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Servitech Ingenieros S.R.L.

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Caracterización de la Carga de los Sistemas de Distribución Eléctrica

(Empresas Modelo) Concurso Público N° 0043-2008

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (EMPRESAS MODELO)

Concurso Público N° 0043-2008-OSINERGMIN CUARTO INFORME

SECTOR TÍPICO SER SISTEMA ELÉCTRICO PSE SANDIA II ETAPA

EMPRESA ELECTRO PUNO S.A. VOLUMEN I


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CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

(EMPRESAS MODELO)

INDICE

1. RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................................... 4

1.1 RESULTADO DEL CÁLCULO DE FACTORES ....................................................5

2. ANTECEDENTES ................................................................................................................... 7

3. OBJETIVO .............................................................................................................................. 8

4. ALCANCES DEL ESTUDIO.................................................................................................... 9

5. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS MODELO........................................... 10

5.1 SISTEMAS ELÉCTRICOS MODELO..................................................................10 5.2 ESTRUCTURA DE CLIENTES (UNIVERSO) .....................................................10

6. METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE LA MUESTRA.............................................. 11

6.1 TARIFAS BINOMIAS...........................................................................................11 6.2 TARIFAS MONOMIAS ........................................................................................11

6.2.1. Análisis y Validación de la Información Comercial .......................................11 6.2.2. Definición del Universo de la Muestra..........................................................11 6.2.3. Diseño de la Muestra ...................................................................................12 6.2.4. Selección e Identificación de la Muestra ......................................................13

7. SEGMENTACIÓN DE RANGOS DE CONSUMO PARA LA SELECCIÓN DE LA MUESTRA15

7.1 TARIFAS BINOMIAS...........................................................................................15 7.1.1. Resumen de Segmentación de Consumos de Potencia por Opción Tarifaria15

7.2 TARIFAS MONOMIAS ........................................................................................15 7.2.1. Resumen de Segmentación de Consumos por Distrito................................15

8. MUESTRA DEFINITIVA........................................................................................................ 16

9. SELECCIÓN DE TIPOLOGÍAS MEDIANTE LA UTILIZACIÓN DEL ANÁLISIS CLUSTER17

10. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE FACTORES .................................................. 19

10.1 FACTOR DE COINCIDENCIA EN HORAS PUNTA (FCPP)...............................19 10.2 FACTOR DE COINCIDENCIA EN HORAS FUERA DE PUNTA (FCFP)............19 10.3 FACTOR DE CONTRIBUCIÓN EFECTIVA A LA PUNTA DEL SISTEMA (CPP)19 10.4 FACTORES DE PONDERACIÓN .......................................................................20 10.5 FACTORES DE CARGA Y PÉRDIDAS ..............................................................21 10.6 NÚMERO DE HORAS DE USO (NHUBT) ..........................................................21 10.7 NÚMERO DE HORAS DE USO (NHUBTPRE) ...................................................22 10.8 CRITERIOS DE RECALIFICACIÓN DE CLIENTES BINOMIOS ........................22 10.9 CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DEL NHUBT PARA LA TARIFA BT5A..........22 10.10 CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DEL NÚMERO DE HORAS DE USO PARA LA OPCIÓN TARIFARIA BT5B (NHUBT5B) ......................................................................................23

11. DESARROLLO DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN ............................................................. 24


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11.1 DESARROLLO DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN.............................................24 11.1.1. Revisión de la Operatividad de los Equipos de Medición ............................24 11.1.2. Coordinaciones Previas a la Campaña de Medición....................................24 11.1.3. Programación de la Campaña de Medición .................................................25

12. PROCESAMIENTO DE REGISTROS DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN........................... 26

13. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE LA MÁXIMA DEMANDA ............................................ 27

13.1 SECTOR TÍPICO SER ........................................................................................27

14. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE FACTORES ................................................................ 28

14.1 FACTORES TARIFARIOS ..................................................................................28 14.2 NÚMERO DE HORAS DE USO (NHUBT) ..........................................................29 14.3 NÚMERO DE HORAS DE USO DE LA TARIFA BT5A.......................................30

15. RESULTADOS DEL CÁLCULO DE FACTORES ................................................................ 31

16. CONCLUSIONES.................................................................................................................. 32

17. ANEXO I – LISTA DE SUMINISTROS DE LA MUESTRA REPRESENTATIVA ................. 33

17.1 SECTOR TÍPICO SER ........................................................................................33 17.1.1. Tarifas Binomias...........................................................................................33 17.1.2. Tarifas Monomias.........................................................................................33

18. ANEXO II – EVENTOS REGISTRADOS EN LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN ...................... 34

18.1 SECTOR TÍPICO SER ........................................................................................34 18.1.1. Tarifas Binomias...........................................................................................34 18.1.2. Tarifas Monomias.........................................................................................34

19. ANEXO III – RESULTADOS DE LA SEGMENTACIÓN DE LAS TARIFAS MONOMIAS ... 36

19.1 SECTOR TÍPICO SER ........................................................................................36

20. ANEXO IV – DIAGRAMAS DE CARGA INTEGRADOS – SECTOR TÍPICO SER.............. 37

20.1 TARIFA BT5B......................................................................................................37

21. ANEXO V – DENDOGRAMAS – SECTOR TÍPICO SER ..................................................... 38


21.2.1. Tarifa BT5B (SED) .......................................................................................38

22. ANEXO VI – HISTORIAL DE CONGLOMERACIÓN – SECTOR TÍPICO SER ................ 39


22.2.1. Tarifa BT5B (SED) .......................................................................................39

23. ANEXO VII– CÁLCULO DEL NHUBT .................................................................................. 40

24. ANEXO VIII – CURVA POR TIPOLOGÍA ............................................................................. 41

24.1 TARIFA BT5B......................................................................................................41


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1. Resumen Ejecutivo

En el presente informe se presenta los resultados del Estudio de “CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (EMPRESA MODELO)”.

Se muestran los cálculos de los factores de carga, factores de pérdidas, factores de coincidencia (FCarga, FPérdida, FCPP, 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 BT5A (2E) y BT5B (1E), correspondiente al sistema eléctrico PSE Sandia II etapa de la empresa ELECTRO PUNO S.A.

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 de la muestra. El cálculo de los factores para cada una de las opciones y agrupamientos de tarifas, se ha realizado según la cláusula 3.4 de los Términos de Referencia del Estudio. Solo para la tarifa BT5B, fue considerada la medición indirecta en subestaciones de distribución (SED). El número de suministros involucrado en la evaluación final para la obtención de los factores de cada opción tarifaria binomial fue el siguiente:

Cuadro Nº 1 Tarifa Muestra

MT2 -

MT3P -

MT3FP -

MT4P -

MT4FP -

Total MT -

BT2 -

BT3P -

BT3FP -

BT4P -

BT4FP -

BT5A.A -

BT5A.B -

Total BT -

BT5B (SED) 9


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1.1 Resultado del Cálculo de Factores Se han determinado los factores por cada opción tarifaria los cuales son presentados en el numeral de 16 del presente informe. En los siguientes cuadros se presentan los factores de coincidencia aplicables a las tarifas MT2 y BT2 y los factores de contribución a la punta aplicables a las opciones MT3, MT4, BT3 y BT4.

Cuadro Nº 2

Sector SER

FCPPMT 0.866FCFPMT 0.944FCPPBT 0.865FCFPBT 0.586

Sector SER

CMTPPg 0.560CMTFPg 0.560CBTPPg 0.584CBTFPg 0.195CMTPPd 0.347CMTFPd 0.347CBTPPd 0.514CBTFPd 0.180

Los factores obtenidos corresponden al del sector típico 5 los cuales fueron considerados para el SER debido a que el sector típico rural no cuenta con clientes binomios.

Resultados del Cálculo del NHUBT de la Tarifa BT5A Debido a que el sistema eléctrico no tiene clientes de tarifa BT5AA y BT5AB se considero tomar el número de horas de uso obtenido en el sector típico 5 los cuales fueron los siguientes:

Cuadro Nº 3

NHUBTPPA 109

NHUBTFPA 437

NHUBTPPB 103

NHUBTFPB 301 Resultados del Cálculo del NHUBT de la Tarifa BT5B

Se ha determinado el NHUBT utilizando la metodología descrita en la sección 3.4 de los Términos de Referencia de la cual se obtuvieron los siguientes resultados:

Cuadro Nº 4 NHUBT Calculado 251


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Resultados del Cálculo del NHUBTPRE

Dado que el universo de clientes no presentó clientes de opción tarifaria BT7, se ha considerado que el NHUBTPRE de la tarifa BT7 sea igual al NHUBT determinado para la opción tarifaria BT5B, dado que tienen las mismas características de consumo residencial.

Cuadro Nº 5 NHUBTPRE propuesto 251


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2. Antecedentes El 28 de enero de 2009 el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, en adelante “OSINERGMIN”, encargó a Servitech Ingenieros S.R.L., en adelante “SERVITECH”, a realizar el estudio denominado “CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (EMPRESAS MODELO)” para el período noviembre 2009 – octubre 2013. La caracterización de la carga comprende la determinación de los factores de carga, factores de pérdidas, factores de coincidencia, factores de contribución a la punta y horas de uso de baja tensión de las opciones tarifarias establecidas en la Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”, aprobada mediante la Resolución OSINERG N° 0236-2005-OS/CD y sus modificatorias. Como antecedentes del mencionado estudio tenemos lo siguiente: La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) establece que OSINERGMIN calculará el Valor

Agregado de Distribución (VAD) para cada concesionario de distribución considerando determinados sectores típicos.

El artículo 147° del Reglamento de la LCE señala que el VAD considerará factores de

simultaneidad que ajusten la demanda total de la concesión a la suma de la potencia contratada con sus usuarios y las respectivas pérdidas.

La Resolución OSINERG N° 0236-2005-OS/CD, modificada mediante las Resoluciones

OSINERG N° 006-2006-OS/CD, N° 442-2006-OS/CD y N° 634-2006- OS/CD, aprobó la Norma “Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final”.

La Resolución OSINERG N° 0370-2005-OS/CD, modificada mediante la Resolución

OSINERG N° 021-2006-OS/CD, estableció los VADs, Cargos Fijos y Parámetros de Cálculo Tarifario por sector típico.


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3. Objetivo

El objetivo general del estudio es determinar los factores de carga, factores de pérdidas, factores de coincidencia, factores de contribución a la punta y números de horas de uso de baja tensión de los sectores típicos 1, 2, 3, 4, 5, especial y SER a través de un estudio de caracterización de la carga de los sistemas de distribución eléctrica. Los factores mencionados serán determinados a partir de diagramas de carga obtenidos de las lecturas de consumo y demanda de una muestra representativa de suministros de media y baja tensión. Para el caso de la opción tarifaria BT5B, los diagramas fueron obtenidos de las lecturas de consumo y demanda de una muestra representativa de subestaciones de distribución MT/BT “SED” que alimenten predominantemente a usuarios de dicha opción.


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4. Alcances del Estudio

Los alcances generales del estudio son los siguientes: Selección de la muestra representativa. Planeamiento y programación de la campaña de medición. Procesamiento y análisis de la Información de la campaña de medición. Determinación de Factores.


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5. Descripción de los Sistemas Eléctricos Modelo

5.1 Sistemas Eléctricos Modelo

El sistema eléctrico modelo seleccionado por OSINERGMIN es el siguiente:

Cuadro Nº 6

Sector Típico

Empresa Sistema Eléctrico Centro de

Transformación Alimentador

SER Electro Puno PSE Sandia II etapa Azángaro 8002

5.2 Estructura de Clientes (Universo) Clientes Binomios El sistema eléctrico no tiene clientes binomios. Clientes Monomios Para el caso de la tarifa BT5B se han considerado las subestaciones MT/BT “SED” que alimentan al 100% clientes BT5B. La cantidad de SED por cada sector típico es la siguiente:

Cuadro Nº 7 Sector Típico Cantidad de SED

SER 49


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6. Metodología para la Selección de la Muestra

6.1 Tarifas Binomias

No se presenta una metodología, dado que el sistema eléctrico no contiene clientes binomios.

6.2 Tarifas Monomias

La metodología empleada en el estudio involucró realizar las siguientes actividades: Análisis y validación de la información comercial entregada por el OSINERGMIN. Definición del universo de la muestra. Diseño de la muestra. Selección e Identificación de la muestra

6.2.1. Análisis y Validación de la Información Comercial

Sobre la base de la información comercial entregada por el OSINERGMIN se realizaron los siguientes procedimientos:

Se asoció el consumo de energía de cada suministro de la opción tarifaria BT5B a

su correspondiente subestación MT/BT (SED). Se generaron reportes de consumo de energía de las SED´s por distrito (ubigeo) y

sector típico. Se analizó la información correspondiente al período comprendido entre enero

2008 y diciembre de 2008.

6.2.2. Definición del Universo de la Muestra El universo de la tarifa BT5B fue constituido por las subestaciones de distribución MT/BT denominadas (SEDs). Para que una SED forme parte del universo necesariamente dicha SED debe de alimentar exclusivamente clientes de tarifa BT5B, las demás SED que no cumplieron la condición fueron excluidas al igual que las SED´s sin información de consumos de energía. Para el muestreo, a nivel de SED´s, se consideró, como estratos, los distritos de la zona de concesión de las empresas involucradas en el estudio. En el siguiente cuadro se muestra el universo de SED´s considerado en el presente estudio:

Cuadro Nº 8

Sector Típico Empresa Sistema Eléctrico Cantidad de SED

SER Electro Puno PSE Sandia II etapa 49


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6.2.3. Diseño de la Muestra Para el diseño de la muestra se tomó en cuenta la estructura porcentual de las SED y consumos de energía por zonas delimitadas denominadas estratos, que en este caso fueron los distritos.

De esta manera se estratificó geográficamente la zona de concesión de cada sistema eléctrico por distritos. La cantidad de SEDs por estrato se determinó en función a la energía anual consumida y el número de SEDs de cada estrato según la siguiente fórmula:

tii

i xNUsuarios

Usuariosx

Energía

EnergíaxN )35.065.0( Fórmula N° 2

Dónde:

iEnergía : Sumatoria de la energía de cada distrito.

Energía : Sumatoria de la energía total.

iUsuarios : Sumatoria del número de SEDs por distrito.

Usuarios ; Sumatoria del número total de SEDs.

iN : Número de clientes asignados a cada distrito “i”.

tN : Número total de SEDs de cada distrito. El valor de tN fue considerado según lo establecido en los Términos de Referencia

del estudio:

Cuadro Nº 9 Sector Típico

Empresa Sistema Eléctrico Cantidad de SEDs “Nt”

SER ELPU Sandia 9

Según los Términos de Referencia, el tamaño de la muestra debió ser de 5 SEDs, sin embargo, dado que el sistema eléctrico no presentó clientes binomios se optó por seleccionar 9 SEDS.


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Los resultados de la aplicación de la fórmula 2 para cada sector típico es el siguiente:

Cuadro Nº 10

Universo Muestra

Número de SED Energía Distrito Ubigeo

N % kW.h % Peso n propuesto

SAN JUAN DEL ORO

211207 49 100% 907,586 100% 31% 15

6.2.4. Selección e Identificación de la Muestra

Para la selección de la muestra se trabajó con la población estratificada por distritos. Una vez establecida la cantidad de clientes a identificar por cada distrito se segmentaron las SED´s por rangos de consumo de energía para posteriormente determinar las frecuencias y el histograma de consumos de energía por cada distrito. Los histogramas definen la concentración de las SED´s por rangos de consumos de energía lo cual fue útil para la identificación de las SED´s que conformarían la muestra. En todos los casos, se seleccionaron suministros que pertenecían a los rangos de consumo más representativo evitando seleccionar SED´s atípicas las cuales se encontraban en rangos de menor representación. En el siguiente gráfico se muestra un ejemplo de un histograma para el estrato Carabayllo, se observa que la mayor parte de SED´s se encuentran en el primer rango, es decir, SED´s con consumos menores a 400MW.h-año, mientras que en los rangos mayores a 400MW.h-año, existe poca representatividad de SED´s, las cuales son atípicas con respecto al primer rango de consumo.

050

100150200

250300350400

400 800 1200 Mayor a 1200

Rango de Consumo (MWh)

Fre

cuen

cia

Gráfico 6.1. Histograma

Para identificar la muestra primero se asignó un número identificador a cada SED, de tal manera de tener las SED´s numeradas para luego ordenarlas de mayor a menor consumo de energía. La finalidad de ordenar las SED´s de mayor a menor consumo de energía fue de garantizar la presencia de SED de mayor, mediano y menor consumo de energía durante


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el proceso de selección de la muestra y no perder información de la dispersión al interior de cada uno de ellos. Una vez ordenadas las SED´s se procedió a seleccionarlas a través de un muestreo aleatorio. De la misma manera para elegir los reemplazos de cada SED titular, la selección e identificación se realizó en función al consumo de energía. Los resultados de la selección de la muestra se encuentran en el Anexo 1.


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7. Segmentación de Rangos de Consumo Para la Selección de la Muestra


7.1.1. Resumen de Segmentación de Consumos de Potencia por Opción Tarifaria

No se realizó el proceso de segmentación debido aque el universo estaba conformado por tres clientes.


7.2.1. Resumen de Segmentación de Consumos por Distrito

La segmentación de consumos de energía, por rangos, solo fue realizada para aquellos distritos que cumplían con las siguientes condiciones: Cantidad mínima muestral igual 5 SED´s por distrito. Relación entre el Universo y la muestra equivalente a tres (N/n=3). Para los distritos que no cumplieron con dichos requisitos, la selección de la muestra, fue realizada tomando como grupo, el universo total. Para aquellos distritos que cumplieron los requisitos establecidos, se obtuvieron los siguientes datos.

Cuadro Nº 11 Energía Anual (MW.h) Población

Distrito Máximo Medio Mínimo

Universo N

Muestra n

San Juan del Oro 107.8 18.5 0.6 49 15

Los resultados de la selección de la muestra se encuentran en los Anexos 3.


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8. Muestra Definitiva La muestra definitiva estuvo confirmada solo por clientes monomios (9 SEDs)


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9. Selección de Tipologías Mediante la Utilización del Análisis Cluster

Para determinar las formas predominantes (curvas típicas), se utilizó la técnica estadística de “Análisis Cluster”. 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 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 el presente estudio, se trata de encontrar las curvas 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 energía expresados en potencia unitaria, dado que lo relevante es determinar curvas de consumo antes que niveles de consumo. Para la determinación de las curvas predominantes se hizo uso del análisis cluster jerárquico. ▬ El análisis cluster jerárquico se utiliza para determinar el número de clusters, este tipo de

análisis es soportado mediante herramientas computacionales (SPSS, Statistics versión 15) encargadas de realizar los procesos de cálculo y generar los reportes de salida, los reportes obtenidos luego del procesamiento de la información son el historial de conglomeración y el dendograma.

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 Euclidiana:

2

jiji ClienteCliente)Cliente,ClienteDistancia( …Fórmula 8.1

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.

Para determinar el número de clusters, se ha utilizado el método del enlace promedio.

▬ Dendogramas Es un diagrama que se utiliza para determinar el número de cluster de la población o grupo tarifario. Los dendogramas obtenidos por cada opción tarifaria se muestran en el Anexo 6.

▬ Análisis Discriminante

Así también en la realización de un análisis de Cluster es necesario evaluar la clasificación obtenida, para este fin se utilizó el análisis discriminante, que permite determinar si la clasificación de los grupos obtenidos por el análisis cluster jerárquico (método enlace promedio) es correcto o no.


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▬ Análisis Lógico

Finalmente, luego de obtener las curvas típicas se realizó un análisis lógico de las mismas, este análisis se realizó tomando en cuenta los criterios siguientes:

La naturaleza de la actividad predominante (industrial, comercial, residencial). Comportamiento de la curva de demanda en el tiempo (0 a 24 horas)

Asimismo, considerando los criterios de los estudios anteriores, luego de obtener las curvas éstas fueron ajustadas a valores por unidad de tal manera de tener como valor máximo la unidad para cada curva. En los casos en que se obtuvieron curvas atípicas se procedió a retirar los perfiles de carga que distorsionaban el resultado final de tal manera de obtener curvas representativas según el grupo tarifario analizado. Una vez validados dichos criterios se obtuvo de forma concluyente y justificada, el número de tipologías para las distintas opciones tarifarias y agrupamientos de opciones tarifarias.


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10. Procedimiento para el Cálculo de Factores En el presente capítulo se presentan los criterios y fórmulas utilizadas para determinar los factores considerados en el presente estudio. El cálculo de los factores para cada una de las opciones tarifarias y agrupamiento de tarifas, ha sido realizado según la cláusula 3.4 de los Términos de Referencia. El cálculo del factor F1 y los factores de carga y pérdidas fueron realizados a partir de las curvas representativas obtenidas del análisis por agrupamiento (Cluster Analysis). Para la estimación de los demás factores tales como los factores de coincidencia (FCFP, FCPP y F2) y los factores de ponderación de los días sábados y domingos se utilizaron las curvas agregadas de la muestra. A continuación se describe el cálculo de cada factor.

10.1 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.

puntai

punta

Pmax

Conjunto delPmaxFCPP …Fórmula 8.1

10.2 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.

fpuntai

fpunta

Pmax

ConjuntodelPmaxFCFP …Fórmula 8.2

10.3 Factor de contribución efectiva a la punta del sistema (cpp)

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.

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:

F3F2F1CPP …Fórmula 8.3

Donde:


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F1: Es la participación en la punta efectiva del sistema de un cliente cuya demanda máxima se produce fuera de punta.

max

punta

P

PF1 …Fórmula 8.4

Y 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 variable el cual esta basado en las máximas demandas leídas históricas; mediante la siguiente relación:

(i...j)

MDL(i...j)

MD

PF3 …Fórmula 8.5

Donde:

iMDF3 , es el factor para clientes con máximas demandas leídas.

j)...MDL(iP : Promedio de las máximas demandas leídas.

)...( jiMD : Mayor de las máximas demandas leídas de los últimos doce meses año 2008.

Para determinar el factor F3 se utilizaron los datos históricos entregados por las empresas concesionarias. Para cada cliente se determinó su potencia promedio leída y la máxima demanda leída del período analizado (enero a diciembre 2008) Para el Caso de SED´s

Para determinar el factor F3 de SED´s se utilizaron los registros históricos mensuales de máximas demanda utilizando la siguiente fórmula:

(i...j)

(i...j)SEDi Pmax

PpromF3 …Fórmula 8.6

Donde:

Pprom., es el promedio de las máximas demandas de los 12 meses de cada SED.

Pmax, es la máxima demanda de los 12 meses del grupo de SED.

i = mes de enero de 2008

j = mes de diciembre de 2008

10.4 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:

útildíaenergíadeConsumo

sábadodíaenergíadeConsumoFPS …Fórmula 8.7


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útildíaenergíadeConsumo

minddíaenergíadeConsumoFPD

goo …Fórmula 8.8

10.5 Factores de carga y pérdidas

El Factor de Carga ( cargaf ) se define como el cociente entre la potencia media y la potencia

máxima de cada una de las curvas típicas encontradas.

(día)

mediacarga MD

Pf …Fórmula 8.9

Donde: mediaP : 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 ( pérdidasf) se determina mediante la siguiente fórmula:

datosdeNúmero

1i

2

(día)

i

pérdidas datosdeNúmero

MD

P

f …Fórmula 8.10

Donde:

pérdidasf : 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.

10.6 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. La relación empleada para la determinación de las horas de utilización es la siguiente:

BT5B

BT5B

P

ENHUBT …Fórmula 8.11

Donde: Ebt5b es el consumo de energía del conjunto de usuarios de la opción de simple medición de energía (Opción BT5B) en kW.h. Pbt5b es la demanda coincidente en horas punta del conjunto de usuarios de la opción de simple medición de energía (Opción BT5B) en kW.


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10.7 Número de horas de uso (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:

BT7

BT7

P

ENHUBTPRE …Fórmula 8.12

Donde: Ebt7 es el consumo de energía del conjunto de usuarios de la opción tarifaria prepago BT7 en kW.h. Pbt7 es la demanda coincidente en horas punta del conjunto de usuarios de la opción tarifaria prepago BT7 en kW.

10.8 Criterios de recalificación de clientes binomios

La recalificación de los clientes correspondientes a las tarifas MT3, MT4, BT3 y BT4, fue realizada en aquellos suministros cuyas curvas típicas se encontraban fuera de la característica de la opción tarifaria indicada por la empresa, hallándose suministros cuya calificación corresponde a presentes en horas de punta, pero de acuerdo a sus perfiles de carga típico son calificados como presentes fuera de punta o viceversa.

10.9 CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DEL NHUBT PARA LA TARIFA BT5A Definición del NHUBTPP Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía BT5A para el cálculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribución de usuarios en baja tensión. Está definido según la siguiente relación:

ABT

ABT

DCHP

EHPNHUBTPP

5

5 …Fórmula 8.13

Donde: EHPBT5A, es el consumo de energía mensual en horas de punta del conjunto de clientes de la opción de doble medición de energía (opción BT5A). DCHPBT5A, es la demanda coincidente en horas de punta del conjunto de clientes de opción de doble medición de energía (opción BT5A). Definición del NHUBTFP Número de horas de uso de baja tensión en horas fuera de punta. Participación efectiva a la punta de usuarios con doble medición de energía (opción BT5A). Está definido según la siguiente relación:

ABT

ABT

DCHFP

EHFPNHUBTFP

5

5…Fórmula 8.14


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Donde: EHFPBT5A, es el consumo de energía mensual en horas fuera de punta del conjunto de clientes de la opción de doble medición de energía (opción BT5A). DCHFPBT5A, es la demanda coincidente con la máxima demanda del sistema en horas fuera de punta del conjunto de clientes de opción de doble medición de energía (opción BT5A). Cabe mencionar que las horas serán determinarán para usuarios con demanda máxima mensual de hasta 20kW en horas punta y fuera de punta y para usuarios con demanda máxima mensual hasta 20kW en horas punta y hasta 50kW en horas fuera de punta.

10.10 CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DEL NÚMERO DE HORAS DE USO PARA LA OPCIÓN TARIFARIA BT5B (NHUBT5B)

Premisas de cálculo

▬ El NHUBT5B fue determinado sobre la base de los registros de carga de la muestra de

las SED´s y las curvas integradas para los días; típico, sábado y domingo. ▬ De la curva integrada del día típico, se determinó la energía, la máxima demanda, hora

de máxima demanda y el factor de carga. ▬ Se asumió que la forma de la curva típica y el factor de carga de la tarifa BT5B (obtenido

de las mediciones) se mantuvo constante durante los meses del año 2008.

▬ Se calculó para cada mes el factor de coincidencia en base a la hora en que se presenta la máxima demanda del sistema eléctrico.

▬ Con los datos estadísticos mensuales de la energía facturada por cada empresas de

distribución (por sector típico) a los clientes BT5B se determinó la máxima demanda coincidente expandida de un día útil, luego el número de horas de uso (NHUBT5B) utilizando la siguiente relación:

eCoincident

MESprom

Dm

EUso de Horas de Número …Fórmula 8.15

Donde “Emes” es la energía promedio del año 2008 y la “Dm” es la máxima demanda coincidente de la tarifa BT5B del mismo período.


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11. Desarrollo de la Campaña de Medición

La campaña de mediciones ha sido realizada según las siguientes fechas:

Cuadro Nº 12 Sector Típico Fecha de Inicio Fecha de Culminación

Sector SER 2 de Marzo 8 de marzo

OSINERGMIN entregó 29 equipos a la empresa Servitech Ingenieros S.R.L. Los equipos son los siguientes:

Cuadro Nº 13 Modelo de Equipo Cantidad Memobox 603 16 Memobox 300 Smart 13 Total 29

11.1 Desarrollo de la Campaña de Medición

11.1.1. Revisión de la Operatividad de los Equipos de Medición

a) Entrega de los equipos de medición

El 20 de febrero OSINERGMIN hizo efectiva la entrega de los 29 equipos de medición, firmándose el acta respectiva de entrega de equipos. Adicionalmente a los equipos entregados por el OSINERGMIN, la empresa Servitech Ingenieros S.R.L. comprometió el uso eventual de 25 equipos de marca MEMOBOX modelo SMART con la finalidad de efectuar la mayor cantidad de mediciones en el menor tiempo posible.

11.1.2. Coordinaciones Previas a la Campaña de Medición

El 13 de marzo de 2009, OSINERGMIN mediante oficio N° 0324-2009-GART comunicó a la empresa ELECTRO PUNO S.A. el estudio el inicio de la campaña de medición.

Por otro lado, Servitech Ingenieros empezó a realizar coordinaciones con las siguientes empresas:

Cuadro Nº 14 Empresa Coordinaciones Realizadas

Electro Puno S.A. El 16 de febrero mediante correo electrónico SERVITECH comunicó a Electro Puno S.A. el inicio de la campaña de mediciones en sus instalaciones, siendo esta programada para el día 03 de marzo de 2009.


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11.1.3. Programación de la Campaña de Medición

Con los antecedentes expuestos anteriormente respecto a las actividades previas al inicio de la campaña de mediciones, se dio inicio a la campaña de mediciones con las siguientes consideraciones:

▬ Cada equipo ha sido programado para tomar lecturas en dos suministros por semana. ▬ Se ha considerado como período de medición, para un caso, dos días útiles, y para el

segundo caso, dos días útiles más los días sábado y domingo. ▬ Se ha considerado que la mitad de las mediciones tengan al menos registros los días

sábado y domingo. ▬ No se están considerando, como días útiles los feriados nacionales.

El cronograma en ejecución contempló realizar las siguientes actividades:

▬ Coordinaciones, en campo, con la empresa concesionaria. ▬ Configuración de equipos. ▬ Instalación de equipos. ▬ Retiro de equipos. ▬ Toma de lecturas. ▬ Asignación de tiempos de desplazamiento de las cuadrillas de medición a provincias.

Dichas actividades están siendo desarrolladas por el equipo de trabajo base compuesto por:

▬ Dos especialistas en medición eléctrica ▬ Seis técnicos electricistas

El equipo de trabajo estuvo conformado por seis cuadrillas según el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 15

Ítem Apellidos y Nombres Cargo en el Equipo de Trabajo

1 Dávila Cainero Walter Especialista en Mediciones

2 Vilca Tomaylla David Especialista en Mediciones

3 Flores Zúñiga Jorge Técnico Electricista

4 Gurreonero Murrugarra Víctor Técnico Electricista

5 Llajaruna Castillo Oscar Técnico Electricista

6 Meléndez Gómez Alberto Técnico Electricista

7 Quispe Montes Carlos Técnico Electricista

8 Valladares Ruiz Aldo Técnico Electricista

Los eventos registrados durante el desarrollo de la campaña de medición se muestran en el Anexo 2 del presente informe.


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12. Procesamiento de Registros de la Campaña de Medición

El procesamiento de la información comprende, ordenar los archivos fuente de los equipos para luego determinar el día típico laborable de cada uno de los clientes de la muestra representativa. Los criterios empleados para el procesamiento fueron los siguientes: Para el caso de SED´s: ▬ Las mediciones de cada cliente, en formato fuente, fueron cargadas a un sistema

informático. Es importante mencionar que cada medición contiene datos de dos días útiles y en otros casos, incluyen datos además de los días útiles, sábado y domingo.

▬ Para cada día de medición se determinaron los siguientes parámetros tanto en horas de

punta como en horas fuera de punta:

Máxima demanda. Demanda promedio. Energía. Factor de Carga. Factor de Pérdidas.

▬ Con los registros se graficaron los diagramas de carga de cada uno de los clientes lo

cual nos permitió identificar para cada suministro, la curva correspondiente del día útil más representativo (el de máxima demanda) así como analizar su comportamiento.

▬ La validación y consistencia de las mediciones de las SED´s (obtenidos durante la

campaña de mediciones) se realizó analizando la energía histórica de cada SED. ▬ Cabe resaltar que en el comportamiento de las curvas de demanda se discriminó el

consumo de alumbrado público. Este dato fue determinado registrando la energía del medidor de alumbrado público durante la instalación y retiro del equipo analizador y de los consumos mensuales de energía de alumbrado público entregados por la empresa concesionaria.

▬ Los diagramas de carga de cada SED fueron agrupados en una matriz según la cantidad de SED de la muestra por cada sector típico por 96 intervalos expresada en valores por unidad respecto a su máxima demanda medida de cada SED.

Para el caso de clientes Binomios No se realizó el procesamiento debido a que el sistema eléctrico no tiene clientes binomios.


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13. Resultados del Cálculo de la Máxima Demanda

La determinación de la máxima demanda fue determinada a partir de los perfiles de carga entregados por las empresas de distribución. A continuación presentamos los resultados obtenidos:

13.1 Sector Típico SER

Para este sector se ha considerado el perfil de carga del sector típico 5, ya que el sistema eléctrico Sandia II, no tiene perfiles de carga. El diagrama utilizado es el siguiente:

Gráfico 13.1


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14. Resultados del Cálculo de Factores

14.1 Factores Tarifarios

Luego de la determinación de los diagramas de carga representativos se han determinado los siguientes factores:

Cuadro Nº 16 Sector Típico SER

Sector Nivel de Tensión

Opción Tarifaria FCPP FCFP F1 F2 F3 CPP FPS FPD FCARGA FPÉRDIDAS

MT2 0.866 0.944 0.640 0.875 0.619 0.347 - - 0.406 0.259 MT3P 0.948 1.000 0.816 0.948 0.704 0.545 0.998 0.999 0.781 0.617 MT3FP 0.867 0.714 0.613 0.714 0.804 0.352 0.567 0.623 0.552 0.326 MT4P 0.979 0.925 0.918 0.979 0.963 0.865 0.907 0.914 0.841 0.711

Media Tensión

MT4FP 0.867 0.714 0.613 0.714 0.804 0.352 0.567 0.623 0.552 0.326 BT2 1.000 1.000 0.078 1.000 0.979 0.076 1.000 0.997 0.253 0.141 BT3P 0.947 0.912 0.080 0.947 0.759 0.704 0.800 0.823 0.451 0.252 BT3FP 0.949 0.815 0.400 0.805 1.000 0.322 0.984 1.081 0.492 0.353 BT4P 0.947 0.912 0.080 0.947 0.759 0.704 0.800 0.823 0.451 0.252 BT4FP 0.949 0.815 0.400 0.805 1.000 0.322 0.984 1.081 0.492 0.353 BT5A.A 0.921 0.931 0.414 0.931 0.387 0.149 0.707 0.658 0.505 0.288 BT5A.B 0.984 0.821 0.172 0.821 0.701 0.099 0.699 0.303 0.403 0.265

SER

Baja Tensión

BT5B 0.913 0.790 0.945 0.910 0.713 0.613 1.011 1.055 0.337 0.167 Los diagramas de carga integrada de cada opción tarifaria se encuentran en el Anexo 4 del presente informe. Asimismo, las tipologías asociadas a cada opción tarifaria se encuentran en el Anexo 8 del presente informe.


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14.2 Número de Horas de Uso (NHUBT) Se ha determinado el NHUBT utilizando la metodología descrita en el numeral 9.6 y 9.9 del presente informe y lo establecido en la sección 13.2 de los Términos de Referencia. Los resultados son los siguientes:

Cuadro Nº 17

Sector SER

NHUBT Calculado 251

El NHUBT determinado en el presente estudio no tiene valor vigente, dado que el sistema SER es un sistema nuevo. El detalle del cálculo de los NHUBT se encuentra en el Anexo 7 del presente informe. Resultados del Cálculo del NHUBTPRE

Dado que el universo de clientes no presentó clientes de opción tarifaria BT7, se ha considerado que el NHUBTPRE de la tarifa BT7 sea igual al NHUBT determinado para la opción tarifaria BT5B, dado que tienen las mismas características de consumo residencial.

Cuadro Nº 18

Sector SER

NHUBTPRE propuesto 251


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14.3 Número de Horas de Uso de la Tarifa BT5A Se determinó el número de horas de uso de baja tensión en horas punta y fuera de punta para las tarifas BT5AA y BT5AB. Debido a que el sistema eléctrico no tiene clientes de tarifa BT5AA y BT5AB se considero tomar el número de horas de uso obtenido en el sector típico 5 los cuales fueron los siguientes: La metodología utilizada es la descrita en el numeral 9.8 del presente informe la misma que corresponde a lo descrito en la sección 3.4 de los Términos de Referencia. Cabe mencionar que las horas han sido determinadas para usuarios con demanda máxima mensual de hasta 20kW en horas punta y fuera de punta y para usuarios con demanda máxima mensual hasta 20kW en horas punta y hasta 50kW en horas fuera de punta. Los resultados son los siguientes:

Cuadro Nº 19 Sector Típico SER

EAHP (kW.h) 1 681 EAHP (kW.h) 2 839 EAHFP (kW.h) 9 821 EAHFP (kW.h) 36 547 DCHP (kW) 15 DCHP (kW) 27 DCHFP (kW) 22 DCHFP (kW) 121 NHUBTPPA 109 NHUBTPPB 103

NHUBTFPA 437 NHUBTFPB 301


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15. Resultados del Cálculo de Factores En los siguientes cuadros se presentan los factores de coincidencia aplicables a las tarifas MT2 y BT2 y los factores de contribución a la punta aplicables a las opciones MT3, MT4, BT3 y BT4.

Cuadro Nº 20

Sector SER

FCPPMT 0.866FCFPMT 0.944FCPPBT 0.865FCFPBT 0.586

Sector SER

CMTPPg 0.560CMTFPg 0.560CBTPPg 0.584CBTFPg 0.195CMTPPd 0.347CMTFPd 0.347CBTPPd 0.514CBTFPd 0.180

El siguiente cuadro presenta la variación porcentual de los factores respecto a los fijados en la regulación vigente.

Cuadro Nº 21

Sector SER

FCPPMT 7%FCFPMT 28%FCPPBT 11%FCFPBT -17%

Sector SER

CMTPPg -24%CMTFPg 26%CBTPPg -3%CBTFPg -49%CMTPPd -43%CMTFPd -2%CBTPPd 12%CBTFPd -52%

Los factores obtenidos corresponden al del sector típico 5 los cuales fueron considerados para el SER debido a que el sector típico rural no cuenta con clientes binomios.


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16. Conclusiones

▬ La identificación de los clientes que conformaron la muestra de clientes BT5B fue obtenida realizando una segmentación de consumos de potencia y energía por cada estrato.

▬ Los factores determinados para las tarifas binomias fueron los obtenidos del sector típico

5 debido a que el sistema eléctrico modelo no cuenta con clientes binomios. ▬ Para el cálculo de los factores de la tarifa BT5B se utilizaron registros de consumos de

demanda de las subestaciones de distribución MT/BT del sistema eléctrico modelo.

▬ El factor de coincidencia F1 fue determinado a partir de la hora de máxima demanda del sistema eléctrico modelo.

▬ El NHUBT de la tarifa BT5B fue determinado a partir de la demanda y energía registrada

en la muestra y la energía facturada al número total de clientes de dicha tarifa.


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17. Anexo I – Lista de Suministros de la Muestra Representativa


17.1.1. Tarifas Binomias El sistema eléctrico no presenta clientes binomios.

17.1.2. Tarifas Monomias

Titular Reemplazo 1 Reemplazo 2

Ítem Distrito Código de SED

Energía (MW.h) Código de SED

Energía (MW.h) Código de SED

Energía (MW.h)

1 SAN JUAN DEL ORO YANAHUAYA II 78 SAN JUAN DEL ORO III 55 MASIAPO II 54

2 SAN JUAN DEL ORO SAN JUAN DEL ORO

II 48 SAN PEDRO DE PUTINAPUNCO I

(*) 96 (**) 3 SAN JUAN DEL ORO YANAMAYO 38 SAN JUAN DEL ORO I (*) 93 (**) 4 SAN JUAN DEL ORO QUIQUIRA 33 MASIAPO III 32 (**) 5 SAN JUAN DEL ORO PALMERA 30 MASIAPO I 29 (**) 6 SAN JUAN DEL ORO YANAHUAYA I 23 IPARO (*) 1 (**) 7 SAN JUAN DEL ORO YANAMAYO II 20 YANAHUAYA III 19 CHOCAL 17 8 SAN JUAN DEL ORO CAMARON 13 YANACOCHA II 12 (**) 9 SAN JUAN DEL ORO CHALLOHUMA I 11 YANACOCHA I 11 SANTA ROSA 8 10 SAN JUAN DEL ORO CHARUYO 6 BOTIJANI 6 (**) 11 SAN JUAN DEL ORO PUCARMAYO 5 PILCOPATA 5 (**) 12 SAN JUAN DEL ORO SANTO TOMAS 4 HUAYRURUNI 4 SICUNI 4 13 SAN JUAN DEL ORO YURAJMAYO 3 PILCO 3 MAYUHUANTO 3 14 SAN JUAN DEL ORO PADRE 3 POROMPATA 2 CCOLPANI 2

15 SAN JUAN DEL ORO DESAGUADERO 1 SAN JOSE 1 SAN MARTIN DE

TAMBOPATA 1 (*)Debido a la poca cantidad de SED no es posible asignar un reemplazo de similiares caracterísitcas

(**) No se asigna reemplazo por no tener más SED en el universo


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18. Anexo II – Eventos Registrados en la Campaña de Medición


18.1.1. Tarifas Binomias El sistema eléctrico no presenta clientes binomios.

18.1.2. Tarifas Monomias

SED Propuesta SED Medida

Ítem Distrito Titular Suplente 1 Suplente 2 Código Tipo

Comentarios

1 SAN JUAN DEL

ORO YANAHUAYA II

SAN JUAN DEL ORO III

MASIAPO II MASIAPO II Suplente

2

Se midió en el suplente 2 porque el titular y el suplente 1 se encontraban en una zona inaccesible

2 SAN JUAN DEL

ORO SAN JUAN DEL

ORO II SAN PEDRO DE PUTINAPUNCO I

- - No se medio en titular ni en suplente porque se encontraban en zonas inaccesibles

3 SAN JUAN DEL

ORO YANAMAYO

SAN JUAN DEL ORO I

- - No se medio en titular ni en suplente porque se encontraban en zonas inaccesibles

4 SAN JUAN DEL

ORO QUIQUIRA MASIAPO III MASIAPO III Suplente

1 Se midió en el suplente 1 porque el titular se encontraba en una zona inaccesible

5 SAN JUAN DEL

ORO PALMERA MASIAPO I PALMERA Titular

6 SAN JUAN DEL

ORO YANAHUAYA I IPARO IPARO

Suplente 1

Se midió en el suplente 1 porque el titular se encontraba en una zona inaccesible

7 SAN JUAN DEL

ORO YANAMAYO II YANAHUAYA III CHOCAL - -

No se medio en titular ni en suplente porque se encontraban en zonas inaccesibles

8 SAN JUAN DEL

ORO CAMARON YANACOCHA II CAMARON Titular

9 SAN JUAN DEL

ORO CHALLOHUMA I YANACOCHA I SANTA ROSA - -



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SED Propuesta SED Medida Ítem Distrito

Titular Suplente 1 Suplente 2 Código Tipo Comentarios

10 SAN JUAN DEL

ORO CHARUYO BOTIJANI - -


11 SAN JUAN DEL

ORO PUCARMAYO PILCOPATA PILCOPATA

Suplente 1

Se midió en el suplente 1 porque el titular se encontraba en una zona inaccesible

12 SAN JUAN DEL

ORO SANTO TOMAS HUAYRURUNI SICUNI - -


13 SAN JUAN DEL

ORO YURAJMAYO PILCO MAYUHUANTO MAYUHUANTO

Suplente 2

Se midió en el suplente 2 porque el titular y el suplente 1 se encontraban en una zona inaccesible

14 SAN JUAN DEL

ORO PADRE POROMPATA CCOLPANI PADRE Titular

15 SAN JUAN DEL

ORO DESAGUADERO SAN JOSE

SAN MARTIN DE TAMBOPATA

SAN JOSE Suplente

1 Se midió en el suplente 1 porque el titular se encontraba en una zona inaccesible


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19. Anexo III – Resultados de la Segmentación de las Tarifas Monomias


Valor Energía (kWh)

Máximo 107,760

Medio 18,522

Mínimo 628

Número de SEDS 49

Muestra N 15

Rango Frecuencia Cantidad "n"1 0- 36 41 32 36 - 72 4 13 72 - 108 4 1

Intervalo de Consumo (MWh)

Histograma (SED Sector SER)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

36 72 108

Rango de Consumo (MWH)

Fre

cuen

cia


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20. Anexo IV – Diagramas de Carga Integrados – Sector Típico SER

20.1 Tarifa BT5B


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21. Anexo V – Dendogramas – Sector Típico SER


No se presenta dedongramas por no tener clientes binomios.


21.2.1. Tarifa BT5B (SED)


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22. Anexo VI – Historial de Conglomeración – Sector Típico SER

22.1 Tarifas Binomias No presenta historial de conglomeración por no tener clientes en el universo.


22.2.1. Tarifa BT5B (SED)

Historial de Conglomeración

Conglomerado que se combina

Etapa en la que el conglomerado aparece

por primera vez

Etapa Conglomer

ado 1 Conglomer

ado 2 Coeficiente Conglomer

ado 1 Conglomer

ado 2 Próxima Etapa

1 1 4 .966 0 0 3 2 5 7 1.179 0 0 5 3 1 3 1.837 1 0 6 4 6 8 1.978 0 0 5 5 5 6 2.064 2 4 7 6 1 2 2.552 3 0 7 7 1 5 2.899 6 5 0


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23. Anexo VII– Cálculo del NHUBT


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24. Anexo VIII – Curva por Tipología

24.1 Tarifa BT5B

Hora P (pu) Hora P (pu)00:15 0.117 12:15 0.13400:30 0.138 12:30 0.13700:45 0.117 12:45 0.14501:00 0.127 13:00 0.13301:15 0.132 13:15 0.13401:30 0.100 13:30 0.14501:45 0.132 13:45 0.14502:00 0.133 14:00 0.14602:15 0.126 14:15 0.17902:30 0.102 14:30 0.16902:45 0.131 14:45 0.18303:00 0.126 15:00 0.18103:15 0.105 15:15 0.18803:30 0.126 15:30 0.17503:45 0.077 15:45 0.15804:00 0.106 16:00 0.17404:15 0.123 16:15 0.16004:30 0.095 16:30 0.18304:45 0.135 16:45 0.21005:00 0.178 17:00 0.23005:15 0.146 17:15 0.26305:30 0.135 17:30 0.30605:45 0.138 17:45 0.34406:00 0.129 18:00 0.66606:15 0.205 18:15 0.74506:30 0.212 18:30 0.73506:45 0.208 18:45 0.90107:00 0.190 19:00 0.92707:15 0.182 19:15 0.96507:30 0.173 19:30 0.98107:45 0.173 19:45 0.97108:00 0.167 20:00 1.00008:15 0.215 20:15 0.94208:30 0.199 20:30 0.91208:45 0.202 20:45 0.87509:00 0.186 21:00 0.58409:15 0.201 21:15 0.52909:30 0.182 21:30 0.46109:45 0.184 21:45 0.40910:00 0.170 22:00 0.37510:15 0.149 22:15 0.29610:30 0.173 22:30 0.25210:45 0.179 22:45 0.16511:00 0.178 23:00 0.15311:15 0.161 23:15 0.12611:30 0.147 23:30 0.16711:45 0.151 23:45 0.12212:00 0.131 00:00 0.122

Sistema Eléctrico PSE Sandia II Etapa

Tarifa BT5BSector Típico SER

Tipología 1

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

00

:15

01

:30

02

:45

04

:00

05

:15

06

:30

07

:45

09

:00

10

:15

11

:30

12

:45

14

:00

15

:15

16

:30

17

:45

19

:00

20

:15

21

:30

22

:45

00

:00

Hora

Val

ore

s e

n P

.U.


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Tipología 2

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0.3

0.4

0.5

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Cantidad de Clientes81



Total de Usuarios Tarifa BT5B

009

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0.1

0.2

0.3

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CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DE LOS SISTEMAS DE ... · Servitech Ingenieros S.R.L. Página 1 Caracterización de la Carga de los Sistemas de Distribución Eléctrica (Empresas Modelo)