Informe Final ST4 - OSINERGMIN -GART...TAMBO GRANDE 3 CASERIO LA ENCANTADA 1 TOTAL 15 1 PAIMAS...

Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5 y Especial 1 Informe Final – Sector Típico 4 OSINERG – GART

CONTENIDO

Pág.

Resumen Ejecutivo ____________________________________________________________________ 3 I. Introducción ____________________________________________________________________ 9 II. Metodología de Análisis __________________________________________________________ 11

2.1 Metodología de análisis_____________________________________________________ 11 2.2 Procedimiento para el cálculo de los factores____________________________________ 12 2.3 Criterio de recalificación de los clientes de las tarifas MT3, MT4, BT3 y BT4 ___________ 16

III. Universo y Tamaño de Muestra Final _______________________________________________ 18 3.1 Universo ________________________________________________________________ 18 3.2 Diseño de la muestra ______________________________________________________ 19 3.3 Tamaño de la Muestra _____________________________________________________ 22 3.4 Muestreo ________________________________________________________________ 23 3.5 Selección e identificación de la muestra ________________________________________ 23

IV. Campaña de Mediciones _________________________________________________________ 25 4.1 Equipos Empleados en la campaña de medición _________________________________ 25 4.2 Programación de las mediciones _____________________________________________ 25

V. Resultado del Cálculo de Factores _________________________________________________ 27 5.1 Selección de las curvas típicas por usuario _____________________________________ 27 5.2 Determinación de formas predominantes _______________________________________ 27 5.3 Cálculo de factores en media tensión – Sistema Chulucanas _______________________ 28 5.3.1 Tarifa MT2 _______________________________________________________________ 28 5.3.2 Tarifa MT3FP_____________________________________________________________ 29 5.3.3 Tarifa MT3P______________________________________________________________ 29 5.3.4 Agrupamiento tarifario MT2 Y MT3FP _________________________________________ 30 5.3.5 Agrupamiento tarifario MT2, MT3P Y MT4P _____________________________________ 30 5.3.6 Agrupamiento tarifario MT2, MT3 y MT4 _______________________________________ 30 5.4 Cálculo de factores en baja tensión – Sistema Chulucanas_________________________ 31 5.4.1 Tarifa BT2 _______________________________________________________________ 31 5.4.2 Tarifa BT3P ______________________________________________________________ 31 5.4.3 Tarifas BT5B _____________________________________________________________ 32 5.4.4 Agrupamiento tarifario BT2 y BT3P____________________________________________ 33


VI. Conclusiones y Recomendaciones _________________________________________________ 35 6.1 Conclusiones_____________________________________________________________ 35 6.2 Recomendaciones_________________________________________________________ 36

ANEXOS ANEXO I • Muestra final y recalificada de clientes binomios • Muestra final de SED ANEXO II • Diagramas de carga del día útil representativo por opción tarifaria: MT, BT, SED(BT5B) ANEXO III • Diagramas de carga integrados por opción tarifaria: MT, BT, SED(BT5B) ANEXO IV: • Curvas típicas y cálculo de factores • Factores y cuadro comparativo • Cuadro de variación del numero de horas de uso año 2004

ANEXO V: • Diagramas de carga del sistema eléctrico • Consumos históricos de clientes binomios • Cuadro de ventas de energía del 2004


Resumen Ejecutivo Este informe presenta los resultados del Sector Típico 4, y forma parte integrante del avance de la ejecución del Estudio de Caracterización de la Carga (Sectores Típicos 1, 2, 3,4, 5 y Especial). 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 BT5B (1E), correspondiente al sistema eléctrico de Chulucanas, definido como Sector Típico 4. 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 y 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. Hay que señalar que para el caso de las opciones tarifarias de Baja Tensión (BT), se realizó la evaluación a la totalidad de clientes (censo) dado el número del tamaño de muestra asignado por la GART en función de los correspondientes pesos específicos de número de clientes y demanda de energía. En los clientes de Media Tensión (MT), así como de SED, la evaluación se realizó utilizando una muestra representativa. El cálculo de todos los factores para cada una de las opciones y agrupamientos de tarifas, se ha realizado según la cláusula 2.4.4 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 de Chulucanas. El número de suministros involucrado en la evaluación final para la obtención de los factores de cada opción tarifaria binomial fue de 15 clientes, y para las subestaciones de distribución (SED) seleccionadas dentro del área de concesión fue de 15 SEDs. El número final de clientes por opción tarifaria binomio y SED por localidades se muestran en los cuadros R-1 y R-2, respectivamente. Los factores obtenidos se muestran en el cuadro R-3. En el cuadro R-4, se presenta los valores del Número de Horas de Uso representativos: Promedio mensual (NHUBT1 = 278 horas/mes) y máximo (NHUBT2 = 304 horas/mes) referido al mes de máxima demanda del año 2004; dichos valores han sido calculados con la muestra de 15 SEDs, estos valores varían en -7.3% y 1.3% respecto al valor vigente de 300 horas. En el cuadro R-4, también se presenta la comparación de los factores de coincidencia y contribución a la punta vigente (resolución OSINERG Nº 2120-2001 OS/CD) y los obtenidos en el presente estudio para los siguientes agrupamientos tarifarios:


MT2, MT3 y MT4; BT2, BT3 y BT4 En el Gráfico R-1, se presenta el diagrama de carga del día representativo del sistema Chulucanas, cuya hora de máxima demanda se dio a las 19:30 horas, con un factor de carga de 0.57.


Cuadro R-1 Muestra Final de Clientes Regulados

(Tarifas Binomias)

TARIFAS MT N % TARIFAS

BT n %

MT2 5 33.3% BT2 2 66.7% MT3FP 3 20.0% BT3FP 0 0.0% MT3P 1 6.7% BT3P 1 33.3%

MT4FP 1 6.7% BT4FP 0 0.0% MT4P 2 13.3% BT4P 0 0.0%

TOTAL 12 100.0% TOTAL 3 100.0%

Cuadro R-2 Muestra Final de Subestaciones de Distribución – Sed

(Para la Evaluación de la Opción BT5B)

DISTRITO CANTIDAD AYABACA 1 CHULUCANAS 8 PAIMAS1 1 SUYO 1 TAMBO GRANDE 3 CASERIO LA ENCANTADA 1

TOTAL 15

1 PAIMAS sustituyó a UNION ya que en el momento del campo no pertenecía al sistema Chulucanas Sector 4.


Cuadro R – 3

Resumen del Cálculo de Factores de Caracterización de la Carga

OSINERG – GART – Sector Típico 4 (Chulucanas)

I. POR OPCION TARIFARIA:NIVEL DE OPCIONTENSION TARIFARIA RECALIFICADA

MT1

MT2 0.981 0.818 0.062 0.818 0.952 0.049 0.774 0.587 0.561 0.408

MT3P 0.962 0.924 0.940 0.899 0.754 0.637 0.838 0.122 0.604 0.395

MT3FP 1.000 1.000 0.387 1.000 0.833 0.323 0.838 0.122 0.376 0.200

MT4P 1.000 0.827 0.875 1.000 0.772 0.675 0.727 0.451 0.376 0.177

MT4FP

BT2 1.000 1.000 0.000 1.000 0.915 0.000 0.999 1.001 0.741 0.727

BT3P 1.000 1.000 0.926 1.000 0.890 0.824 1.381 1.461 0.252 0.123

BT3FP

BT4P

BT4FP

BT5A

BT5B 0.987 0.821 0.997 0.987 0.867 0.853 0.982 0.969 0.382 0.197 278 304

FACTOR DE CARGA APLICABLE A LA OPCION BT5B : 0.38

II. POR GRUPOS DE OPCIONES

NIVEL DE OPCION

TENSION TARIFARIA RECALIFICADAMT1, MT2, MT3,MT4

MT2, MT3,MT4 0.939 0.818 0.828 0.806 0.873 0.583 0.787 0.480 0.679 0.479

MT2,MT3P,MT4P 0.942 0.819 0.783 0.807 0.873 0.552 0.787 0.480 0.633 0.421

MT2, MT3FP, MT4FP 0.978 0.817 0.169 0.817 0.951 0.131 0.774 0.586 0.499 0.297

BT2,BT3,BT4 1.000 0.988 0.359 0.960 0.912 0.314 1.009 1.013 0.671 0.523

BT2,BT3P,BT4P 1.000 0.988 0.359 0.960 0.912 0.314 1.009 1.013 0.671 0.523

BT2,BT3FP,BT4FP 1.000 1.000 0.000 1.000 0.915 0.000 0.999 1.001 0.741 0.727

Donde: FCPP = Factor de coincidencia en horas puntaFCFP = Factor de coincidencia en horas fuera de puntaF1 = Factor de contribución a la punta efectiva del sistemaF2 = Factor de coincidencia F3 = Factor de utilización de la Potencia Suscrita CPP = F1*F2*F3FPONs = Factor de ponderación día sábadoFPONd = Factor de ponderación día domingoFC = Factor de cargaFperd = Factor de pérdidasNHUBT1 = Número de horas de uso para baja tensión promedio , referido al año 2004.NHUBT2 = Número de horas de uso para baja tensión máximo , referido al mes de máxima demanda del año 2004.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 tensiónNHUBTFP: 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.

NOTA: Las opciones tarifarias MT1, BT5A, MT4FP, BT3FP, BT4P y BT4FP no presentan clientes activos. Asimismo, las tarifas BT2 y BT3P presentan 2 y 1 clientes respectivamente.

MEDIA TENSION

F1 F2FCPP FCFP

BAJA TENSION

MEDIA TENSION

BAJA TENSION

FC Fperd.F3 CPP FPONs FPONd

FCPP FCFP F1 F2 FC Fperd. NHUBT2NHUBT1F3 CPP FPONs FPONd


Cuadro R -4

Cuadro Comparativo de Factores Vigentes VS los Obtenidos en el Estudio OSINERG – GART – Sector Típico 4 (Chulucanas)

FACTOR DE COINCIDENCIA :

FCPPMT 0.750 0.939 31%FCFPMT 0.713 0.818 15%FCPPBT 0.752 1.000 33%FCFPBT 0.576 0.988 74%

FACTOR DE CONTRIBUCION A LA PUNTA:

CMTPP 0.770CMTFP 0.380CBTPP 0.660CBTFP 0.280

NUMERO DE HORAS DE USO PARA BAJA TENSION (TARIFA BT5A Y BT5B)

FACTORResolución

(OSINERG Nº 2120 - 2001 OS/CD)

NHUBTPP (*) 120

NHUBTFP (*) 570

NHUBT1 300

NHUBT2 300

NOTA: La comparación se ha realizado respecto a los valores vigentes del Sector Típico 3 año 2001.FCPPMT: Factor de coincidencia para demanda de punta en media tensiónFCFPMT: Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en media tensiónFCPPBT: Factor de coincidencia para demanda de punta en baja tensión, idem vigenteFCFPBT: Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en baja tensiónCMTPP: Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta.CMTFP: Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión

fuera de puntaCBTPP: Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta, idem al vigente.CBTFP: Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión fuera de punta, idem al vigente.NHUBT1 Número de Horas de Uso para la baja tensión (tarifa BT5B) promedio mensual del año 2004,

considerando el diagrama de carga de la tarifa BT5B registrado en mayo de 2005.NHUBT2 Número de Horas de Uso para la baja tensión (tarifa BT5B), referido al mes de máxima demanda

junio-2004, considerando el diagrama de carga de la tarifa BT5B registrado en mayo de 2005.(*) Se ha considerado los valores obtenidos para el Sector Típico 2 - Huancayo

MT2, MT3 y MT4;BT2, BT3 y BT4 MT2 ; BT2

25%15%33%72%

0.9810.8181.000

Variación(%)

Valores obtenidos en el estudio, referido a junio

del 2004

FACTORResolución

(OSINERG Nº 2120- 2001 OS/CD)

-52%-100%

Variaciones de los factores con respecto a los valores vigentes

-28%-66%

100

484

0.5520.1310.3140.000

-16.7%

-15.1%

FACTORResolución


Valores obtenidos en el estudio por agrupación tarifaria y variaciones con respecto a los valores vigentes

MT2, MT3 y MT4;BT2, BT3 y BT4

1.000

278 -7.3%

304 1.3%


Gráfico R - 1

DIAGRAMA DE CARGA DEL DIA DE MÁXIMA DEMANDA DEL SISTEMA

FECHA : 30-Abr-05 DIA : SÁBADO

H.P. 5437.93 kW H.P. 0.81H.F.P. 3149.43 kW H.F.P. 0.89

DÍA 5437.93 kW DÍA 0.57

H.P. 4382.4 kW H.P. 0.67H.F.P. 2788.3 kW H.F.P. 0.27

DÍA 3120.4 kW DÍA 0.35

H.P. 21911.8 kW.hH.F.P. 52976.8 kW.h

DÍA 74888.7 kW.h

Nota:H.P. : Horas de punta (18:00 a 23:00)H.F.P. : Horas fuera de punta

Demanda Promedio Factor de Pérdidas

Energía Activa

PARAMETROS ELECTRICOS REGISTRADOS Y CALCULADOS

PARAMETROS REGISTRADOS PARAMETROS CALCULADOS Máxima Demanda Factor de Carga

0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

6000.0

0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

Horas

Pote

ncia

(kW

)


I. Introducción La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART del OSINERG) encargó a CENERGIA la elaboración del Estudio de Caracterización de Carga de los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4,5 y Especial, para lo cual se suscribió el contrato Nº 015-2005-GART. Este Informe corresponde a la entrega de los resultados finales del Sector Típico 4 (Chulucanas), que forma parte del Estudio de Caracterización de Carga (Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5 y Especial), de acuerdo a la cláusula 2.4.4 de los Términos de Referencia. 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 los resultados 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 los SED tipificados. El documento contiene en primer lugar el Resumen Ejecutivo, donde se presentan los nuevos resultados del cálculo de factores para las opciones tarifarias binomias, el Número de Horas de Uso para la opción tarifaria BT5B y el cuadro comparativo entre los factores vigentes con los obtenidos en el estudio. En el segundo capítulo, se presenta la metodología utilizada para el análisis de la información de campo; se orienta a mostrar los resultados obtenidos en el cálculo de los factores de coincidencia, factores de contribución a la punta efectiva y factores de pérdidas de las distintas opciones tarifarias. En el tercer capítulo, se presenta la descripción del universo de clientes de ELECTRONOROESTE, también se incluye la muestra final de clientes que fueron involucrados en el estudio, de cuya información se obtuvieron los diagramas de carga por cada cliente, por opciones tarifarias y agrupamientos de opciones tarifarias. El cuarto capítulo, trata sobre la campaña de mediciones, se describe la metodología de mediciones en los clientes binomios y las SED, las características técnicas de los equipos de medición empleados, organización y cronograma de mediciones. En el quinto capítulo, se presentan los resultados del análisis de las mediciones realizadas, determinación de las formas predominantes, cálculo de los factores para


las distintas opciones y agrupamientos tarifarios, Número de Horas de Uso para la tarifa BT5B, y el factor de carga aplicable a la tarifa BT5B. En el capítulo sexto, se dan las conclusiones y se proponen recomendaciones.


II. 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 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 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) ................. 2j) Cliente i, (Cliente j) Cliente i, (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. 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 mínimagrupos entre variancia máxima : eficiencia de Indicador

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

pta i

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.

(4) ................. Pmax

Conjunto del Pmax FCFP

fpta i

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) ................. F3F2 F1 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 estimación de 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 medida que un valor mayor de 1 significaría una deficiencia de parte de la empresa 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

i mdF3 ) (N

)(N ipc F3 iF3

i

pc i

i

pc i)

+×=

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


Ni pc: Número del universo de clientes con modalidad de facturación de potencia contratada de la i-ésima opción o agrupamiento de opciones tarifarias

Ni md 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

∑

= ++++++=

F3md i: 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) ..... (i MDj) ..... (i Pmdl

F3mdi =

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-2004 a Dic-2004).

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 ................. F3 F2 F1 Pt CPP Pt 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) ................. útil día energía de Consumo

sábado día energía de ConsumoSPON F =⋅


(10) ................. útil día energía de Consumo

domingo día energía de ConsumodPON F =⋅

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.

(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) 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 BT5, de acuerdo a la resolución Nº 2021-2001 OS/CD.

Premisas de cálculo para opción BT5B: 1. Se elaboró sobre la base de los registros de carga de la muestra final de las SED. 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 2,004.

3. Con esta estructura se obtienen curvas agregadas a partir de la muestra de 15

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-2005).

5. Se asume que la forma de la curva típica y el factor de carga de la tarifa BT5B

medido en Mayo del 2005 es similar a los 12 meses del año 2004, presentándose la máxima demanda a las 19:15 horas.

6. Se calculó para cada mes del año 2004 el factor de coincidencia en base a la hora

en que se presenta la máxima demanda del sistema. 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:

( Emes(promedio)) Número de Horas de uso(promedio ) = (---------------------------------------) . . . . (13) Dm(coincidente con la MD del sistema) Donde: (Emes(promedio)) : Energía promedio mensual año 2004 facturado por ElNOSA Dm(coincidente con MD del sistema) : Máxima Demanda coincidente (kW) de la tarifa BT5B del año 2004.

8. En base a las premisas planteadas se elaboró un cuadro de la evolución mensual

del NHUBT para la tarifa BT5B año 2004. Nota: En el capítulo 5, numeral 5.4.5 se presenta los resultados del cálculo del NHUBT de todos los meses del año, considerando la curva agregada de la muestra de SED-BT5B y la estadística de consumo mensual de la tarifa BT5B. 2.3 Criterio de recalificación de los clientes de las tarifas MT3, MT4,

BT3 y BT4 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 es de presentes en horas punta, pero de acuerdo a sus perfiles de carga típicos son calificados como fuera de punta o al contrario El criterio de recalificación adoptada fue en base a los días representativos considerados para el estudio, tomando como mes de referencia (mayo 2005), lo cual se refleja en la siguiente relación:

(14) ................... MDdr130

4 Ehpdt 22EhpdtFC

∗

∗+∗=


Si FC ≥ 0.5, el suministro es calificado como presente en punta y si FC < 0.5 el suministro es calificado como fuera de punta. donde: FC : Factor de calificación Ehpdt : Energía activa en horas punta del día típico (kWh) Ehpds : Energía activa en horas punta del día sábado (kWh) 22 : Número de días útiles del mes base 4 : Número de días sábados del mes base 130 : Número de horas punta del mes de mayo MDdr : Máxima demanda de día de medición


III. Universo y Tamaño de Muestra Final Este capítulo describe los aspectos metodológicos referidos a todo el proceso de muestreo realizado con el fin de lograr una buena estimación estadística de los diagramas de carga característicos de los clientes sujetos a regulación tarifaria del Sector Típico 4, que comprende el sistema eléctrico de la ciudad de Chulucanas. El área de Concesión de la empresa ELECTRONOROESTE, considerada para desarrollar el estudio de caracterización de carga es la vinculada a la zonas de Chulucanas (Sector Típico 4), incluyéndose a clientes regulados dentro de este ámbito de sistema eléctrico modelo. 3.1 Universo Los términos de referencia establecen como universo del estudio, clientes libres MT1 y los grupos tarifarios regulados MT3P, MT3FP, MT4P, MT4FP, BT3P, BT3FP, BT4P, BT4FP y BT5B, en el sistema eléctrico de Chulucanas no se tiene clientes de la tarifa MT2 ni BT2. Los términos de referencia 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. ELECTRONOROESTE facilitó la llegada a la relación de todos los clientes binomios comprendidos en los grupos tarifarios señalados y de los SED, la misma que se verificó in situ información acerca del número de clientes, niveles de consumo, potencia y datos de identificación de las distintas opciones tarifarias antes de iniciar el proceso de medición. 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). En el siguiente cuadro resumen se muestra el universo de 71 clientes binomiales activos considerado al mes de Noviembre del 2004. Dado el número reducido de clientes existentes en BT (solo 4 clientes), se realizó el censo de los mismos. Para el caso de los clientes en MT se siguió el planeamiento muestral respectivo para el estudio de caracterización de carga del Sector Típico 4.

Cuadro Nº1

Universo de estudio clientes binomiales

Fuente: GART- ELECTRONOROESTE/Noviembre 2004

TARIFAS MT

Clientes TARIFAS BT

Clientes

MT2 20 BT2 3 MT3FP 11 BT3FP 0 MT3P 5 BT3P 1

MT4FP 9 BT4FP 0 MT4P 22 BT4P 0

SUBTOTAL 67 SUBTOTAL 4


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 95% de este tipo de clientes. Para el muestreo a nivel de SED, se consideró como estratos los distintos distritos de la ciudad de Chulucanas, 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 distrito de la Unión posteriormente, no fue considerado en la toma de las muestra dado que no estaba conectado al sistema eléctrico Chulucanas según los informes de campo2. En el siguiente cuadro resumen se muestra el universo de los 167 SED considerados al mes de Diciembre del 2,004 para el estudio de caracterización de la carga Sector 4.

Cuadro Nº 2

Universo de estudio de SED

DISTRITO Nº DE SED LA UNION 23 TAMBO GRANDE 32 AYABACA 15 JILILI 1 LAGUNAS 1 MONTERO 10 PAIMAS 4 SICCHEZ 4 SUYO 12 CHULUCANAS 49 CASERIO LA ENCANTADA 16

TOTAL 167 Fuente :GART- ELECTRONOROESTE/Diciembre 2004

3.2 Diseño de la muestra La unidad de análisis lo constituyeron los clientes de ELECTRONOROESTE sujetas actualmente a una regulación tarifaria y ubicadas en la zona urbano rural, correspondiente al sistema eléctrico de Chulucanas a Noviembre del 2 004. 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 85% 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 15 casos, mientras que para la opción tarifaria BT5B se logró registrar 15 casos realizados en SED. No se registró la existencia de información de la opción tarifaria BT5A.

2 En la presentación de los resultados de la BT5B se tomó en cuenta la variación del universo.


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 Noviembre del 2004. Siguiendo las indicaciones de los términos de referencia se tomó en cuenta la relación de 6:4 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

EnergíaiEnergía 0.65

Ni

∗×

+×

= ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

∑

∑

∑

∑

Donde: Ni : Número de casos de la opción tarifaria i-ésima Σ Energía i : Sumatoria de la energía mensual (Noviembre 2,004), consumida

por cada cliente del estrato i Σ Energía : Sumatoria de la energía mensual (Noviembre 2,004), consumida en

el nivel de tensión al cual pertenece el estrato Σ Clientesi : Sumatoria del número de clientes (Noviembre 2,004) del estrato i Σ Clientes : Sumatoria del número de clientes (Noviembre 2,004) 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 = 12, para BT se aplicó el censo. 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 este 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 Nº 3 Tamaño de la muestra final por opciones tarifarias

(Muestra Recalificada)

TARIFAS nh % TARIFAS nh % MT2 5 41.7% BT2 2 66.7%

MT3FP 1 8.3% BT3FP 0 0.3% MT3P 3 25.0% BT3P 1 33.3%

MT4FP 0 0.0% BT4FP 0 0.0% MT4P 3 25.0% BT4P 0 0.0%

TOTAL 12 100.0% TOTAL 3 100.0% Esta estructura de la asignación de la muestra final discrepa de la tendencia propuesta inicialmente a la correspondiente del mes de Noviembre del 2,004, dado que aquí se incluyen las recalificaciones y los clientes activos en el momento de las mediciones.


Para el caso de los clientes de Baja Tensión, su finitud impidió llegar a los 8 casos que deberían medirse para completar la cuota de muestra asignada por la GART. Se ejecutó el censo, y aún en la fecha de mediciones existían solo 3 clientes de BT binomial de los 4 clientes existentes (universo) a Noviembre del 2,004. En el caso de los clientes de Media Tensión, se debe hacer el siguiente comentario. Los clientes de este sector típico, migran estacionalmente de una opción presente en punta (PP) a una en fuera de punta (FP) o viceversa, al parecer, casi regularmente3, ocasionando por ejemplo que en la reclasificación no se tenga registrado al menos 1 caso de la opción MT4FP al momento de realizar las mediciones, cuando esta definido como tal a Noviembre del 2,004. En este sentido, los resultados deben ser vistos de manera integral de la opción tarifaria sin distinguir la presencia o no de horas punta, pero teniendo en cuenta este dinamismo. Bajo esta premisa y para estimar las formas predominantes en los agrupamientos de opciones tarifarias se respeto la ponderación de la muestra de tal forma de mantener la estructura poblacional, de tal forma de seguir la metodología de asignación de la muestra planteada en los términos de referencia. 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 85% de suministro de energía). El marco muestral de los SED correspondió a aquellos vinculados a ELECTRONOROESTE con información estadística de base a Diciembre del 2,004. 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:

(15) ...................NClientes

iClientes 0.35

EnergíaiEnergía 0.65

Ni

∗×

+×

= ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

∑

∑

∑

∑

Donde Ni : Número de casos del distrito o localidad i-ésima Σ Energía i : Sumatoria de la energía mensual (Diciembre 2,004), consumida por

cada SED del distrito o localidad i Σ Energía : Sumatoria de la energía mensual (Diciembre 2,004), consumida por

la totalidad de SED tipo BT5B del Sistema Eléctrico Típico 4 Σ Clientesi : Sumatoria del número de clientes BT5B (Diciembre 2,004)

asociados a los SED del distrito o localidad i

3 Ver Informe 1, Estacionalidad de la Estructura de Consumo y Clientes Binomios. CENERGIA.


Σ Clientes : Sumatoria del número de clientes BT5B (Diciembre 2,004) asociados a la totalidad 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 distritos de la siguiente manera:

Cuadro Nº 4 Asignación de la Muestra de SED

DISTRITO CANTIDAD

AYABACA 1 CHULUCANAS 8 PAIMAS4 1 SUYO 1 TAMBO GRANDE 3 CASERIO LA ENCANTADA 1

TOTAL 15 En el capítulo 5 del informe se presenta la estimación de las formas predominantes e indicadores de la opción tarifaria BT5B. 3.3 Tamaño de la Muestra En este punto habría que mencionar que el tamaño final las mediciones realizadas a clientes de medición binomial fue de 15 clientes y para la opción BT5B fue de 15 SED del sistema eléctrico de Chulucanas. Con la información muestral obtenida de las formas de consumo, se estiman y presentan los errores estándar de los mismos para conocer los márgenes de error que tiene el diagrama de carga (Xti) representativo para cada opción tarifaria. Esto es aplicable para los clientes de MT y son presentados en el Anexo III. Aplicando este proceso por ejemplo para la opción tarifaria BT5B la misma debe ser considerada para el análisis respectivo en aquellos períodos de demanda coincidente en horas punta del sistema para la estimación del NHU BT5B.

4 Idem nota pie 1.


Cuadro Nº 5

Tarifa BT5B- Errores estándar muestral - PU

MODA NO/APLICA Max 0.0599 Min 0.0070

Media 0.0304

Tarifa BT5B- Errores estándar muestral - Absolutos

HORAS KWH h19_00 6.13 h19_15 6.37 h19_30 6.25 h19_45 6.23

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 máxima demanda mensual registrada de cada uno de los clientes. Esta información estuvo referida al mes de Noviembre del 2,004, contando con el soporte estadístico de los 12 meses del año 2,004. 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 mensual para ser seleccionados sistemáticamente con un arranque aleatorio los SED de mayor, mediano y menor consumo de energía hasta completar la cuota de la muestra de 15 casos para el conjunto de distritos. 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 Noviembre del 2,004 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 GART-OSINERG, 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 demanda de energía mensual de la respectiva


opción tarifaria. Este procedimiento se aplicó en los clientes binomiales de Media Tensión dado que en los clientes de Baja Tensión se realizó el censo. 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 con un arranque aleatorio 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 aún cuando los elegidos tuvieron inconvenientes en la toma de información.


IV. Campaña de Mediciones La campaña de mediciones constituye una de las etapas mas importantes para la determinación de las curvas típicas de los suministros que forman parte de la muestra, esta se ha realizado utilizando registradores electrónicos, que fueron proporcionados por la GART y por el Consultor. Asimismo, el personal designado para este propósito, es especializado y con experiencia en mediciones, a fin de garantizar que la información de campo sea confiable y que refleje las condiciones de operación típicas de los suministros evaluados. 4.1 Equipos Empleados en la campaña de medición En la presente campaña de mediciones, se utilizaron los siguientes equipos: a. 06 equipos registradores marca LEM modelo Memobox 603. de propiedad de la

GART. b. 16 Equipo registradores que puso a disposición el Consultor, de la marca Dranetz,

LEM y RPM. 4.2 Programación de las mediciones 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 Chulucanas de la empresa ELECTRONOROESTE, se han empleando dos cuadrillas de trabajo compuesto por: Dos técnicos con sus respectivos implementos de seguridad e instrumentos básicos, un vehículo equipado y computadora personal Lap Top. La secuencia de las mediciones también ha sido programada con un criterio de “Ruta Optima” con la finalidad de cumplir con la instalación de 10 o 11 equipos por día por cada uno de los equipos de trabajo. El trabajo de campo se inicio el día 13 de mayo previamente se realizaron las coordinaciones con la empresa ELECTRONOROESTE la misma que otorgo todas las facilidades para el desarrollo del trabajo. Las mediciones se culminaron el día 19 de mayo, habiéndose cumplido correctamente con el plan de trabajo. Se cuenta con el 100% de mediciones realizadas en campo vale decir mediciones las cuales todas están validadas y revisadas. El programa que se ha llevado a cabo permitió obtener mediciones de cuatro y dos días en los suministros binomios y en las SEDs.


Al momento de revisar la información en campo, se observo que una SED de la muestra correspondiente al UBIGEO 200111, distrito La Unión, no correspondía al sector típico 4 como tampoco estaba integrado al sistema eléctrico Modelo Chulucanas, propuesto por la GART. Esta situación se reporto al especialista estadístico, quien procedió a reemplazar al titular y suplente. El reemplazo es el siguiente correspondiente al UBIGEO de PAIMAS

CONDICIÓN COD. DE

SED MWH CLIENTES UBIGEO DISTRITO

T 071-17 4.83 97 200207 PAIMAS

R 073-17 1.31 57 200207 PAIMAS Por otro lado, los suministros correspondientes a los usuarios:

Nº DE SUMINISTRO USUARIOS 10843355 Agromar Industrial

11845210 Consorcio del Agro

10843050 Don Diego Agro Industria Estuvieron con cero de carga en la fecha de la medición, debido a que trabajan en forma estacional correspondiendo la época de siembra y cosecha de octubre a marzo de cada año. Por ese motivo se procedió a medir en los reemplazos de cada uno de ellos.


V. 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 consistenciadas, cuyos datos se muestra en el Anexo I, conforman la muestra de clientes analizados estadísticamente. 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 del trabajo de 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.

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 mismos5. En el cuadro Nº 3 presentado anteriormente se muestra la cantidad de clientes 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.

5 Esta recalificación se realiza solo con fines de evaluar las formas, sin embargo no se cuestiona su calificación realizada por la empresa distribuidora puesto que suponemos deviene de un registro mayor de información


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 y clientes libres.

d) Se tomó como mes base el mes correspondiente al período de mediciones y de

los registros obtenidos de la empresa distribuidora: Sistema Chulucanas (Mayo 2005).

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 1 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 (por recalificaciones), como de clientes de Baja Tensión (por efecto de las recalificaciones). En estas presentaciones se obtuvieron de 1 a 3 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) 5.3 Cálculo de factores en media tensión – Sistema Chulucanas 5.3.1 Tarifa MT2 Siguiendo el procedimiento descrito para las tarifas anteriores se obtuvieron los factores para la tarifa MT2 que se presenta en el Cuadro Nº 6.


Cuadro Nº 6 Factores de la tarifa MT2

TIPO FCPP FCFP F1 F2 F3 CPP FPONs FPONd FC Fperd.

TOTAL 0.981 0.818 0.062 0.818 0.952 0.049 0.774 0.587 0.561 0.408

TIPO 1 1.000 1.000 0.007 1.000 0.942 0.007 0.679 0.499 0.675 0.606

TIPO 2 0.992 0.623 0.102 0.623 0.971 0.061 1.305 1.076 0.393 0.224 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.3.2 Tarifa MT3FP Siguiendo el procedimiento descrito para las tarifas anteriores se obtuvieron los factores para la tarifa MT3FP que se presenta en el Cuadro Nº 7.

Cuadro Nº 7

Factores de la tarifa MT3FP


TOTAL 1.000 1.000 0.387 1.000 0.833 0.323 0.838 0.122 0.376 0.200

TIPO 1 1.000 1.000 0.387 1.000 0.833 0.323 0.838 0.122 0.376 0.200 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.3.3 Tarifa MT3P Siguiendo el procedimiento descrito para las tarifas anteriores se obtuvieron los factores para la tarifa MT3P que se presenta en el Cuadro Nº 8.

Cuadro Nº 8

Factores de la tarifa MT3P


TOTAL 0.962 0.924 0.940 0.899 0.754 0.637 0.838 0.122 0.604 0.395

TIPO 1 1.000 1.000 0.842 1.000 0.890 0.750 0.841 0.071 0.687 0.571

TIPO 2 1.000 1.000 0.865 1.000 0.617 0.534 0.838 0.122 0.436 0.218

TIPO 3 1.000 1.000 0.729 1.000 0.866 0.631 0.792 0.859 0.442 0.296 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3.


5.3.4 Agrupamiento tarifario MT2 Y MT3FP Siguiendo el procedimiento descrito, se obtuvieron los factores para el agrupamiento MT2 y MT3FP que se presentan en el cuadro Nº 9.

Cuadro Nº 9 Agrupamiento tarifario MT2 Y MT3FP


TOTAL 0.978 0.817 0.169 0.817 0.951 0.131 0.774 0.586 0.499 0.297

TIPO 1 1.000 1.000 0.007 1.000 0.942 0.007 0.679 0.499 0.675 0.606

TIPO 2 0.985 0.623 0.207 0.623 0.967 0.125 1.302 1.071 0.430 0.225 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.3.5 Agrupamiento tarifario MT2, MT3P Y MT4P Siguiendo el procedimiento descrito, se obtuvieron los factores para el agrupamiento MT2, MT3P y MT4P que se presentan en el cuadro Nº 10.

Cuadro Nº 10 Agrupamiento tarifario MT2, MT3P Y MT4P


TOTAL 0.942 0.819 0.783 0.807 0.873 0.552 0.787 0.480 0.633 0.421

TIPO 1 0.998 0.979 0.439 0.979 0.927 0.398 0.717 0.398 0.704 0.585

TIPO 2 0.931 0.595 0.916 0.568 0.804 0.418 1.157 0.911 0.602 0.390 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.3.6 Agrupamiento tarifario MT2, MT3 y MT4 Siguiendo el procedimiento descrito, se obtuvieron los factores para el agrupamiento MT2, MT3 y MT4 que se presentan en el cuadro Nº 11


Cuadro Nº 11 Factores del agrupamiento tarifario MT2, MT3 Y MT4


TOTAL 0.939 0.818 0.828 0.806 0.873 0.583 0.787 0.480 0.679 0.479

TIPO 1 0.998 0.979 0.439 0.979 0.927 0.398 0.717 0.398 0.704 0.585

TIPO 2 0.925 0.595 0.899 0.568 0.805 0.411 1.155 0.908 0.614 0.399 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.4 Cálculo de factores en baja tensión – Sistema Chulucanas La metodología de cálculo aplicada para el análisis en baja tensión, es la misma que se utilizó anteriormente, por lo cual se obvian algunas definiciones ya presentadas en el caso anterior. 5.4.1 Tarifa BT2 Siguiendo el procedimiento descrito para el caso de las tarifas en baja tensión, se obtuvieron los factores para la tarifa BT2 que se presentan en el cuadro Nº 12

Cuadro Nº 12

Factores de la tarifa BT2


TOTAL 1.000 1.000 0.000 1.000 0.915 0.000 0.999 1.001 0.741 0.727

TIPO 1 1.000 1.000 0.000 1.000 0.883 0.000 1.002 1.003 0.742 0.733

TIPO 2 1.000 1.000 0.000 1.000 0.962 0.000 0.994 0.995 0.740 0.723 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.4.2 Tarifa BT3P Siguiendo el procedimiento descrito para el caso de las tarifas en baja tensión, se obtuvieron los factores para la tarifa BT3P que se presentan en el cuadro Nº 13

Cuadro Nº 13

Factores de la tarifa BT3P


TOTAL 1.000 1.000 0.926 1.000 0.890 0.824 1.381 1.461 0.252 0.123

TIPO 1 1.000 1.000 0.926 1.000 0.890 0.824 1.381 1.461 0.252 0.123


En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3. 5.4.3 Tarifas BT5B A) BT5B Para la obtención de los factores en esta opción tarifaria que fue realizado, por mediciones indirectas (SED), se tomó en cuenta los mismos criterios aplicados a las otras opciones tarifarias. Para el factor F3 se consideró aplicar la relación:

2004 año del demandas máximas las de Sumatoria .. ......2004 demandas máximas de promedio del Sumatoria ........

MDmax

MDprom F3

∑∑=

Tomando como referencia los consumos mensuales de energía del año 2,004 del universo de clientes con tarifa BT5B, dicho valor se justifica debido a que la variabilidad mensual de la demanda en potencia de los BT5B (sector residencial) es mínima durante el año. Aplicando los criterios mencionados para la tarifa BT5B, se obtuvieron los factores que se presentan en el cuadro Nº 14

Cuadro Nº 14

Factores de la tarifa BT5B


TOTAL 0.987 0.821 0.997 0.987 0.867 0.853 0.982 0.969 0.382 0.197

TIPO 1 0.994 0.890 0.988 0.994 0.867 0.851 0.982 0.964 0.434 0.235

TIPO 2 0.984 0.954 0.992 0.984 0.869 0.847 0.972 1.024 0.268 0.134 • Cálculo del número de Horas de Uso para la tarifa BT5B Premisas de cálculo: 1. Se elaboró sobre la base de los registros de carga de la muestra final de las SED. 2. Los registros fueron previamente ajustadas en forma proporcional de acuerdo a la

participación de la muestra por cada distrito. 3. Con la nueva estructura se obtiene curvas agregadas a partir de la muestra de 15

(SED), para los días: típico, sábado y domingo. 4. La energía correspondiente al día típico de la muestra agregada de la tarifa BT5B

medido en el mes de mayo-2005 es: 4271 kWh y la máxima demanda: 422.6 kW, con un factor de carga de 0.42 (ver Gráfico 1 – Anexo III).


5. Se asumió que la forma de la curva típica y el factor de carga de la tarifa BT5B medido en mayo del 2005 se mantiene durante los 12 meses del año 2004, presentándose la máxima demanda de la BT5B a las 19:15 horas coincidente con la hora de la máxima demanda del sistema Chulucanas

6. Se calculó para cada mes del año 2004 el factor de coincidencia en base a la hora

en que se presenta la máxima demanda del sistema (19:30); así tenemos, el factor de coincidencia referido a la hora de máxima demanda del sistema del mes de junio del 2004 es de 0.989.

7. Con los datos estadísticos mensuales de la energía facturada por

ELECTRONOROESTE 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:

( Emes(promedio)) Número de Horas de uso(promedio ) = (---------------------------------------) . . . . (19) Dm(coincidente con la MD del sistema) Donde: (Emes(promedio)) : Energía promedio mensual año 2004 facturado por ElNOSA Dm(coincidente con MD del sistema) : Máxima Demanda coincidente (kW) de la tarifa BT5B del año 2004

1. En base a las premisas planteadas se elaboró un cuadro de la evolución mensual

del NHUBT para la tarifa BT5B año 2004, siendo los valores representativos de:

NHUBT1 = 278 horas/mes (promedio mensual)

NHUBT2 = 304 horas/mes (referido al mes de máxima demanda)

El factor de carga mensual promedio corresponde a un valor de 0.42, ver Cuadro Nº 1 – Anexo IV. 5.4.4 Agrupamiento tarifario BT2 y BT3P Siguiendo el procedimiento descrito para las agrupaciones, se obtuvieron los factores para el agrupamiento tarifario BT3P y BT4P que se presentan en el cuadro Nº 15

Cuadro Nº 15

Factores del agrupamiento tarifario BT2 y BT3P



TOTAL 1.000 0.988 0.359 0.960 0.912 0.314 1.009 1.013 0.671 0.523

TIPO 1 0.000 1.000 0.000 1.000 0.883 0.000 1.002 1.003 0.742 0.733

TIPO 2 0.000 1.000 0.000 1.000 0.962 0.000 1.826 0.995 0.740 0.723

TIPO 3 1.000 1.000 1.000 1.000 0.890 0.890 1.381 1.461 0.252 0.123 En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados obtenidos, así mismo los datos utilizados para el cálculo del factor F3.


VI. Conclusiones y Recomendaciones 6.1 Conclusiones • Los factores que se presentan consideran el resultado de la recalificación

efectuada de acuerdo a los criterios descritos en el numeral 2.3. • Los tamaños de muestra pre establecidos en los clientes binomios fueron

reajustados en función a la realidad encontrada. Es así que la cuota propuesta por la GART de 8 casos para BT no era posible concretarse, efectuándose 3 mediciones en 3 casos.

• Es recomendable disponer una asignación del tamaño de muestra más flexible

cuando se evalúan sectores típicos menos densos o rurales, dada la particularidad de su comportamiento y la inestabilidad de su permanencia.

• Considerar la disposición de la información de la estructura de clientes y consumo

de energía de al menos 24 meses de los clientes binomiales, en la medida de lo posible hasta un período antes de la fecha programada de las mediciones. Eso permitirá lograr una asignación con menos errores de estacionalidad y llegar efectivamente con mas certeza al tipo de cliente punta o fuera de punta que se defina en el diseño muestral.

• Tener a disposición del ejecutante del estudio la información de los SED

muestreados referidos a la estructura de clientes y demanda de energía por las distintas opciones tarifarias, a fin de validar, en el momento de ejecución de mediciones de los SED, la predominancia de la opción BT5B.

• Respecto al cálculo del factor F3, de acuerdo a la metodología definida en el

numeral 2.2, se ha obtenido valores del orden de 0.915 a 0.890 para los clientes de baja tensión y para los clientes de media tensión los valores de F3 varían de 0.952 a 0.772.

• En el Cuadro Nº 16, se muestra la comparación de los factores de coincidencia y

contribución a la punta vigentes (resolución OSINERG Nº 2120-2001 OS/CD) versus los obtenidos en el presente estudio, para los siguientes agrupamientos tarifarios:

a) MT2, MT3 y MT4 b) BT2, BT3 y BT4

o Los factores de coincidencia de la agrupación (BT2, BT3 y BT4) que han sufrido incrementos es FCFPBT en un 72% y el FCPPBT 33%, en el caso de la agrupación (MT2, MT3 y MT4) han sufrido incrementos es FCPPMT en un 25% y el FCFPMT 15% y con respecto a los factores vigentes.

o Con respecto a los factores de contribución a la punta, de las agrupaciones (MT2, MT3, MT4) y (BT2, BT3, BT4) que ha sufrido una mayor reducción es CBTFP en 66% y el CBTPP en 52%.


respectivamente con respecto a los factores vigentes. Los suministros de FP tienen factor de contribución nulo,

• Los NHUBT para la tarifa BT5B representativos: NHUBT promedio mensual (NHUBT1 = 278 horas/mes) y el valor máximo referido al mes máxima demanda del año 2004 (NHUBT2 = 304 horas/mes), varían entre -7.3% y 1.3% respecto al valor vigente de 300 horas (Ver Cuadro Nº 16), siendo el factor de carga promedio mensual para la tarifa BT5-B de 0.42.

6.2 Recomendaciones • Una manera de optimizar los resultados sería considerar la base de datos de

diagramas de carga diarios que dispone la empresa distribuidora, con esta información se podrá determinar las curvas máxima y promedio mensual del sistema Chulucanas y de los clientes binomios complementando con registros diarios de clientes binomios y SEDs para la tarifa BT5B durante los meses del año. Se debería considerar dicha información para el monitoreo mensual de los factores de coincidencia y contribución para compararlos con los vigentes.

• Para la estimación de los indicadores referidos a la opción BT5, el método indirecto

a través de las mediciones de los SED presenta aún algunas limitaciones. El factor de utilización de energía diferenciado en un mismo SED no es registrado, ya que la toma de información se realiza de manera agregada (de varios suministros BT5B) asumiendo que el comportamiento del conjunto de clientes BT5B asociados en un SED no son muy heterogéneos. Podría plantearse (a manera piloto) mediciones sobre muestras pequeñas de suministros BT5B, asociadas a los SED ya medidos para determinar “su representatividad”.


Cuadro Nº 16

Cuadro comparativo de factores vigentes los obtenidos en el estudio OSINERG-GART – Sector Típico 4 (ELECTRONOROESTE)

FACTOR DE COINCIDENCIA :

FCPPMT 0.750 0.939 31%FCFPMT 0.713 0.818 15%FCPPBT 0.752 1.000 33%FCFPBT 0.576 0.988 74%

FACTOR DE CONTRIBUCION A LA PUNTA:

CMTPP 0.770CMTFP 0.380CBTPP 0.660CBTFP 0.280

NUMERO DE HORAS DE USO PARA BAJA TENSION (TARIFA BT5A Y BT5B)

FACTORResolución

(OSINERG Nº 2120 - 2001 OS/CD)

NHUBTPP (*) 120

NHUBTFP (*) 570

NHUBT1 300

NHUBT2 300

NOTA: La comparación se ha realizado respecto a los valores vigentes del Sector Típico 3 año 2001.FCPPMT: Factor de coincidencia para demanda de punta en media tensiónFCFPMT: Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en media tensiónFCPPBT: Factor de coincidencia para demanda de punta en baja tensión, idem vigenteFCFPBT: Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en baja tensiónCMTPP: Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta.CMTFP: Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión

fuera de puntaCBTPP: Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta, idem al vigente.CBTFP: Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión fuera de punta, idem al vigente.NHUBT1 Número de Horas de Uso para la baja tensión (tarifa BT5B) promedio mensual del año 2004,

considerando el diagrama de carga de la tarifa BT5B registrado en mayo de 2005.NHUBT2 Número de Horas de Uso para la baja tensión (tarifa BT5B), referido al mes de máxima demanda

junio-2004, considerando el diagrama de carga de la tarifa BT5B registrado en mayo de 2005.(*) Se ha considerado los valores obtenidos para el Sector Típico 2 - Huancayo

MT2, MT3 y MT4;BT2, BT3 y BT4 MT2 ; BT2

25%15%33%72%

0.9810.8181.000

Variación(%)

Valores obtenidos en el estudio, referido a junio

del 2004

FACTORResolución


-52%-100%

Variaciones de los factores con respecto a los valores vigentes

-28%-66%

100

484

0.5520.1310.3140.000

-16.7%

-15.1%

FACTORResolución


Valores obtenidos en el estudio por agrupación tarifaria y variaciones con respecto a los valores vigentes

MT2, MT3 y MT4;BT2, BT3 y BT4

1.000

278 -7.3%

304 1.3%

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