC 0,5 entonces el suministro es calificado como cliente presente en punta
Si FC < 0.5 entonces el suministro es calificado como cliente fuera de punta.
21
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 22Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
3. UNIVERSO Y TAMAÑO DE MUESTRA FINAL
En este capítulo se describe los aspectos metodológicos referidos a todo el proceso de
muestreo realizado con el fin de lograr una buena estimación estadística de los diagramasde carga característicos de los clientes sujetos a regulación tarifaria del Sector Típico 4, que
comprende el Sistema Eléctrico Valle Sagrado.
3.1. Universo
Conforme a los términos de referencia, se establecen como universo del estudio, clientes
libres MT1 y los grupos tarifarios regulados MT2, MT3P, MT3FP, MT4P, MT4FP, BT2,
BT3P, BT3FP, BT4P, BT4FP, BT5A y BT5B. Sin embargo, de acuerdo a la información
disponible entregada por ELSE, en el Sistema Eléctrico Valle Sagrado no se cuenta con
clientes de las tarifas MT1 y BT2.
Con la organización de la información y según los términos de referencia se dividió el
universo de clientes binomios según niveles de tensión: media tensión y baja tensión, y
dentro de éstos clientes se clasificaron por opciones tarifarias (estratos). Los clientes
binomios activos al mes de setiembre del 2012 ascienden a un total de 73 clientes, de
los cuales 21 son clientes en baja tensión y 52 clientes en media tensión, tal como se
muestra en el Cuadro 3.1 y Cuadro 3.2.
Cuadro 3.1.- Universo de Clientes Binomios de Baja Tensión
Tarifa Energía Partic. (%) Clientes Partic. (%)
BT3FP 3 11.1% 4 19.0%
BT3P 9 31.3% 1 4.8%
BT4FP 1 3.9% 2 9.5%
BT4P 7 23.3% 1 4.8%
BT5A 9 30.5% 13 61.9%
Total 29 100.0% 21 100.0%
Fuente: OSINERGMIN –
GART- ELSE/Setiembre del 2012
Cuadro 3.2.- Universo de Clientes Binomios de Media Tensión
Tarifa Energía Partic. (%) Clientes Partic. (%)
MT2 32 5.9% 7 13.5%
MT3FP 41 7.7% 17 32.7%
MT3P 417 78.3% 20 38.5%
MT4FP 3 0.5% 4 7.7%
MT4P 40 7.6% 4 7.7%
Total 533 100.0% 52 100.0%Fuente: OSINERGMIN – GART- ELSE/Setiembre del 2012
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 23Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
Con respecto a la opción tarifaria BT5B, el universo fue referido al número de Subestaciones
de Distribución (SED) de la zona de concesión con la característica de que el consumo total
de energía de la SED sea al menos el 90% de este tipo de clientes.
Para el muestreo a nivel de SED, se consideró como estratos los distritos ubicados dentro
del área de concesión del Sistema Eléctrico Valle Sagrado, y al interior de ellos en los
procesos de muestreo se procedió a filtrar aquellos SED que cumplían el requisito de
suministrar clientes tipo BT5B. El universo de las SED en este sistema eléctrico es de 452
SED considerados al mes de Octubre del 2012 para el estudio de caracterización de la
carga Sector Típico 4.
3.2. Diseño de la Muestra
La unidad de análisis lo constituyeron los clientes de ELSE sujetas actualmente a una
regulación tarifaria y ubicadas en la zona urbana de media densidad, correspondiente al
Sistema Eléctrico Valle Sagrado a setiembre del 2012.
Para la obtención de la información de la muestra en el caso de la opción tarifaria BT5B,
como ya se mencionó, se realizó la medición de su comportamiento de manera indirecta,
recurriendo a una muestra de Subestaciones de Distribución (SED) con la característica de
abastecer el recurso eléctrico predominantemente a clientes “tipo“ BT5B, (al menos el 90%
del suministro). En el caso de las demás opciones tarifarias o de medición binomial, la toma
de información se realizó de manera directa.
El tamaño de la muestra final para los clientes binomiales regulados fue de 25 casos,
mientras que para la opción tarifaria BT5B se logró registrar 17 casos realizados en SED.
En la asignación de la muestra para el caso de clientes binomiales se tomó en cuenta la
distribución del número de clientes y la distribución de los consumos totales de energía
activa de los clientes según opciones tarifarias (estratos) a Setiembre del 2012.
Considerando los indicado en los términos de referencia para el Sector Típico 4, se tomó en
cuenta la relación de 1:2 para los universos de clientes de media tensión y clientes de baja
tensión, respectivamente. Por otro lado, para la distribución de la muestra de clientes al
interior de cada nivel de tensión, se tomó en cuenta la siguiente relación:
(15) ...................NClientes
iClientes 0.35
Energíai
Energía 0.65Ni
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 24Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
Donde:
Ni : Número de casos de la opción tarifaria i-ésima
Σ Energía i : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre u Octubre 2012), consumida
por cada cliente del estrato i
Σ Energía : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre u Octubre 2012), consumida
en el nivel de tensión al cual pertenece el estrato
Σ Clientesi : Sumatoria del número de clientes (Setiembre u Octubre 2012) del estrato i
Σ Clientes : Sumatoria del número de clientes (Setiembre u Octubre 2012) en nivel de
tensión al cual pertenece el estrato
N : Número de casos de la muestra asignados a cada nivel de tensión (Para
MT N=15, para BT N=10).
La relación (15) tiene la implicancia de que es más relevante el nivel de consumo de energía
(aproximadamente 2 veces más) que el número de clientes que existiese al interior de cada
opción tarifaria, para asignar proporcionalmente los tamaños de muestra por estrato. En ese
sentido, el tamaño de muestra para las opciones tarifarias sobre la base de la información
obtenida (Ver Anexo I) y luego de los procesos de recalificación efectuadas, quedaron
conformados de la siguiente manera:
Cuadro 3.3.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Baja Tensión – Muestra Recalificada
Descripción BT2 BT3FP BT3P BT4FP BT4P BT5A BT7 Total Partic.Huancarani 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%
Lamay 0 0 0 1 0 0 0 1 10.0%
Pisac 0 1 0 0 0 0 0 1 10.0%
Taray 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%
Urubamba 0 0 2 0 1 3 0 6 60.0%
Total 0 1 2 1 1 5 0 10 100%
Participación 0.0% 10.0% 20.0% 10.0% 10.0% 50.0% 0.0% 100%
Cuadro 3.4.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Media Tensión –
Muestra Recalificada
Descripción MT1 MT2 MT3FP MT3P MT4FP MT4P Total Partic.
Calca 0 0 1 1 1 1 4 26.7%
Ollantaytambo 0 0 0 1 0 0 1 6.7%
San Salvador 0 1 0 0 0 0 1 6.7%
Urubamba 0 1 2 4 0 2 9 60.0%
Total 0 2 3 6 1 3 15 100%
Participación 0.0% 13.3% 20.0% 40.0% 6.7% 20.0% 100%
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Esta estructura de la asignación de la muestra final discrepa de la tendencia propuesta
inicialmente a la correspondiente del mes de Setiembre u Octubre del 2012, dado que aquí
se incluyen las recalificaciones y los clientes activos durante la campaña de mediciones.
Para el caso de los suministros de media tensión, durante la campaña de mediciones se
registró su demanda a 15 clientes, 9 ubicados en el distrito de Urubamba, 4 en Calca, 1 en
Ollantaytambo y 1 en San Salvador. Asimismo, para los clientes de baja tensión, se registró
la demanda de 9 clientes, 6 ubicados en Urubamba y los 3 adicionales en los distritos de
Huancarani, Lamay, Pisac y Taray.
Para estimar las formas predominantes en los agrupamientos de opciones tarifarias de los
suministros de media tensión y baja tensión, se procedió a ponderar la muestra de tal forma
de llevar la estructura de la muestra lo más cercano posible a la estructura poblacional, de
tal forma de seguir la metodología de asignación de la muestra planteada en los términos de
referencia.
Para este último procedimiento se utilizó la siguiente relación para la ponderación
respectiva:
Donde:
Wi : Es la estructura real de la población dado un nivel de tensión
Wi : Es la estructura de la muestra dado un nivel de tensión
Fi : Es el factor de ponderación asociado a cada opción tarifaria dado un nivel de
tensión.
El análisis de la opción tarifaria BT5B se realizó conociendo el comportamiento del consumo
de manera indirecta. En este sentido, si bien la unidad de análisis lo constituyeron los
clientes tipo BT5B, los mismos son evaluados de manera integrada, al analizar el
comportamiento de consumo de una SED, cuyas características son las de suministrar
energía eléctrica a clientes de este tipo de opción tarifaria (al menos el 90% de suministro de
energía).
El marco muestral de las SED correspondió a aquellos vinculados a ELSE con información
estadística de base a Setiembre u Octubre del 2012. La asignación de la muestra tomó en
cuenta indicadores de las estructuras de clientes y de consumo de electricidad por zonas
delimitadas (distritos).
Bajo este procedimiento se identificó espacialmente la localización de SED cuyos
alimentadores abastecen predominantemente a clientes tipo BT5B, tomando en cuenta la
siguiente relación:
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 26Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
(15) ...................NClientes
iClientes 0.35
Energíai
Energía 0.65Ni
Donde:
Ni : Número de casos del distrito o localidad i-ésima
Σ Energía i : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre 2012), consumida por cada
SED del distrito o localidad i
Σ Energía : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre 2012), consumida por la
totalidad de SED tipo BT5B del Sistema Eléctrico Típico 4
Σ Clientesi : Sumatoria del número de clientes BT5B (Setiembre 2012) asociados a
los SED del distrito o localidad i
Σ Clientes : Sumatoria del número de clientes BT5B (Setiembre 2012) asociados a latotalidad de SED tipo BT5B del Sistema Eléctrico Típico 4.
Con la formación de estratos de las zonas potencialmente elegibles y la estimación de estos
indicadores, la asignación de la muestra se realizó tomando en cuenta el peso 65% para la
estructura de Consumo tipo BT5B y 35% para la cantidad de Clientes tipo BT5B. Así se
pudo conseguir geográficamente la importancia relativa de SED con suministro y atención
de clientes tipo BT5B, encontrando zonas con alta, media y baja incidencia en la demanda
de energía.
Bajo este procedimiento se determinó la asignación de la muestra de SED por provincias de
la siguiente manera:
Cuadro 3.5.- Asignación de la Muestra de SED del Sector Típico 4
Descripción Titular Reemplazo Total Partic.
Calca 3 0 3 17.6%
Coya 1 0 1 5.9%
Huancarani 1 0 1 5.9%
Huayllabamba 1 0 1 5.9%
Lares 1 0 1 5.9%
Maras 1 0 1 5.9%
Ollantaytambo 2 0 2 11.8%
Pisac 1 0 1 5.9%
Taray 0 1 1 5.9%
Urubamba 3 2 5 29.4%
Total 14 3 17 100%
Participación 82.4% 17.6% 100%
En el Capítulo 5 del informe se presenta la estimación de las formas predominantes e
indicadores de la opción tarifaria BT5B.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 27Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
3.3. Tamaño de la Muestra
El tamaño final las mediciones realizadas a clientes de medición binomial fue de 24 (9
clientes de baja tensión y 15 clientes en media tensión) y para la opción tarifaria BT5B el
total de mediciones fue de 17 SED del Sistema Eléctrico Valle Sagrado, tal como se
muestra en el Cuadro 3.6.
Cuadro 3.6.- Asignación de la Muestra de clientes binomios y SED del Sector Típico 4 – Recalificado
Tipo de TarifaPropuesto
Según CálculoRealizado en Campo por Provincias Porcentaje
AdicionalCalca Paucartambo Urubamba Total
Clientes BT 10 3 1 6 10 0.00%
BT2 0 0 0 0 0 -
BT3FP 2 1 0 1 2 0.00%
BT3P 1 0 0 1 1 0.00%
BT4FP 1 1 0 0 1 0.00%
BT4P 1 0 0 1 1 0.00%
BT5A 5 1 1 3 5 0.00%
BT7 0 0 0 0 0 -
Clientes MT 8 5 0 10 15 87.50%
MT1 0 0 0 0 0 -
MT2 1 1 0 1 2 100.00%
MT3FP 1 1 0 2 3 200.00%
MT3P 4 1 0 5 6 50.00%
MT4FP 1 2 0 0 2 100.00%MT4P 1 0 0 2 2 100.00%
Subestaciones 17 7 1 9 17 0.00%
Total 35 15 2 25 42 20.00%
3.4. Muestreo
En síntesis, la selección de los casos para los clientes binomios fue sistemática con partida
aleatoria considerando como variable de ranking los valores de la potencia contratada y/o
máxima demanda de cada uno de los clientes. Esta información estuvo referida al mes de
Setiembre del 2012, contando con el soporte estadístico de los 12 meses del año 2012.
En el caso de las SED, se estratificaron los mismos por su localización geográfica (distritos).
Una vez obtenido el marco muestral, se realizó una asignación de la muestra considerando
de manera simultánea el nivel de consumo de energía uso BT5B (65%) y número de
clientes BT5B (35%), para la distribución de la muestra dentro de cada estrato o distrito.
Luego de asignar un número de SED por distritos y filtrar los mismos como abastecedores
predominantes a clientes BT5B, se formó el ranking en función de la demanda de energía
para ser seleccionados sistemáticamente con un arranque aleatorio los SED de mayor,
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 28Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
mediano y menor consumo de energía hasta completar la cuota de la muestra de 5 casos
para el conjunto de provincias.
3.5. Selección e Identificación de la Muestra
Para el caso de clientes binomiales, se trabajó con la población estratificada por segmentos
de opciones tarifarias, dentro de cada universo de niveles de tensión. El mes de selección
fue Setiembre del 2012 por representar la estructura más reciente y estable antes de
ejecutar las mediciones, y en función de ello determinar los tamaños de la muestra dentro de
cada nivel de tensión y opción tarifaria. Para el proceso de selección e identificación de los
clientes se utilizó el marco muestral proporcionado por OSINERGMIN-GART, donde se tuvo
información básica sobre la identificación de la empresa, la ubicación precisa así como los
datos de consumo de energía y tipo de contratación.
La elección inicial del cliente se realizó de manera aleatoria y los restantes sistemáticamente
de Nh/nh en Nh/nh. De esta manera se obtuvieron muestras de las empresas de mayor,
mediano y menor potencia de energía de la respectiva opción tarifaria. Este procedimiento
se aplicó en los clientes binomiales de Media Tensión y de Baja Tensión.
Para el caso de la opción BT5B, la selección e identificación se realizó en función de los
SED. Una vez que se determinó la zona y el número de mediciones a realizar por distrito
(Ubigeo), se procedió a seleccionar los SED tomando en cuenta el ranking de los niveles de
consumo para la opción BT5B, de tal manera de elegir aquellos SED cuyas demandas
integrales sean mayores, medianas y menores respecto al promedio distrital.
Así, dentro de cada estrato el nivel de consumo es ordenado en forma decreciente. El
número de intervalos a considerar se estima de la relación Nh/nh. La elección inicial del
intervalo se realiza de manera aleatoria y los restantes sistemáticamente de Nh/nh en
Nh/nh. De esta manera se obtienen las muestras de SED de mayor, mediano y menor
consumo de energía del respectivo distrito.
Este procedimiento probabilístico garantizó la insesgabilidad en la conformación de la
muestra, siendo adecuada para poblaciones finitas.
En el Anexo I se muestra la relación de clientes binomios y SED integrantes de la muestra.
Tanto en el caso de las tarifas binomias, como en los SED, a la lista de las muestras
seleccionadas se adicionó una lista de reemplazo, que por el método de sucesor-
predecesor, garantizaron una elección probabilística e insesgada de la muestra aun cuando
los elegidos tuvieron inconvenientes en la toma de información.
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4. CAMPAÑA DE MEDICIONES
La campaña de mediciones constituye una de las etapas más importantes para la
determinación de las curvas típicas de los suministros que forman parte de la muestra,esta se realizó utilizando registradores electrónicos proporcionados por el Consultor.
Asimismo, el personal técnico asignado para la campaña de mediciones, cuentan con
una capacitación especializado en el uso de equipos registradores y con la experiencia
suficiente para llevar a cabo las mediciones in situ, a fin de garantizar que la información
recopilada en campo sea confiable y que refleje las condiciones de operación típicas de
los suministros que sean evaluados.
4.1. Equipos Empleados en la Campaña de Medición
Para la campaña de mediciones en el Sistema Eléctrico Valle Sagrado que corresponde
al Sector Típico 4, se utilizaron los siguientes equipos:
a. 15 equipos registradores marca ELSTER modelo A2-ZQ2B0F000, cuyas
características técnicas son las siguientes:
Tipo : Trifásico Electrónico - A1RL+
N° de Hilos : 3 hilos
Clase : 20,
Tensión : 120-480 V
Frecuencia : 60 Hz
Precisión : 0.2
Registra : Energía activa en kW.h, energía reactiva en kVAR.h, máxima
demanda en kW y kVAR, entre otros.
b. 10 equipos registradores marca ELSTER modelo A3-ZD2B50000LG, cuyas
características técnicas son las siguientes
Tipo : Polifásico Electrónico – A3RAL+
N° de Hilos : 3 hilos
Clase : 20
Tensión : 120-480 V
Frecuencia : 60 Hz
Precisión : 0.2
Registra : Energía activa en kW.h, energía reactiva en kVAR.h, máxima
demanda en kW y kVAR, entre otros.
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4.2. Programación de las Mediciones en el Sector Típico 4
Las mediciones han sido programadas inicialmente en gabinete habiéndose elaborado un
cronograma de mediciones de la muestra de usuarios binomios y Subestaciones de
Distribución (SED).
Para el caso de las mediciones en el Sector Típico 4, Sistema Eléctrico Valle Sagrado de la
empresa ELSE, se han empleado dos cuadrillas de trabajo, ambas asignadas a levantar
información de suministros y SED en las 3 provincias vinculadas al sistema eléctrico.
Dichas cuadrillas estaban conformados por:
Un Ingeniero especialista en mediciones eléctricas
Un Técnico calificado para instalación de registradores
Una camioneta 4x4 totalmente equipada
Una computadora personal Note Book.
Los ingenieros y técnicos que conforman las cuadrillas contaban con el uniforme
respectivo de la empresa y sus respectivos equipos de protección personal – EPP.
La secuencia de las mediciones también ha sido programada con un criterio de “Ruta
Optima” con la finalidad de cumplir con la instalación de 6 a 8 equipos por día por cada
uno de las cuadrillas de trabajo. Sin embargo, debido a la dispersión de los puntos de
medición y las rutas de acceso a dichos puntos, se alcanzó un rendimiento promedio de
5 a 6 equipos por día, inferior a lo estimado en gabinete.
La campaña de mediciones en el Sector Típico 4, se dio inicio el día 02 de mayo, para
ello previamente se realizaron coordinaciones con el Ing. Jean Carlo Tejada
representante del Sistema Eléctrico Valle Sagrado, asignado por la empresa ELSE la
misma que brindo todas las facilidades para el desarrollo de los trabajos de campo. Las
mediciones se culminaron el día 16 de mayo, habiéndose cumplido correctamente con el
plan de trabajo. Durante la campaña de mediciones hubo algunas dificultades en algunos
suministros con consumo estacional, que ya no estaban operativas durante el periodo de
mediciones o cuyos consumos resultaron mucho menores.
A la fecha de elaboración de este informe, se cuentan con el 100% de mediciones, vale
decir un total de 39 mediciones, entre suministros y SED, de las cuales el 100% de ellos
están validados y revisados.
El programa que se ha llevado a cabo permitió obtener mediciones de cuatro y dos días
en los suministros binomios y en las SED.
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 31Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
5. RESULTADO DEL CÁLCULO DE FACTORES
5.1. Selección de las Curvas Típicas por Usuario
De los registros de los clientes seleccionados se graficaron en valores por unidad sus
diagramas de carga, y se identificó para cada usuario la curva correspondiente del día
útil más representativo (el de máxima demanda).
Las curvas seleccionadas, previamente validadas y consistenciales, cuyos datos se
muestra en el Anexo I, conforman la muestra de clientes analizados estadísticamente.
5.1.1. Validación y Consistencia
Los resultados de las mediciones y registros de las curvas de carga de los clientes
obtenidos durante la campaña de mediciones y selección estadística de la base de
datos tuvieron que ser validados mediante su comparación con la información
histórica. Se consideró una desviación aceptable de +/-10% respecto a las
magnitudes de consumo de energía, a efectos de considerar los ajustes por
estacionalidad y/o cambios de la estructura de consumo, en este último caso debido
a la modificación de la capacidad instalada o disminución considerable de la
producción.
5.2. Determinación de Formas Predominantes
El algoritmo utilizado en los procesos iterativos de esta técnica, es la conformación de
matrices de distancias usando los valores de las distintas mediciones de un cliente
respecto a otros clientes, de tal manera que al conformarse los grupos, los diagramas de
carga para ese grupo sean los más representativos de todos los clientes miembros, y lo
mismo sucede al conformarse el segundo grupo, el tercero, hasta el número de grupos
que se pueda determinar.
Para calcular las formas predominantes del conjunto de clientes cuyos registros fueron
validados, se siguieron los siguientes pasos:
a) Se consideraron los registros del consumo para los días útiles. Como se registró
dos días útiles por cliente (sea de la base de datos como de la campaña de
mediciones en campo), se eligió como el día más representativo aquel donde se
consignaba el mayor consumo y la mayor demanda, los diagrama de carga del día
útil representativo por opción tarifaria se muestra en el Anexo II.
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b) Se realizó la recalificación de los clientes binomios sobre los diagramas de carga
obtenidos en la campaña de mediciones y/o base de datos y se reclasificó a los
mismos1. En el Cuadro 3.4 y Cuadro 3.5 presentado anteriormente se muestra la
cantidad de suministros de la muestra final incluyendo la recalificación por opción
tarifaria que sirvió de base para determinar las curvas predominantes en el ámbito
de cada opción tarifaria.
c) Se realizó en todos los clientes de la muestra por cada opción tarifaria el
tratamiento de análisis estadístico, con el propósito de determinar formas
predominantes al interior de cada una de ellas. Este procedimiento también fue
aplicado a la opción BT5B.
d) Se tomó como mes base el mes correspondiente al período de mediciones y de los
registros obtenidos de ELSE del Sistema Eléctrico Valle Sagrado (Abril del 2013).
e) Los registros de las demandas por cada quince minutos fueron llevados a valores
unitarios (PU) con el fin de conocer los comportamientos de los perfiles y sobre la
base de sus patrones efectuar el algoritmo del Cluster. Las formas predominantes
que se presentan se realizan mediante las oscilaciones de la demanda que
muestran los clientes a lo largo del tiempo y no sobre la base de la cantidad
absoluta de ella.
f) Con la información de cada opción tarifaria, para el día útil seleccionado, se
procedió a aplicar el Clustering, el cual reportaba distintas agrupaciones o
tipologías, siendo evaluadas cada conjunto con indicadores de eficiencia estadística
de homogeneidad (varianza entre grupos/varianza dentro de cada grupo).
De esta forma se determinó el agrupamiento óptimo dentro de cada una de las
opciones tarifarias, obteniéndose de 2 a 3 tipologías por opción tarifaria.
g) En el caso de los agrupamientos por grupos de opciones tarifarias, se realizó
ponderaciones respectivas al interior de cada uno de los niveles de tensión, de tal
forma de respetar la estructura de la población, tanto de clientes de Media Tensión
como de clientes de Baja Tensión (por efecto de las recalificaciones), dado que no
existe clientes binomios de baja tensión, no se presentan resultados de BT. En
estas presentaciones se obtuvieron 2 tipologías por agrupamientos.
h) Posteriormente, se procedió a estimar la curva representativa para cada opción
tarifaria o agrupamiento tarifario, estimando la media ponderada de cada uno de los
grupos encontrados en cada opción.
Con estos procedimientos, se lograron representar los diagramas de carga de las formas
predominantes y de la curva representativa de la opción tarifaria. (Ver Anexo IV)
1 Esta recalificación se realiza solo con fines de evaluar las formas, sin embargo no se cuestiona su calificación realizada por la empresadistribuidora puesto que suponemos deviene de un registro mayor de información
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5.3. Cálculo de Factores en Media Tensión – Sistema Valle Sagrado 1
5.3.1. Tarifa MT2
Siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, se procedió a calcular losfactores de las tarifas binómicas de media tensión, obteniéndose como resultados
para la opción tarifaría MT2 los factores que se muestran en el Cuadro 5.1.
Cuadro 5.1.- Factores de la Opción Tarifaria MT2
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.3.2. Tarifa MT3FP
Siguiendo el mismo procedimiento de la tarifa anterior, se procedió a calcular los
factores de la opción tarifaría MT3FP y se obtuvo los resultados que se muestran
en el Cuadro 5.2.
Cuadro 5.2.- Factores de la Opción Tarifaria MT3FP
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.3.3. Tarifa MT3P
Siguiendo el mismo procedimiento de la tarifa anterior, se procedió a calcular los
factores de la opción tarifaría MT3P y se obtuvo los resultados que se muestran en
el Cuadro 5.3.
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,978 1,000 0,949 0,978 0,948 0,881 0,929 1,008 0,956 0,472 0,275
Tipo 1 1,000 1,000 0,723 1,000 0,809 0,585 0,723 1,007 0,955 0,355 0,171
Tipo 2 1,000 1,000 0,929 1,000 0,957 0,888 0,929 1,020 0,963 0,466 0,274
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,955 0,850 0,605 0,850 0,532 0,273 0,514 1,093 1,265 0,548 0,330
Tipo 1 1,000 1,000 0,790 1,000 0,817 0,646 0,790 1,066 1,294 0,614 0,404
Tipo 2 1,000 1,000 0,000 1,000 0,931 0,000 0,000 1,029 1,361 0,186 0,084
Tipo 3 1,000 1,000 0,499 1,000 0,434 0,217 0,499 1,120 1,236 0,368 0,174
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Cuadro 5.3.- Factores de la Opción Tarifaría MT3P
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.3.4. Tarifa MT4FP
Siguiendo el mismo procedimiento de las tarifas anteriores, se procedió a calcularlos factores de la opción tarifaría MT4FP y se obtuvo los resultados que se
muestran en el Cuadro 5.4.
Cuadro 5.4.- Factores de la Opción Tarifaria MT4FP
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.3.5. Tarifa MT4P
Siguiendo el mismo procedimiento de las tarifas anteriores, se procedió a calcular
los factores de la opción tarifaría MT4P y se obtuvo los resultados que se muestran
en el Cuadro 5.5.
Cuadro 5.5.- Factores de la Opción Tarifaria MT4P
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,970 0,936 0,904 0,953 0,941 0,811 0,862 1,069 1,139 0,688 0,489
Tipo 1 0,994 0,977 0,971 0,977 0,937 0,889 0,949 1,085 1,171 0,865 0,752
Tipo 2 0,976 0,940 0,813 0,962 0,942 0,737 0,782 1,063 1,126 0,491 0,279
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 1,000 1,000 0,053 1,000 0,894 0,048 0,053 0,844 0,038 0,188 0,090
Tipo 1 1,000 1,000 0,053 1,000 0,894 0,048 0,053 0,844 0,038 0,188 0,090
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,988 0,977 1,000 0,988 0,857 0,847 0,988 0,810 0,157 0,579 0,369
Tipo 1 1,000 1,000 0,983 1,000 1,000 0,983 0,983 1,019 1,144 0,697 0,502
Tipo 2 1,000 1,000 0,940 1,000 0,836 0,786 0,940 0,622 0,702 0,592 0,384
Tipo 3 1,000 1,000 0,917 1,000 1,000 0,917 0,917 0,844 0,037 0,353 0,246
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5.3.6. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP
Para el cálculo de los factores para el agrupamiento mencionado, es similar que el
cálculo por opciones tarifarias, simplemente se trabaja con las curvas integradas
por el conjunto de opciones tarifarias que se agrupan, sobre la base de ello se
obtuvieron los resultados para el agrupamiento MT2, MT3FP y MT4FP que se
presentan en el Cuadro 5.6
Cuadro 5.6.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.3.7. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P y MT4P
Siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, para el agrupamiento de las
opciones tarifarias MT2, MT3P y MT4P, se obtuvieron los factores que se muestran
en el Cuadro 5.7.
Cuadro 5.7.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P Y MT4P
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.3.8. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP
Similar al caso anterior, siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, para
el agrupamiento de las opciones tarifarias MT2, MT3FP, MT4FP, MT3P, MT4P se
obtuvieron los factores que se muestran en el Cuadro 5.8.
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,873 0,707 0,858 0,678 0,817 0,475 0,582 1,062 1,155 0,590 0,373
Tipo 1 0,883 0,688 0,904 0,719 0,812 0,528 0,650 1,072 1,203 0,550 0,327
Tipo 2 1,000 1,000 0,000 1,000 0,931 0,000 0,000 1,029 1,361 0,186 0,084
Tipo 3 1,000 1,000 0,054 1,000 0,894 0,048 0,054 0,844 0,038 0,188 0,090
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,965 0,760 0,947 0,953 0,931 0,840 0,902 1,022 0,957 0,672 0,469
Tipo 1 0,961 0,730 0,905 0,952 0,929 0,800 0,861 1,005 0,899 0,517 0,307
Tipo 2 0,995 0,977 0,976 0,975 0,942 0,897 0,952 1,084 1,170 0,854 0,735
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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 36Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART
Cuadro 5.8.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.4. Cálculo de Factores en Baja Tensión – Sistema Valle Sagrado 1
La metodología de cálculo aplicada para el análisis en baja tensión, es la misma que se
utilizó para el análisis de media tensión, por lo cual se obvian algunas definiciones yapresentadas en el caso anterior.
5.4.1. Tarifa BT3FP
Siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, se procedió a calcular los
factores de las tarifas binómicas de baja tensión, obteniéndose como resultados
para la opción tarifaría BT3FP los factores que se muestran en el Cuadro 5.9.
Cuadro 5.9.- Factores de la Opción Tarifaria BT3FP
En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados
obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.
5.4.2. Tarifa BT3P
Siguiendo el mismo procedimiento de la tarifa anterior, se procedió a calcular los
factores de la opción tarifaría BT3P y se obtuvo los resultados que se muestran en
El Cuadro 5.10.
Cuadro 5.10.- Factores de la Opción TarifariaBT3P
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,963 0,755 0,949 0,946 0,882 0,792 0,898 1,023 0,961 0,686 0,486
Tipo 1 0,963 0,756 0,959 0,948 0,882 0,801 0,909 1,023 0,961 0,677 0,474
Tipo 2 0,782 0,861 0,027 0,861 0,917 0,021 0,023 0,871 0,234 0,281 0,127
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 1,000 1,000 0,006 1,000 0,759 0,005 0,006 0,734 0,503 0,141 0,076
Tipo 1 1,000 1,000 0,006 1,000 0,759 0,005 0,006 0,734 0,503 0,141 0,076
Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de
Carga
Factor de
Pérdidas
Total 0,939 0,896 0,856 0,939 0,858 0,689 0,803 0,734 0,503 0,492 0,269
Tipo 1 1,000 1,000 1,000 1,000 0,936 0,936 1,000 0,734 0,503 0,406 0,221
Tipo 2 1,000 1,000 0,394 1,000 0,850 0,335 0,394 0,734 0,503 0,395 0,199
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En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utiliz