st4_sistema valle sagrado 188

8/18/2019 ST4_Sistema Valle Sagrado 188

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DELAMBIENTE

OSINERGMINOrganismo supervisor de la inversión en Energía y Minería

CENERGIA

CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DELAMBIENTE

CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA DELOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA

(EMPRESA MODELO)

SECTOR TÍPICO 4

SISTEMA ELÉCTRICO VALLESAGRADO

CUARTO INFORME

1


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Estudio de Caracterización de la Carga en los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER 2Cuarto Informe – Resultados del Sector Típico 4OSINERGMIN – GART

CONTENIDO

Pág.

RESUMEN EJECUTIVO __________________________________________________ 5 1. INTRODUCCIÓN _________________________________________________ 12 2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS _______________________________________ 13

2.1. Metodología de Análisis _______________________________________ 13 2.2. Procedimiento para el Cálculo de los Factores _____________________ 14 2.3. Criterio de Recalificación de los Clientes de las Tarifas MT3, MT4, BT3 y

BT4 ______________________________________________________ 21 3. UNIVERSO Y TAMAÑO DE MUESTRA FINAL ____________________________ 22

3.1. Universo __________________________________________________ 22 3.2. Diseño de la Muestra _________________________________________ 23

3.3. Tamaño de la Muestra ________________________________________ 27 3.4. Muestreo __________________________________________________ 27 3.5. Selección e Identificación de la Muestra __________________________ 28

4. CAMPAÑA DE MEDICIONES ________________________________________ 29 4.1. Equipos Empleados en la Campaña de Medición ____________________ 29 4.2. Programación de las Mediciones en el Sector Típico 4 _______________ 30

5. RESULTADO DEL CÁLCULO DE FACTORES _____________________________ 31 5.1. Selección de las Curvas Típicas por Usuario _______________________ 31

5.1.1. Validación y Consistencia ________________________________ 31 5.2. Determinación de Formas Predominantes _________________________ 31

5.3. Cálculo de Factores en Media Tensión– Sistema Valle Sagrado 1 _______ 33 5.3.1. Tarifa MT2 ____________________________________________ 33 5.3.2. Tarifa MT3FP __________________________________________ 33 5.3.3. Tarifa MT3P ___________________________________________ 33 5.3.4. Tarifa MT4FP __________________________________________ 34 5.3.5. Tarifa MT4P ___________________________________________ 34 5.3.6. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP ________________ 35 5.3.7. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P y MT4P __________________ 35 5.3.8. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP ______ 35

5.4. Cálculo de Factores en Baja Tensión– Sistema Valle Sagrado 1 ________ 36

5.4.1. Tarifa BT3FP __________________________________________ 36 5.4.2. Tarifa BT3P ___________________________________________ 36 5.4.3. Tarifa BT4FP __________________________________________ 37 5.4.4. Tarifa BT4P ___________________________________________ 37 5.4.5. Tarifa BT5A.A _________________________________________ 37 5.4.6. Tarifas BT5B __________________________________________ 39 5.4.7. Agrupamiento tarifario BT2, BT3FP y BT4FP__________________ 41 5.4.8. Agrupamiento tarifario BT2, BT3P y BT4P. ___________________ 41 5.4.9. Agrupamiento tarifario BT2, BT3P, BT3FP, BT4P y BT4FP _______ 42

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES_______________________________ 43 6.1. Conclusiones _______________________________________________ 43 6.2. Recomendaciones ___________________________________________ 44

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ANEXOS

ANEXO I

Muestra de clientes binomios y SED

ANEXO II

Diagramas de carga y consumos históricos de suministros en media tensión

Diagramas de carga y consumos históricos de suministros en baja tensión

Diagramas de carga y consumos históricos de SED

ANEXO III

Diagramas de carga integrados de suministros en media tensión

Diagramas de carga integrados de suministros en baja tensión

ANEXO IV:

Curvas típicas y cálculo de factores

Resumen y cuadro comparativo de factores

Cálculo del número de horas de uso y diagrama de carga de la tarifa BT5B

ANEXO V:

Diagramas de carga del sistema eléctrico

Ventas de energía del año 2012

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.Figura N° R.1.- Diagrama de Carga del Día de Máxima Demanda del Sistema 11

3


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ÍNDICE DE CUADROS

Pág.

Cuadro R.1.- Muestra Final de Clientes Regulados –

Tarifas Binomias de Baja Tensión 6

Cuadro R.2.- Muestra Final de Clientes Regulados – Tarifas Binomias de Media Tensión 6

Cuadro R.3.- Muestra Final de Subestaciones de Distribución – Para Evaluación de la Opción BT5B 7

Cuadro R.4.- Resumen del Cálculo de Factores del Sector Típico 4 – Sistema Eléctrico Valle Sagrado 7

Cuadro R.5.- Comparación de los Factores de Coincidencia 8

Cuadro R.6.- Comparación de los Factores de Contribución a la Punta 8

Cuadro R.7.- Comparación de los Números de Horas de Uso para Baja Tensión (BT5A y BT5B) 9

Cuadro 3.1.- Universo de Clientes Binomios de Baja Tensión 22

Cuadro 3.2.- Universo de Clientes Binomios de Media Tensión 22

Cuadro 3.3.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Baja Tensión – Muestra Recalificada 24

Cuadro 3.4.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Media Tensión – Muestra Recalificada 24

Cuadro 3.5.- Asignación de la Muestra de SED del Sector Típico 4 26

Cuadro 3.6.- Asignación de la Muestra de clientes binomios y SED del Sector Típico 4 – Recalificado 27

Cuadro 5.1.- Factores de la Opción Tarifaria MT2 33

Cuadro 5.2.- Factores de la Opción Tarifaria MT3FP 33

Cuadro 5.3.- Factores de la Opción Tarifaría MT3P 34

Cuadro 5.4.- Factores de la Opción Tarifaria MT4FP 34

Cuadro 5.5.- Factores de la Opción Tarifaria MT4P 34

Cuadro 5.6.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP 35

Cuadro 5.7.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P Y MT4P 35

Cuadro 5.8.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP 36

Cuadro 5.9.- Factores de la Opción Tarifaria BT3FP 36

Cuadro 5.10.- Factores de la Opción TarifariaBT3P 36

Cuadro 5.11.- Factores de la Opción Tarifaria BT4FP 37

Cuadro 5.12.- Factores de la Opción Tarifaria BT4P 37

Cuadro 5.13.- Factores de la Opción Tarifaria BT5A.A 39

Cuadro 5.14.- Factores de la Opción Tarifaria BT5B 40

Cuadro 5.15.- Factores del Agrupamiento Tarifario BT2, BT3FP y BT4FP 41

Cuadro 5.16.- Factores del Agrupamiento Tarifario BT2, BT3P y BT4P 42

Cuadro 5.17.- Factores del Agrupamiento Tarifario BT2, BT3P, BT3FP, BT4P y BT4FP 42

Cuadro 6.1.- Comparación de los Factores de Coincidencia 44

Cuadro 6.2.-Comparación de los Factores de Contribución a la Punta 45

Cuadro 6.3.- Comparación de los Números de Horas de Uso para Baja Tensión 45

4


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RESUMEN EJECUTIVO

En este documento que forma parte del Cuarto Informe, se presenta los resultados del

Estudio de Caracterización de la Carga del Sector Típico 4 que corresponde al SistemaEléctrico Valle Sagrado y forma parte de una de las etapas del Estudio de

Caracterización de la Carga de los Sistemas de Distribución de Eléctrica – Empresas

Modelo (Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y SER), de acuerdo a lo establecido en

el numeral 4.4 de los Términos de Referencia del estudio.

Los resultados que se presentan corresponden a los valores encontrados para los

factores de carga, factores de pérdidas, factores de coincidencia (FCarga, FPérdida, FCPP y

FCFP), factores de contribución a la punta (CPP), los factores de ponderación para

sábado y domingo (FPS y FPD), el factor de utilización de la potencia suscrita (F3) para

suministros de clientes regulados en tarifas binomios. Asimismo, se ha determinado el

número de horas de uso de medidores simples para clientes ubicados en la opción

tarifaria BT5B (1E). Para ello, se realizó la identificación y evaluación de las formas

predominantes o curvas típicas representativas para las diversas opciones y

agrupamientos tarifarios.

Para obtener las formas predominantes o curvas típicas, se utilizó la técnica estadística

de Cluster Analisys. Con estas curvas representativas para cada opción tarifaria o

agrupamiento de tarifas, se determinaron los factores de participación en la punta (F1) y

los factores de carga y pérdidas.

Para la estimación de los demás factores de ponderación de sábado y domingo, así como

de los factores de coincidencia (FCFP, FCPP y F2) se utilizaron las curvas agregadas de

la totalidad de clientes existentes en la fecha de mediciones. Para la evaluación y cálculo

de los factores, para las opciones tarifarias de Baja Tensión (BT), Media Tensión (MT);

así como de SED, dicha evaluación se realizó utilizando una muestra representativa.

El cálculo de todos los factores para cada una de las opciones tarifarias y el

agrupamiento de los mismos, se ha realizado conforme a lo establecido en el numeral 4.4

de los Términos de Referencia del Estudio. Solo para la tarifa BT5B, fue considerada la

medición indirecta en subestaciones de distribución (SED) del Sistema Eléctrico Valle

Sagrado.

El número de suministros involucrados en la evaluación final para la obtención de los

factores de cada opción tarifaria binomial fue de 10 clientes de baja tensión y 15 clientes

de media tensión y para las subestaciones de distribución (SED) seleccionadas dentro

del área de concesión del Sistema eléctrico fue de 17 SED. La cantidad final de clientes

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de baja tensión, media tensión desagregados por tipo de tarifa y de las SED agrupados

por distritos se muestran en los Cuadros R.1, Cuadro R.2 y Cuadro R.3, respectivamente.

Cuadro R.1.- Muestra Final de Clientes Regulados – Tarifas Binomias de Baja Tensión

Distrito BT2 BT3FP BT3P BT4FP BT4P BT5A BT7 Total Partic.

Huancarani 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%

Lamay 0 0 0 1 0 0 0 1 10.0%

Pisac 0 1 0 0 0 0 0 1 10.0%

Taray 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%

Urubamba 0 1 1 0 1 3 0 6 60.0%

Total 0 2 1 1 1 5 0 10 100%

Participación 0.0% 20.0% 10.0% 10.0% 10.0% 50.0% 0.0% 100%

Para el caso de los clientes de baja tensión, de los 10 suministros a los cuales se realizó

las mediciones de la demanda de potencia durante la campaña de mediciones, 7

corresponden a los suministros denominados como titulares y 3 a los suministros

denominados reemplazos, estos últimos debido a las indisponibilidad del propietario y por

la no ubicación in situ de sus titulares.

Cuadro R.2.- Muestra Final de Clientes Regulados – Tarifas Binomias de Media Tensión

Descripción MT1 MT2 MT3FP MT3P MT4FP MT4P Total Partic.

Calca 0 0 1 1 2 0 4 26.7%

Ollantaytambo 0 0 1 0 0 0 1 6.7%

San Salvador 0 1 0 0 0 0 1 6.7%

Urubamba 0 1 1 5 0 2 9 60.0%

Total 0 2 3 6 2 2 15 100%

Participación 0.0% 13.3% 20.0% 40.0% 13.3% 13.3% 100%

Para el caso de los clientes de media tensión, de los 15 suministros a los cuales se

realizó las mediciones de demanda de potencia, 11 corresponden a los suministros

denominados como titulares y 4 a los denominados reemplazos, estos últimos debido a

las indisponibilidad del propietario y por la no ubicación in situ de sus titulares.

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Cuadro R.3.- Muestra Final de Subestaciones de Distribución – Para Evaluación de la Opción BT5B

Descripción Titular Reemplazo Total Partic.

Calca 3 0 3 17.6%

Coya 1 0 1 5.9%Huancarani 1 0 1 5.9%

Huayllabamba 1 0 1 5.9%

Lares 1 0 1 5.9%

Maras 1 0 1 5.9%

Ollantaytambo 2 0 2 11.8%

Pisac 1 0 1 5.9%

Taray 0 1 1 5.9%

Urubamba 3 2 5 29.4%

Total 14 3 17 100%

Participación 82.4% 17.6% 100%

Por otro lado, durante la campaña de mediciones, se logró intervenir a un total de 17 SED

de las cuales, para el cálculo del Número de Horas de Uso (NHUBT), se consideró 14

SED, excluyendo a 3 SED por presentar curvas atípicas.

Los factores obtenidos para cada uno de las opciones tarifarias de media tensión y baja

tensión, se muestran en el Cuadro R.4.

Cuadro R.4.- Resumen del Cálculo de Factores del Sector Típico 4 – Sistema Eléctrico Valle Sagrado

En el cuadro R.5, se muestra la comparación de los factores de coincidencia obtenidasen respuesta a los factores de coincidencia vigentes.

I. Por Opción Tarifaria

MT2 2E2P 0,978 1,000 0,750 0,978 0,948 0,695 0,733 1,008 0,956 0,368 0,181

MT3P 2E1P 0,970 0,936 0,904 0,953 0,941 0,811 0,862 1,069 1,139 0,688 0,489

MT3FP 2E1P 0,955 0,850 0,690 0,850 0,532 0,312 0,587 1,093 1,265 0,528 0,309

MT4P 1E1P 0,988 0,977 0,931 0,988 0,857 0,788 0,919 0,810 0,157 0,384 0,256

MT4FP 1E1P 1,000 1,000 0,053 1,000 0,894 0,048 0,053 0,844 0,038 0,188 0,090

BT3P 2E1P 0,939 0,896 0,526 0,939 0,858 0,423 0,494 0,734 0,503 0,423 0,210

BT3FP 2E1P 1,000 1,000 0,006 1,000 0,759 0,005 0,006 0,734 0,503 0,141 0,076

BT4P 1E1P 1,000 1,000 0,623 1,000 0,948 0,590 0,623 0,821 0,242 0,430 0,224

BT4FP 1E1P 0,000 1,000 0,000 1,000 0,625 0,000 0,000 0,821 0,295 0,027 0,012

BT5A.A 2E 0,966 0,449 0,365 0,449 0,323 0,053 0,164 16,425 5,926 0,348 0,163 376 4525

BT5B 1E 0,956 0 ,853 0 ,964 0 ,948 0 ,918 0 ,839 0 ,914 0 ,932 0 ,910 0,431 0,227 325

II. Por Grupo de Opciones

0,963 0,755 0,949 0,946 0,882 0,792 0,898 1,023 0,961 0,686 0,486

0,965 0,760 0,947 0,953 0,931 0,840 0,902 1,022 0,957 0,672 0,469

0,873 0,707 0,858 0,678 0,817 0,475 0,582 1,062 1,155 0,590 0,373

0,836 0,797 0,942 0,730 0,868 0,596 0,687 0,774 0,384 0,674 0,475

0,845 0,934 0,640 0,845 0,885 0,478 0,541 0,767 0,404 0,484 0,272

1,000 0,966 0,006 0,966 0,719 0,004 0,006 0,734 0,502 0,141 0,077

F3 CPPd FPS FPD NHUBTFPNHUBTPPFCPP FCFP F1 F2 CPPgNivel de

tensión

Opción

tarifaria

Sistema de

medición

BAJA TENSIÓN

Factor de

Carga

Factor de

PérdidasF3 CPPd FPS FPD

MT2, MT3FP, MT4FP

BT2, BT3P, BT3FP,BT4P, BT4FP

BT2, BT3P, BT4P

BT2, BT3FP, BT4FP

F1

MT2, MT3P, MT3FP,MT4P, MT4FP

MT2, MT3P, MT4P

Nivel de

tensión

MEDIA TENSIÓN

Factor de

Carga

Factor de

PérdidasNHUBT

CPPg

MEDIATENSIÓN

BAJATENSIÓN

Opción

tarifaria

Sistema de

mediciónF2FCPP FCFP

7


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Cuadro R.5.- Comparación de los Factores de Coincidencia

FACTORResoluciónOSINERGMIN

Nº 181- 2009 OS/CD

Variaciones de losfactores con respecto a los

valores vigentes

Factor de

Coincidencia

Variación

(%)

FCPPMT 0,887 0,963 8,6

FCFPMT 0,968 0,755 -22,0

FCPPBT 0,865 0,836 -3,3

FCFPBT 0,586 0,797 35,9

FCFPMT: La disminución se explica por el incremento del factor de carga en

horas fuera de punta debido a la mayor intensidad de las diferentes actividades

económicas de los usuarios como telefonía, hoteles y otras actividades turísticas.

FCFPBT: El incremento se explica por la mayor coincidencia de las máximas

demandas de los usuarios en horas fuera de punta los cuales presentan una

mayor demanda de potencia, asociado a actividades productivas, laborando en

horarios diurnos.

En los Cuadros R.6 y Cuadro R.7, se muestran los factores de coincidencia y factores de

contribución a la punta para media y baja tensión obtenidos en el estudio y la

comparación con los factores de coincidencia y contribución a la punta vigentes

correspondiente al ST4 establecidos en la Resolución OSINERGMIN N° 181-2009-

OS/CD, para los siguientes agrupamientos tarifarios:

a) MT2, MT3 y MT4

b) BT2, BT3 y BT4

Cuadro R.6.- Comparación de los Factores de Contribución a la Punta

FACTOR

Resolución

OSINERGMINNº 181- 2009 OS/CD

Obtenidos enel Estudio

ValorAsignado

CMTPPg 0,958 0,902 0,902

CMTFPg 0,477 0,582 0,582

CBTPPg 0,584 0,541 0,541

CBTFPg 0,195 0,005 0,580

CMTPPd 0,870 0,840 0,840

CMTFPd 0,434 0,475 0,475

CBTPPd 0,514 0,478 0,478

CBTFPd 0,180 0,004 0,481

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Los resultados de los factores CBTFP provienen de la muestra de dos usuarios

cuyos niveles de operación en horas punta es casi nulo. En ese sentido se

sugiere considerar los valores de los factores calculados para el Sector Típico 3,

para los usuarios fuera de punta (CBTFPg = 0,58 y CBTFPd = 0,481), ya que el

universo de este segmento es muy reducido.

El aumento significativo de los factores de contribución a la punta de media

tensión CMTFPg se debe a que los clientes están asociados a las actividades

turísticas de hospedaje y otras similares cuya curva típica representativa tiene

mayor contribución a la punta del sistema, por el auge de esta actividad en los

últimos años.

Asimismo, en el Cuadro R.7 se presenta los valores del Número de Horas de Uso

representativos de las tarifas BT5B, BT7 y BT5A: Promedio mensual es (NHUBT = 325

horas/mes, dicho valor ha sido calculado con la muestra de 17 SED, y es mayores en 7%

respecto al valor vigente de 305 horas.

Cuadro R.7.- Comparación de los Números de Horas de Uso para Baja Tensión (BT5A y BT5B)

FACTORResolución

OSINERGMINNº 181- 2009 OS/CD

Obtenidos enel Estudio

ValorAsignado

NHUBT 305 325 325

NHUBTPP A 109 376 105NHUBTFP A 437 4 525 482

NHUBTPPB 103 86

NHUBTFPB 301 382

NHUBTPRE 305 325

Dado que no se tiene clientes de opción tarifaria BT7, se ha considerado que el

NHUBTPRE sea similar al NHUBT determinado para la opción tarifaria BT5B, dado que

tienen las mismas características de consumo residencial.

NHUBT de la tarifa BT5B; el incremento obedece al mayor equipamiento y uso de

electrodomésticos (equipos de audio, video, computadoras y otros) por los

usuarios de esta opción tarifaria, como resultado de la mayor penetración del

mercado de este tipo de productos.

NHUBTPPA y NHUBTFPA: Horas de uso de la tarifa BT5A.A, obtenidos de la

muestra de usuarios presentan divergencias muy significativas, esta variación

obedece a las características de consumo errático e inoperativos de la mayoría

de los clientes de esta tarifa, las mismas que tienen una muy reducida población.

Se sugiere utilizar los valores obtenidos para el Sector Típico 2 (NHUBTPP A =

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105 y NHUBTFP A = 482), por disponer de información más consistente respecto a

una mayor población.

NHUBTPPB y NHUBTFPB, considerando que no se cuentan clientes con esta

opción tarifaria, se está adoptando los factores obtenidos para el Sector Típico 1

(NHUBTPPB = 86 y NHUBTFPB = 382) por tener un mayor registro de información

muestral.

Definición de parámetros.

FCPPMT:

FCFPMT:

FCPPBT:

FCFPBT:

CMTPPg:

CMTFPg:

CBTPPg:

CBTFPg:

CMTPPd:

CMTFPd:

CBTPPd:

CBTFPd:

NHUBT

NHUBTPP A

NHUBTFP A

NHUBTPPB

NHUBTFPB

NHUBTPRE

Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía para cálculo de potencias del

bloque de fuera de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima

mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.


bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual

de hasta 20 kW en horas punta y fuera de de hasta 50 kW en horas fuera de punta.


bloque de fuera de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima

mensual de hasta 20 kW en horas punta y fuera de de hasta 50 kW en horas fuera de punta.

Número de horas de uso para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de

distribución de usuarios del servicio prepago de baja tensión.

Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia por

uso de redes de distribución.

Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta para la

potencia por uso de redes de distribución.

Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases coincidentes con la

punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión, promedio mensual del año.


bloque de punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión con demanda máxima mensual

de hasta 20 kW en horas punta y fuera de punta.

Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta para lapotencia de generación.

Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en punta para la potencia de

generación.

Factor de contribución a la punta de demandas en baja tensión presentes en fuera de punta para la

potencia de generación.

Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia

por uso de redes de distribución.

Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en fuera de punta para la

potencia por uso de redes de distribución.

Factor de coincidencia para demanda de punta en media tensión.

Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en media tensión.

Factor de coincidencia para demanda de punta en baja tensión.

Factor de coincidencia para demanda fuera de punta en baja tensión.

Factor de contribución a la punta de demandas en media tensión presentes en punta para la potencia

de generación.

10


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En la Figura Nº R.1, se presenta el diagrama de carga del día representativo del Sistema

Eléctrico Valle Sagrado, cuya hora de máxima demanda se dio a las 19:15 horas del día

21 de mayo de 2012, con un factor de carga de 0,51, en el Anexo V se muestra el

diagrama de carga de la semana de máxima demanda del sistema eléctrico.

Figura N° R.1.- Diagrama de Carga del Día de Máxima Demanda del Sistema

FECHA : 21-may-12 DIA :

DIAGRAMA DE CARGA

PARÁMETROS ELÉCTRICOS REGISTRADOS Y CALCULADOS

PARÁMETROS REGISTRADOS

MÁXIMA DEMANDA DEMANDA PROMEDIO

H.P 7,36 MW H.P 5,94 MW H.F.P 6,25 MW H.F.P 3,23 MW DÍA 7,36 MW DÍA 3,79 MW

ENERGÍA ACTIVA ENERGÍA REACTIVA

H.P 29,72 MWh H.P 0,00 KVARh H.F.P 61,29 MWh H.F.P 0,00 KVARh DÍA 91,01 MWh DÍA 0,00 KVARh

PARÁMETROS CALCULADOS

FACTOR DE CARGA FACTOR DE PÉRDIDAS

H.P 0,81 H.P 0,68 H.F.P 0,52 H.F.P 0,28 DÍA 0,51 DÍA 0,30 FACTOR DE POTENCIA (promedio del día) 1,00

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

LUNES

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 0 : 0 0

0 1 : 1 5

0 2 : 3 0

0 3 : 4 5

0 5 : 0 0

0 6 : 1 5

0 7 : 3 0

0 8 : 4 5

1 0 : 0 0

1 1 : 1 5

1 2 : 3 0

1 3 : 4 5

1 5 : 0 0

1 6 : 1 5

1 7 : 3 0

1 8 : 4 5

2 0 : 0 0

2 1 : 1 5

2 2 : 3 0

2 3 : 4 5

P O T E N C I A

( M W )

HORAS

Pot. Act iva (MW)

Pot. Activa (MW)

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1. INTRODUCCIÓN

El OSINERGMIN, a través de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GART,

encargó a CENERGIA la elaboración del Estudio de Caracterización de Carga de losSistemas de Distribución Eléctrica – Empresa Modelo, para lo cual se suscribió el

Contrato de Locación de Servicios OSINERGMIN-GART-N° 003-2013.

Este documento que forma parte del Cuarto Informe corresponde a la entrega de los

resultados finales del Sector Típico 4 que corresponde al Sistema Eléctrico Valle

Sagrado, que forma parte del Estudio de Caracterización de Carga de los Sistemas de

Distribución Eléctrica – Empresa Modelo (Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, Especial y

SER), de acuerdo a lo establecido en el numeral 4.4 de los Términos de Referencia del

estudio.

El estudio de "Caracterización de la Carga", tiene por objetivo la determinación de los

factores que caracterizan el comportamiento de los diagramas de cargas de clientes,

grupos de clientes y del sistema eléctrico en su conjunto. Esta información sirve de

soporte para la regulación tarifaria.

La metodología empleada en el estudio involucra un conjunto de actividades; tales como:

análisis de muestreo estadístico, el desarrollo de una campaña de mediciones, procesos

de control de calidad de la información, procesamientos multivariados, y el análisis de losresultados con la finalidad de calcular los factores de coincidencia y contribución a la

máxima demanda de agrupamientos de opciones tarifarias más característicos;

permitiendo entender y definir el comportamiento actual de los clientes sujetos a

regulación tarifaria.

El informe presenta los resultados del estudio, es decir factores que caracterizan los

consumos típicos en el período de evaluación y que han sido determinados de acuerdo

con los términos de referencia y sobre la base de la muestra final que incluyen a las

opciones tarifarias binomios y la tarifa BT5B a través de mediciones indirectas sobre losSED tipificados.

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2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS

2.1. Metodología de Análisis

Para la determinación de las formas predominantes (curvas típicas), se utilizó la técnica

estadística de Cluster Analysis. Esta técnica evalúa cada uno de los objetos en función

de determinadas variables y encuentra grupos homogéneos de objetos conformando

conglomerados o grupos que a su vez se constituyen en los más diferenciados entre

ellos.

Así, a través de mediciones y registros de los diagramas de carga obtenidos en la

campaña de mediciones para el conjunto de clientes durante dos días útiles, sábado y

domingo, se pueden determinar conjuntos de clientes que tienen los mismos patrones de

consumo, y que a la vez, estos conjuntos sean los más diferentes entre ellos.

En este estudio, se trata de encontrar las formas predominantes al interior de un conjunto de

clientes analizando 96 variables por cada cliente, dado que se realiza una integración de la

medición cada 15 minutos para las 24 horas del día.

Dichas variables, son mediciones del consumo de electricidad expresados en potencia

unitaria, dado que lo relevante es determinar formas típicas de consumo de los clientes

antes que clasificar a clientes por sus niveles de consumo.

El algoritmo utilizado en los procesos iterativos de esta técnica, es la conformación de

matrices de distancias usando los valores de las distintas mediciones de un cliente respecto

a otros clientes, de tal manera que al conformarse los grupos, el diagrama de carga para

ese grupo sea el más representativo de todas los clientes miembros, y lo mismo sucede al

conformarse el segundo grupo, el tercero, hasta el número de grupos que se pueda

determinar.

Dado que las variables de análisis están asociadas a una escala de intervalos, el

procedimiento de aproximación entre los clientes se realiza por medio del cálculo de la

distancia Euclideana:

(1)................. 2 j)Clientei, (Cliente j)Clientei, (Cliente Distancia

Es decir, la raíz cuadrada de la suma de las diferencias al cuadrado sobre todas las

variables (96) evaluadas para cada uno de los clientes.

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El número de grupos que se desprenden de una opción tarifaria o un conjunto de

opciones tarifarias es una variable endógena del modelo y dependen del análisis de las

curvas resultantes de cada grupo y de los indicadores estadísticos:

(2)................. grupos inter variancia mínima

grupos entre variancia máxima :eficienciadeIndicador

Con las curvas representativas obtenidas por cada opción tarifaria, así como de

agrupamiento de opciones, se determinan los factores de coincidencia, contribución a la

punta, pérdidas y carga. En el Anexo IV, se presentan los resultados del procesamiento

de los registros validados, así mismo se incluyen los factores de ponderación para los

días sábado y domingo.

2.2. Procedimiento para el Cálculo de los Factores

Se procedió a calcular los factores requeridos por el estudio considerando los diagramas

de carga que corresponden a las formas predominantes identificadas.

Para el cálculo del factor F1, se procedió a utilizar las curvas típicas en términos de la

potencia unitaria (PU), mientras que para el cálculo del factor F2 se consideraron los

consumos reportados por cada cliente que conforman cada una de las formas

predominantes identificadas. Adicionalmente, se estiman los factores para la curva

integrada de cada opción o agrupación tarifaria.

Los cálculos mencionados se efectuaron de la siguiente manera:

a. Factor de Coincidencia en Horas Punta (FCPP)

Calculado como la relación entre la demanda máxima coincidente de los individuos

agrupados en cada opción tarifaria y la sumatoria de las demandas máximas

individuales en el período de punta.

(3)................. Pmax

Conjunto del Pmax FCPP

ptai

pta

b. Factor de Coincidencia en Horas Fuera de Punta (FCFP)

Calculado como la relación entre la demanda máxima coincidente de los individuos

agrupados en cada opción tarifaria y la sumatoria de las demandas máximas

individuales en el período fuera de punta.

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

Conjunto del Pmax FCFP

fptai

fpta

c. Factor de Contribución Efectiva a la Punta del Sistema(CPP)

En este tipo de tarifas, la participación en la punta de los usuarios se estima a partir

de un factor denominado CPP (Factor de contribución efectiva a la punta del

sistema), de modo que:

(5)................. F3F2F1 CPP

Donde:

F1 : Es la participación en la punta efectiva del sistema de un cliente cuya

demanda máxima se produce fuera de punta.

(6) ................. P

P F1

max

punta

F1 : Se calcula sobre la curva representativa de cada tipo de usuarios.

F2 : Corresponde a la relación entre la demanda máxima simultánea del

conjunto y la sumatoria de las demandas máximas individuales.

F3 : Factor de utilización de la potencia contratada o suscrita. Corresponde a la

relación entre la demanda máxima de un cliente con potencia contratada o

suscrita y su potencia contratada o suscrita por dicho cliente.

(7) ................. PC

MD F3

Dada la tendencia en las modalidades de facturación de los clientes binomiales con

las empresas distribuidoras hacia la forma de máxima demanda leída, la estimaciónde este factor para buscar la equidad entre lo que se cobra con lo que se consume,

puede descomponerse en dos partes, considerando una por cada modalidad, para

potencia contratada F3pc y para Máxima demanda leída F3md. En este sentido,

deben tenerse en cuenta lo siguiente:

En los suministros con la modalidad de facturación por potencia contratada, que

presenten una máxima demanda mayor a su potencia contratada, se deberá

considerar el factor F3 = 1, utilizando los valores de la potencia contratada

respectiva (en el numerador y denominador) para el cálculo de F3pc, en la medidaque un valor mayor de 1 significaría una deficiencia de parte de la empresa

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distribuidora dentro de sus sistemas de gestión y monitoreo y no se justifica

“trasladar” el mayor costo de dicha ineficiencia a los clientes.

En este sentido, el cálculo del factor F3 por opciones o agrupaciones tarifarias, se

calculará de la siguiente manera:

(8) ................. (N

)(N

imdF3

)(N

)(N

ipcF3

iF3

i

pci

i

pci

)

Donde:

F3i : Factor de utilización de la potencia suscrita de la i-ésima opción o

agrupamiento de opciones tarifarias

F3pci : Factor de utilización de la potencia suscrita correspondiente a los

clientes con modalidad de facturación de potencia contratada de la i-

ésima opción o agrupamiento de opciones tarifarias

Ni : Número del universo de clientes de la i-ésima opción o agrupamiento de

opciones tarifarias

Nipc : Número del universo de clientes con modalidad de facturación de

potencia contratada de la i-ésima opción o agrupamiento de opciones

tarifarias

Nimd : Número del universo de clientes con modalidad de facturación de

máxima demanda leída de la i-ésima opción o agrupamiento de

opciones tarifarias

Y donde además:

a)-(8 .................pcN .... pc2 pc1mdN .... md2 md1F3

Ni

1ipci

Donde:

F3mdi: Factor de utilización de la potencia suscrita correspondiente a los

clientes con modalidad de facturación de máxima demanda leída, se ha

considerado para el cálculo del factor F3md i, basado en las máximas

demandas leídas históricas; mediante la siguiente relación:

b)-(8 ................. j).....(iMD j).....(iPmdl

F3mdi

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Donde:

Pmdl(i…j) : Promedio de las máximas demandas leídas de los últimos doce

meses.

MD(i..j) : Mayor de las máximas demandas leídas de los últimos doce meses

(para el presente análisis se ha considerado 12 meses de enero-

2012 a diciembre-2012).

Para el caso de la tarifa BT5B, dado que solo se tiene información de los

consumos de energía, el factor F3 se calcula sobre la base de la relación de los

consumos de energía (promedio mensual entre el mayor consumo mensual) de la

tarifa BT5B.

Los resultados del factor F3 según la metodología definida, se muestran en el

Anexo IV.

De este modo, un cliente con una potencia suscrita Pt, tendrá la siguiente

participación efectiva en la punta:

c)-(8 .................F3F2F1PtCPPPt Pp

d. Factores de ponderación

El factor de ponderación se define como la relación entre el consumo de energía

durante un día sábado o domingo y el consumo de energía del día útil típico

correspondiente a la misma semana, tal como se muestra en las siguientes

expresiones:

(9) .................útildíaenergíadeConsumo

sábadodíaenergíadeConsumoS

PONF

(10) .................útildíaenergíadeConsumo

domingodíaenergíadeConsumodPONF

e. Factores de carga y pérdidas

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

potencia máxima de cada una de las curvas típicas encontradas.

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(11) .................Fc(día)MD

Pmed.

Donde:

Pmed : Potencia media de la curva típica o del día de registro

MD(día) : Máxima demanda de la curva típica o del día de registro

El Factor de pérdidas (Fp) se determina mediante la siguiente fórmula:

(12) .................(día)

Pi/MD

Fp (96) datos de Número

96

1i

2

Donde:

Fp : Factor de pérdidas

Pi : Potencia instantánea punto a punto.

MD(día) : Máxima demanda del día de registro

Número de datos : Es el número de intervalos de 15 minutos registrados

durante 24 horas es igual a 96.

f. Número de Horas de Uso (NHUBT)

Número de horas de uso de medidores simples para el cálculo de potencias bases

coincidentes con la punta del sistema de distribución. Clientes de baja tensión con

tarifa BT5B.

Premisas de cálculo para opción BT5B:

1. Se elaboró sobre la base de los registros de carga de la muestra final de lasSED.

2. Los registros fueron previamente ajustadas en forma proporcional de acuerdo a

la participación de la muestra por cada distrito (UBIGEO) según la estructura

poblacional a Diciembre del 2012.

3. Con esta estructura se obtienen curvas agregadas a partir de la muestra de 12

SED, para los días: típico, sábado y domingo.

4. Se determina la energía correspondiente al día típico de la muestra agregada de

la tarifa BT5B y la máxima demanda del mes de las mediciones correspondiente

(Mayo-2013), sobre la base de la curva unitaria típica de la tarifa BT5B obtenidodel análisis clúster.

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

medido en Mayo del 2013 es similar a los 12 meses del año 2012,

presentándose la máxima demanda a las 19:15 horas.

6. Se calculó para cada mes del año 2012 el factor de coincidencia en base a la

hora en que se presenta la máxima demanda del sistema; así tenemos, el factor

de coincidencia referido a la hora de máxima demanda del Sistema Eléctrico

Valle Sagrado del mes de mayo del 2013 es de 0,978.

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

distribuidora a los clientes de la tarifa BT5B, energía y máxima demanda del día

típico de la muestra agregada se calcula primero la máxima demanda

coincidente expandida de un día útil, luego el número de horas de uso utilizando

la siguiente relación:

Donde:

NHUProm : Número de Horas de Uso Promedio

Emespromedio : Energía promedio mensual año 2012 facturado por ELSE.

DmCoincidente : Máxima Demanda Coincidente de la tarifa BT5B del año 2012.

8. En base a las premisas planteadas se elaboró un cuadro de la evoluciónmensual del NHUBT para la tarifa BT5B año 2012.

g. Número de Horas de Uso Tarifa BT7 - Prepago (NHUBTPRE)

Número de horas de uso de medidores prepago el cual representa la participación

efectiva a la punta de usuarios con opción tarifaria prepago (opción BT7).

El cálculo del NHUBTPRE se determina de la siguiente manera:

Donde:

EmesBT7 es el consumo de energía del conjunto de usuarios de la opción tarifaria

prepago BT7 en kW.h.

DmBT7 es la demanda coincidente en horas punta del conjunto de usuarios de la

opción tarifaria prepago BT7 en kW.

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h. Número de Horas de Uso Tarifa BT5A (NHUBTPP y NHUBTFP)

NHUBTPP : Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía BT5A

para cálculo de potencias del bloque de punta del sistema de distribución de

usuarios de baja tensión.

Se ha definido según la siguiente relación:

EHPBT5A

NHUBTPP = ---------------

DCHPBT5A

Donde:

EHPBT5A: Consumo de energía mensual en horas de punta del

conjunto de clientes de la opción de doble medición

de energía (opción BT5A) kWh.

DCHPBT5A: Demanda coincidente en horas de punta del

conjunto de clientes de la opción de doble medición

de energía (opción BT5A) kW.

NHUBTFP: Número de horas de uso de medidores de doble medición de energía BT5A

para cálculo de exceso de potencias del bloque de fuera de punta del

sistema de distribución de baja tensión.

Se ha definido según la siguiente relación:

EHFPBT5A NHUBTFP = ----------------

DCHFPBT5A

Donde:

EHFPBT5A: Consumo de energía mensual en horas fuera de punta

del conjunto de clientes de la opción de doble medición

de energía (opción BT5A) kWh.

DCHFPBT5A: Demanda coincidente con la máxima demanda del

Sistema en Horas Fuera de Punta del conjunto de

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clientes de la opción de doble medición de energía

(opción BT5A) kW.

2.3. Criterio de Recalificación de los Clientes de las Tarifas MT3, MT4,BT3 y BT4

La recalificación de los clientes que corresponden a los tipos de tarifas MT3, MT4, BT3 y

BT4, se realizó en aquellos suministros cuyos diagramas de carga diaria no presentaban

las características de un diagrama de carga típico de la opción tarifaria indicada por la

empresa; en ese sentido se encontró suministros cuya calificación es de presentes en

hora punta, pero de acuerdo a sus diagramas de carga típicos son calificados como

clientes fuera de punta o viceversa.

El criterio de recalificación adoptado fue en base a los días representativos considerados

para el estudio, tomando como mes de referencia (mayo de 2013), lo cual se refleja en la

siguiente relación:

( )

Donde:

FC : Factor de calificaciónEHPDTU : Energía activa en horas punta del día típico (kWh)

EHPDTS : Energía activa en horas punta del día sábado (kWh)

DUtil : Número de días útiles del mes base (22 días)

DSab : Número de días sábados del mes base (4 días)

MDDR : Máxima demanda de día de medición

Realizando el cálculo respectivo para cada uno de los clientes, se tiene los siguientes

casos:

Si FC 0,5 entonces el suministro es calificado como cliente presente en punta

Si FC < 0.5 entonces el suministro es calificado como cliente fuera de punta.

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3. UNIVERSO Y TAMAÑO DE MUESTRA FINAL

En este capítulo se describe los aspectos metodológicos referidos a todo el proceso de

muestreo realizado con el fin de lograr una buena estimación estadística de los diagramasde carga característicos de los clientes sujetos a regulación tarifaria del Sector Típico 4, que

comprende el Sistema Eléctrico Valle Sagrado.

3.1. Universo

Conforme a los términos de referencia, se establecen como universo del estudio, clientes

libres MT1 y los grupos tarifarios regulados MT2, MT3P, MT3FP, MT4P, MT4FP, BT2,

BT3P, BT3FP, BT4P, BT4FP, BT5A y BT5B. Sin embargo, de acuerdo a la información

disponible entregada por ELSE, en el Sistema Eléctrico Valle Sagrado no se cuenta con

clientes de las tarifas MT1 y BT2.

Con la organización de la información y según los términos de referencia se dividió el

universo de clientes binomios según niveles de tensión: media tensión y baja tensión, y

dentro de éstos clientes se clasificaron por opciones tarifarias (estratos). Los clientes

binomios activos al mes de setiembre del 2012 ascienden a un total de 73 clientes, de

los cuales 21 son clientes en baja tensión y 52 clientes en media tensión, tal como se

muestra en el Cuadro 3.1 y Cuadro 3.2.

Cuadro 3.1.- Universo de Clientes Binomios de Baja Tensión

Tarifa Energía Partic. (%) Clientes Partic. (%)

BT3FP 3 11.1% 4 19.0%

BT3P 9 31.3% 1 4.8%

BT4FP 1 3.9% 2 9.5%

BT4P 7 23.3% 1 4.8%

BT5A 9 30.5% 13 61.9%

Total 29 100.0% 21 100.0%

Fuente: OSINERGMIN –

GART- ELSE/Setiembre del 2012

Cuadro 3.2.- Universo de Clientes Binomios de Media Tensión

Tarifa Energía Partic. (%) Clientes Partic. (%)

MT2 32 5.9% 7 13.5%

MT3FP 41 7.7% 17 32.7%

MT3P 417 78.3% 20 38.5%

MT4FP 3 0.5% 4 7.7%

MT4P 40 7.6% 4 7.7%

Total 533 100.0% 52 100.0%Fuente: OSINERGMIN – GART- ELSE/Setiembre del 2012

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Con respecto a la opción tarifaria BT5B, el universo fue referido al número de Subestaciones

de Distribución (SED) de la zona de concesión con la característica de que el consumo total

de energía de la SED sea al menos el 90% de este tipo de clientes.

Para el muestreo a nivel de SED, se consideró como estratos los distritos ubicados dentro

del área de concesión del Sistema Eléctrico Valle Sagrado, y al interior de ellos en los

procesos de muestreo se procedió a filtrar aquellos SED que cumplían el requisito de

suministrar clientes tipo BT5B. El universo de las SED en este sistema eléctrico es de 452

SED considerados al mes de Octubre del 2012 para el estudio de caracterización de la

carga Sector Típico 4.

3.2. Diseño de la Muestra

La unidad de análisis lo constituyeron los clientes de ELSE sujetas actualmente a una

regulación tarifaria y ubicadas en la zona urbana de media densidad, correspondiente al

Sistema Eléctrico Valle Sagrado a setiembre del 2012.

Para la obtención de la información de la muestra en el caso de la opción tarifaria BT5B,

como ya se mencionó, se realizó la medición de su comportamiento de manera indirecta,

recurriendo a una muestra de Subestaciones de Distribución (SED) con la característica de

abastecer el recurso eléctrico predominantemente a clientes “tipo“ BT5B, (al menos el 90%

del suministro). En el caso de las demás opciones tarifarias o de medición binomial, la toma

de información se realizó de manera directa.

El tamaño de la muestra final para los clientes binomiales regulados fue de 25 casos,

mientras que para la opción tarifaria BT5B se logró registrar 17 casos realizados en SED.

En la asignación de la muestra para el caso de clientes binomiales se tomó en cuenta la

distribución del número de clientes y la distribución de los consumos totales de energía

activa de los clientes según opciones tarifarias (estratos) a Setiembre del 2012.

Considerando los indicado en los términos de referencia para el Sector Típico 4, se tomó en

cuenta la relación de 1:2 para los universos de clientes de media tensión y clientes de baja

tensión, respectivamente. Por otro lado, para la distribución de la muestra de clientes al

interior de cada nivel de tensión, se tomó en cuenta la siguiente relación:

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

iClientes 0.35

Energíai

Energía 0.65Ni

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Donde:

Ni : Número de casos de la opción tarifaria i-ésima

Σ Energía i : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre u Octubre 2012), consumida

por cada cliente del estrato i

Σ Energía : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre u Octubre 2012), consumida

en el nivel de tensión al cual pertenece el estrato

Σ Clientesi : Sumatoria del número de clientes (Setiembre u Octubre 2012) del estrato i

Σ Clientes : Sumatoria del número de clientes (Setiembre u Octubre 2012) en nivel de

tensión al cual pertenece el estrato

N : Número de casos de la muestra asignados a cada nivel de tensión (Para

MT N=15, para BT N=10).

La relación (15) tiene la implicancia de que es más relevante el nivel de consumo de energía

(aproximadamente 2 veces más) que el número de clientes que existiese al interior de cada

opción tarifaria, para asignar proporcionalmente los tamaños de muestra por estrato. En ese

sentido, el tamaño de muestra para las opciones tarifarias sobre la base de la información

obtenida (Ver Anexo I) y luego de los procesos de recalificación efectuadas, quedaron

conformados de la siguiente manera:

Cuadro 3.3.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Baja Tensión – Muestra Recalificada

Descripción BT2 BT3FP BT3P BT4FP BT4P BT5A BT7 Total Partic.Huancarani 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%

Lamay 0 0 0 1 0 0 0 1 10.0%

Pisac 0 1 0 0 0 0 0 1 10.0%

Taray 0 0 0 0 0 1 0 1 10.0%

Urubamba 0 0 2 0 1 3 0 6 60.0%

Total 0 1 2 1 1 5 0 10 100%

Participación 0.0% 10.0% 20.0% 10.0% 10.0% 50.0% 0.0% 100%

Cuadro 3.4.- Tamaño de la Muestra Final de Suministros de Media Tensión –

Muestra Recalificada

Descripción MT1 MT2 MT3FP MT3P MT4FP MT4P Total Partic.

Calca 0 0 1 1 1 1 4 26.7%

Ollantaytambo 0 0 0 1 0 0 1 6.7%

San Salvador 0 1 0 0 0 0 1 6.7%

Urubamba 0 1 2 4 0 2 9 60.0%

Total 0 2 3 6 1 3 15 100%

Participación 0.0% 13.3% 20.0% 40.0% 6.7% 20.0% 100%

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Esta estructura de la asignación de la muestra final discrepa de la tendencia propuesta

inicialmente a la correspondiente del mes de Setiembre u Octubre del 2012, dado que aquí

se incluyen las recalificaciones y los clientes activos durante la campaña de mediciones.

Para el caso de los suministros de media tensión, durante la campaña de mediciones se

registró su demanda a 15 clientes, 9 ubicados en el distrito de Urubamba, 4 en Calca, 1 en

Ollantaytambo y 1 en San Salvador. Asimismo, para los clientes de baja tensión, se registró

la demanda de 9 clientes, 6 ubicados en Urubamba y los 3 adicionales en los distritos de

Huancarani, Lamay, Pisac y Taray.

Para estimar las formas predominantes en los agrupamientos de opciones tarifarias de los

suministros de media tensión y baja tensión, se procedió a ponderar la muestra de tal forma

de llevar la estructura de la muestra lo más cercano posible a la estructura poblacional, de

tal forma de seguir la metodología de asignación de la muestra planteada en los términos de

referencia.

Para este último procedimiento se utilizó la siguiente relación para la ponderación

respectiva:

Donde:

Wi : Es la estructura real de la población dado un nivel de tensión

Wi : Es la estructura de la muestra dado un nivel de tensión

Fi : Es el factor de ponderación asociado a cada opción tarifaria dado un nivel de

tensión.

El análisis de la opción tarifaria BT5B se realizó conociendo el comportamiento del consumo

de manera indirecta. En este sentido, si bien la unidad de análisis lo constituyeron los

clientes tipo BT5B, los mismos son evaluados de manera integrada, al analizar el

comportamiento de consumo de una SED, cuyas características son las de suministrar

energía eléctrica a clientes de este tipo de opción tarifaria (al menos el 90% de suministro de

energía).

El marco muestral de las SED correspondió a aquellos vinculados a ELSE con información

estadística de base a Setiembre u Octubre del 2012. La asignación de la muestra tomó en

cuenta indicadores de las estructuras de clientes y de consumo de electricidad por zonas

delimitadas (distritos).

Bajo este procedimiento se identificó espacialmente la localización de SED cuyos

alimentadores abastecen predominantemente a clientes tipo BT5B, tomando en cuenta la

siguiente relación:

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

iClientes 0.35

Energíai

Energía 0.65Ni

Donde:

Ni : Número de casos del distrito o localidad i-ésima

Σ Energía i : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre 2012), consumida por cada

SED del distrito o localidad i

Σ Energía : Sumatoria de la energía mensual (Setiembre 2012), consumida por la

totalidad de SED tipo BT5B del Sistema Eléctrico Típico 4

Σ Clientesi : Sumatoria del número de clientes BT5B (Setiembre 2012) asociados a

los SED del distrito o localidad i

Σ Clientes : Sumatoria del número de clientes BT5B (Setiembre 2012) asociados a latotalidad de SED tipo BT5B del Sistema Eléctrico Típico 4.

Con la formación de estratos de las zonas potencialmente elegibles y la estimación de estos

indicadores, la asignación de la muestra se realizó tomando en cuenta el peso 65% para la

estructura de Consumo tipo BT5B y 35% para la cantidad de Clientes tipo BT5B. Así se

pudo conseguir geográficamente la importancia relativa de SED con suministro y atención

de clientes tipo BT5B, encontrando zonas con alta, media y baja incidencia en la demanda

de energía.

Bajo este procedimiento se determinó la asignación de la muestra de SED por provincias de

la siguiente manera:

Cuadro 3.5.- Asignación de la Muestra de SED del Sector Típico 4

Descripción Titular Reemplazo Total Partic.

Calca 3 0 3 17.6%

Coya 1 0 1 5.9%

Huancarani 1 0 1 5.9%

Huayllabamba 1 0 1 5.9%

Lares 1 0 1 5.9%

Maras 1 0 1 5.9%

Ollantaytambo 2 0 2 11.8%

Pisac 1 0 1 5.9%

Taray 0 1 1 5.9%

Urubamba 3 2 5 29.4%

Total 14 3 17 100%

Participación 82.4% 17.6% 100%

En el Capítulo 5 del informe se presenta la estimación de las formas predominantes e

indicadores de la opción tarifaria BT5B.

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3.3. Tamaño de la Muestra

El tamaño final las mediciones realizadas a clientes de medición binomial fue de 24 (9

clientes de baja tensión y 15 clientes en media tensión) y para la opción tarifaria BT5B el

total de mediciones fue de 17 SED del Sistema Eléctrico Valle Sagrado, tal como se

muestra en el Cuadro 3.6.

Cuadro 3.6.- Asignación de la Muestra de clientes binomios y SED del Sector Típico 4 – Recalificado

Tipo de TarifaPropuesto

Según CálculoRealizado en Campo por Provincias Porcentaje

AdicionalCalca Paucartambo Urubamba Total

Clientes BT 10 3 1 6 10 0.00%

BT2 0 0 0 0 0 -

BT3FP 2 1 0 1 2 0.00%

BT3P 1 0 0 1 1 0.00%

BT4FP 1 1 0 0 1 0.00%

BT4P 1 0 0 1 1 0.00%

BT5A 5 1 1 3 5 0.00%

BT7 0 0 0 0 0 -

Clientes MT 8 5 0 10 15 87.50%

MT1 0 0 0 0 0 -

MT2 1 1 0 1 2 100.00%

MT3FP 1 1 0 2 3 200.00%

MT3P 4 1 0 5 6 50.00%

MT4FP 1 2 0 0 2 100.00%MT4P 1 0 0 2 2 100.00%

Subestaciones 17 7 1 9 17 0.00%

Total 35 15 2 25 42 20.00%

3.4. Muestreo

En síntesis, la selección de los casos para los clientes binomios fue sistemática con partida

aleatoria considerando como variable de ranking los valores de la potencia contratada y/o

máxima demanda de cada uno de los clientes. Esta información estuvo referida al mes de

Setiembre del 2012, contando con el soporte estadístico de los 12 meses del año 2012.

En el caso de las SED, se estratificaron los mismos por su localización geográfica (distritos).

Una vez obtenido el marco muestral, se realizó una asignación de la muestra considerando

de manera simultánea el nivel de consumo de energía uso BT5B (65%) y número de

clientes BT5B (35%), para la distribución de la muestra dentro de cada estrato o distrito.

Luego de asignar un número de SED por distritos y filtrar los mismos como abastecedores

predominantes a clientes BT5B, se formó el ranking en función de la demanda de energía

para ser seleccionados sistemáticamente con un arranque aleatorio los SED de mayor,

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mediano y menor consumo de energía hasta completar la cuota de la muestra de 5 casos

para el conjunto de provincias.

3.5. Selección e Identificación de la Muestra

Para el caso de clientes binomiales, se trabajó con la población estratificada por segmentos

de opciones tarifarias, dentro de cada universo de niveles de tensión. El mes de selección

fue Setiembre del 2012 por representar la estructura más reciente y estable antes de

ejecutar las mediciones, y en función de ello determinar los tamaños de la muestra dentro de

cada nivel de tensión y opción tarifaria. Para el proceso de selección e identificación de los

clientes se utilizó el marco muestral proporcionado por OSINERGMIN-GART, donde se tuvo

información básica sobre la identificación de la empresa, la ubicación precisa así como los

datos de consumo de energía y tipo de contratación.

La elección inicial del cliente se realizó de manera aleatoria y los restantes sistemáticamente

de Nh/nh en Nh/nh. De esta manera se obtuvieron muestras de las empresas de mayor,

mediano y menor potencia de energía de la respectiva opción tarifaria. Este procedimiento

se aplicó en los clientes binomiales de Media Tensión y de Baja Tensión.

Para el caso de la opción BT5B, la selección e identificación se realizó en función de los

SED. Una vez que se determinó la zona y el número de mediciones a realizar por distrito

(Ubigeo), se procedió a seleccionar los SED tomando en cuenta el ranking de los niveles de

consumo para la opción BT5B, de tal manera de elegir aquellos SED cuyas demandas

integrales sean mayores, medianas y menores respecto al promedio distrital.

Así, dentro de cada estrato el nivel de consumo es ordenado en forma decreciente. El

número de intervalos a considerar se estima de la relación Nh/nh. La elección inicial del

intervalo se realiza de manera aleatoria y los restantes sistemáticamente de Nh/nh en

Nh/nh. De esta manera se obtienen las muestras de SED de mayor, mediano y menor

consumo de energía del respectivo distrito.

Este procedimiento probabilístico garantizó la insesgabilidad en la conformación de la

muestra, siendo adecuada para poblaciones finitas.

En el Anexo I se muestra la relación de clientes binomios y SED integrantes de la muestra.

Tanto en el caso de las tarifas binomias, como en los SED, a la lista de las muestras

seleccionadas se adicionó una lista de reemplazo, que por el método de sucesor-

predecesor, garantizaron una elección probabilística e insesgada de la muestra aun cuando

los elegidos tuvieron inconvenientes en la toma de información.

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4. CAMPAÑA DE MEDICIONES

La campaña de mediciones constituye una de las etapas más importantes para la

determinación de las curvas típicas de los suministros que forman parte de la muestra,esta se realizó utilizando registradores electrónicos proporcionados por el Consultor.

Asimismo, el personal técnico asignado para la campaña de mediciones, cuentan con

una capacitación especializado en el uso de equipos registradores y con la experiencia

suficiente para llevar a cabo las mediciones in situ, a fin de garantizar que la información

recopilada en campo sea confiable y que refleje las condiciones de operación típicas de

los suministros que sean evaluados.

4.1. Equipos Empleados en la Campaña de Medición

Para la campaña de mediciones en el Sistema Eléctrico Valle Sagrado que corresponde

al Sector Típico 4, se utilizaron los siguientes equipos:

a. 15 equipos registradores marca ELSTER modelo A2-ZQ2B0F000, cuyas

características técnicas son las siguientes:

Tipo : Trifásico Electrónico - A1RL+

N° de Hilos : 3 hilos

Clase : 20,

Tensión : 120-480 V

Frecuencia : 60 Hz

Precisión : 0.2

Registra : Energía activa en kW.h, energía reactiva en kVAR.h, máxima

demanda en kW y kVAR, entre otros.

b. 10 equipos registradores marca ELSTER modelo A3-ZD2B50000LG, cuyas

características técnicas son las siguientes

Tipo : Polifásico Electrónico – A3RAL+

N° de Hilos : 3 hilos

Clase : 20

Tensión : 120-480 V

Frecuencia : 60 Hz

Precisión : 0.2

Registra : Energía activa en kW.h, energía reactiva en kVAR.h, máxima

demanda en kW y kVAR, entre otros.

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4.2. Programación de las Mediciones en el Sector Típico 4

Las mediciones han sido programadas inicialmente en gabinete habiéndose elaborado un

cronograma de mediciones de la muestra de usuarios binomios y Subestaciones de

Distribución (SED).

Para el caso de las mediciones en el Sector Típico 4, Sistema Eléctrico Valle Sagrado de la

empresa ELSE, se han empleado dos cuadrillas de trabajo, ambas asignadas a levantar

información de suministros y SED en las 3 provincias vinculadas al sistema eléctrico.

Dichas cuadrillas estaban conformados por:

Un Ingeniero especialista en mediciones eléctricas

Un Técnico calificado para instalación de registradores

Una camioneta 4x4 totalmente equipada

Una computadora personal Note Book.

Los ingenieros y técnicos que conforman las cuadrillas contaban con el uniforme

respectivo de la empresa y sus respectivos equipos de protección personal – EPP.

La secuencia de las mediciones también ha sido programada con un criterio de “Ruta

Optima” con la finalidad de cumplir con la instalación de 6 a 8 equipos por día por cada

uno de las cuadrillas de trabajo. Sin embargo, debido a la dispersión de los puntos de

medición y las rutas de acceso a dichos puntos, se alcanzó un rendimiento promedio de

5 a 6 equipos por día, inferior a lo estimado en gabinete.

La campaña de mediciones en el Sector Típico 4, se dio inicio el día 02 de mayo, para

ello previamente se realizaron coordinaciones con el Ing. Jean Carlo Tejada

representante del Sistema Eléctrico Valle Sagrado, asignado por la empresa ELSE la

misma que brindo todas las facilidades para el desarrollo de los trabajos de campo. Las

mediciones se culminaron el día 16 de mayo, habiéndose cumplido correctamente con el

plan de trabajo. Durante la campaña de mediciones hubo algunas dificultades en algunos

suministros con consumo estacional, que ya no estaban operativas durante el periodo de

mediciones o cuyos consumos resultaron mucho menores.

A la fecha de elaboración de este informe, se cuentan con el 100% de mediciones, vale

decir un total de 39 mediciones, entre suministros y SED, de las cuales el 100% de ellos

están validados y revisados.

El programa que se ha llevado a cabo permitió obtener mediciones de cuatro y dos días

en los suministros binomios y en las SED.

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5. RESULTADO DEL CÁLCULO DE FACTORES

5.1. Selección de las Curvas Típicas por Usuario

De los registros de los clientes seleccionados se graficaron en valores por unidad sus

diagramas de carga, y se identificó para cada usuario la curva correspondiente del día

útil más representativo (el de máxima demanda).

Las curvas seleccionadas, previamente validadas y consistenciales, cuyos datos se

muestra en el Anexo I, conforman la muestra de clientes analizados estadísticamente.

5.1.1. Validación y Consistencia

Los resultados de las mediciones y registros de las curvas de carga de los clientes

obtenidos durante la campaña de mediciones y selección estadística de la base de

datos tuvieron que ser validados mediante su comparación con la información

histórica. Se consideró una desviación aceptable de +/-10% respecto a las

magnitudes de consumo de energía, a efectos de considerar los ajustes por

estacionalidad y/o cambios de la estructura de consumo, en este último caso debido

a la modificación de la capacidad instalada o disminución considerable de la

producción.

5.2. Determinación de Formas Predominantes

El algoritmo utilizado en los procesos iterativos de esta técnica, es la conformación de

matrices de distancias usando los valores de las distintas mediciones de un cliente

respecto a otros clientes, de tal manera que al conformarse los grupos, los diagramas de

carga para ese grupo sean los más representativos de todos los clientes miembros, y lo

mismo sucede al conformarse el segundo grupo, el tercero, hasta el número de grupos

que se pueda determinar.

Para calcular las formas predominantes del conjunto de clientes cuyos registros fueron

validados, se siguieron los siguientes pasos:

a) Se consideraron los registros del consumo para los días útiles. Como se registró

dos días útiles por cliente (sea de la base de datos como de la campaña de

mediciones en campo), se eligió como el día más representativo aquel donde se

consignaba el mayor consumo y la mayor demanda, los diagrama de carga del día

útil representativo por opción tarifaria se muestra en el Anexo II.

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b) Se realizó la recalificación de los clientes binomios sobre los diagramas de carga

obtenidos en la campaña de mediciones y/o base de datos y se reclasificó a los

mismos1. En el Cuadro 3.4 y Cuadro 3.5 presentado anteriormente se muestra la

cantidad de suministros de la muestra final incluyendo la recalificación por opción

tarifaria que sirvió de base para determinar las curvas predominantes en el ámbito

de cada opción tarifaria.

c) Se realizó en todos los clientes de la muestra por cada opción tarifaria el

tratamiento de análisis estadístico, con el propósito de determinar formas

predominantes al interior de cada una de ellas. Este procedimiento también fue

aplicado a la opción BT5B.

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

registros obtenidos de ELSE del Sistema Eléctrico Valle Sagrado (Abril del 2013).

e) Los registros de las demandas por cada quince minutos fueron llevados a valores

unitarios (PU) con el fin de conocer los comportamientos de los perfiles y sobre la

base de sus patrones efectuar el algoritmo del Cluster. Las formas predominantes

que se presentan se realizan mediante las oscilaciones de la demanda que

muestran los clientes a lo largo del tiempo y no sobre la base de la cantidad

absoluta de ella.

f) Con la información de cada opción tarifaria, para el día útil seleccionado, se

procedió a aplicar el Clustering, el cual reportaba distintas agrupaciones o

tipologías, siendo evaluadas cada conjunto con indicadores de eficiencia estadística

de homogeneidad (varianza entre grupos/varianza dentro de cada grupo).

De esta forma se determinó el agrupamiento óptimo dentro de cada una de las

opciones tarifarias, obteniéndose de 2 a 3 tipologías por opción tarifaria.

g) En el caso de los agrupamientos por grupos de opciones tarifarias, se realizó

ponderaciones respectivas al interior de cada uno de los niveles de tensión, de tal

forma de respetar la estructura de la población, tanto de clientes de Media Tensión

como de clientes de Baja Tensión (por efecto de las recalificaciones), dado que no

existe clientes binomios de baja tensión, no se presentan resultados de BT. En

estas presentaciones se obtuvieron 2 tipologías por agrupamientos.

h) Posteriormente, se procedió a estimar la curva representativa para cada opción

tarifaria o agrupamiento tarifario, estimando la media ponderada de cada uno de los

grupos encontrados en cada opción.

Con estos procedimientos, se lograron representar los diagramas de carga de las formas

predominantes y de la curva representativa de la opción tarifaria. (Ver Anexo IV)

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

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5.3. Cálculo de Factores en Media Tensión – Sistema Valle Sagrado 1

5.3.1. Tarifa MT2

Siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, se procedió a calcular losfactores de las tarifas binómicas de media tensión, obteniéndose como resultados

para la opción tarifaría MT2 los factores que se muestran en el Cuadro 5.1.

Cuadro 5.1.- Factores de la Opción Tarifaria MT2

En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utilizada y los resultados

obtenidos, así como los datos utilizados para el cálculo del factor F3.

5.3.2. Tarifa MT3FP

Siguiendo el mismo procedimiento de la tarifa anterior, se procedió a calcular los

factores de la opción tarifaría MT3FP y se obtuvo los resultados que se muestran

en el Cuadro 5.2.

Cuadro 5.2.- Factores de la Opción Tarifaria MT3FP



5.3.3. Tarifa MT3P


factores de la opción tarifaría MT3P y se obtuvo los resultados que se muestran en

el Cuadro 5.3.

Tipo FCPP FCFP F1 F2 F3 CPPd CPPg FPS FPDFactor de

Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,978 1,000 0,949 0,978 0,948 0,881 0,929 1,008 0,956 0,472 0,275

Tipo 1 1,000 1,000 0,723 1,000 0,809 0,585 0,723 1,007 0,955 0,355 0,171

Tipo 2 1,000 1,000 0,929 1,000 0,957 0,888 0,929 1,020 0,963 0,466 0,274


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,955 0,850 0,605 0,850 0,532 0,273 0,514 1,093 1,265 0,548 0,330

Tipo 1 1,000 1,000 0,790 1,000 0,817 0,646 0,790 1,066 1,294 0,614 0,404

Tipo 2 1,000 1,000 0,000 1,000 0,931 0,000 0,000 1,029 1,361 0,186 0,084

Tipo 3 1,000 1,000 0,499 1,000 0,434 0,217 0,499 1,120 1,236 0,368 0,174

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Cuadro 5.3.- Factores de la Opción Tarifaría MT3P



5.3.4. Tarifa MT4FP

Siguiendo el mismo procedimiento de las tarifas anteriores, se procedió a calcularlos factores de la opción tarifaría MT4FP y se obtuvo los resultados que se

muestran en el Cuadro 5.4.

Cuadro 5.4.- Factores de la Opción Tarifaria MT4FP



5.3.5. Tarifa MT4P

Siguiendo el mismo procedimiento de las tarifas anteriores, se procedió a calcular

los factores de la opción tarifaría MT4P y se obtuvo los resultados que se muestran

en el Cuadro 5.5.

Cuadro 5.5.- Factores de la Opción Tarifaria MT4P




Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,970 0,936 0,904 0,953 0,941 0,811 0,862 1,069 1,139 0,688 0,489

Tipo 1 0,994 0,977 0,971 0,977 0,937 0,889 0,949 1,085 1,171 0,865 0,752

Tipo 2 0,976 0,940 0,813 0,962 0,942 0,737 0,782 1,063 1,126 0,491 0,279


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 1,000 1,000 0,053 1,000 0,894 0,048 0,053 0,844 0,038 0,188 0,090

Tipo 1 1,000 1,000 0,053 1,000 0,894 0,048 0,053 0,844 0,038 0,188 0,090


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,988 0,977 1,000 0,988 0,857 0,847 0,988 0,810 0,157 0,579 0,369

Tipo 1 1,000 1,000 0,983 1,000 1,000 0,983 0,983 1,019 1,144 0,697 0,502

Tipo 2 1,000 1,000 0,940 1,000 0,836 0,786 0,940 0,622 0,702 0,592 0,384

Tipo 3 1,000 1,000 0,917 1,000 1,000 0,917 0,917 0,844 0,037 0,353 0,246

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5.3.6. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP

Para el cálculo de los factores para el agrupamiento mencionado, es similar que el

cálculo por opciones tarifarias, simplemente se trabaja con las curvas integradas

por el conjunto de opciones tarifarias que se agrupan, sobre la base de ello se

obtuvieron los resultados para el agrupamiento MT2, MT3FP y MT4FP que se

presentan en el Cuadro 5.6

Cuadro 5.6.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3FP y MT4FP



5.3.7. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P y MT4P

Siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, para el agrupamiento de las

opciones tarifarias MT2, MT3P y MT4P, se obtuvieron los factores que se muestran

en el Cuadro 5.7.

Cuadro 5.7.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P Y MT4P



5.3.8. Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP

Similar al caso anterior, siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, para

el agrupamiento de las opciones tarifarias MT2, MT3FP, MT4FP, MT3P, MT4P se

obtuvieron los factores que se muestran en el Cuadro 5.8.


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,873 0,707 0,858 0,678 0,817 0,475 0,582 1,062 1,155 0,590 0,373

Tipo 1 0,883 0,688 0,904 0,719 0,812 0,528 0,650 1,072 1,203 0,550 0,327

Tipo 2 1,000 1,000 0,000 1,000 0,931 0,000 0,000 1,029 1,361 0,186 0,084

Tipo 3 1,000 1,000 0,054 1,000 0,894 0,048 0,054 0,844 0,038 0,188 0,090


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,965 0,760 0,947 0,953 0,931 0,840 0,902 1,022 0,957 0,672 0,469

Tipo 1 0,961 0,730 0,905 0,952 0,929 0,800 0,861 1,005 0,899 0,517 0,307

Tipo 2 0,995 0,977 0,976 0,975 0,942 0,897 0,952 1,084 1,170 0,854 0,735

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Cuadro 5.8.- Factores del Agrupamiento Tarifario MT2, MT3P, MT3FP, MT4P Y MT4FP



5.4. Cálculo de Factores en Baja Tensión – Sistema Valle Sagrado 1

La metodología de cálculo aplicada para el análisis en baja tensión, es la misma que se

utilizó para el análisis de media tensión, por lo cual se obvian algunas definiciones yapresentadas en el caso anterior.

5.4.1. Tarifa BT3FP

Siguiendo el procedimiento descrito en el numeral 2.2, se procedió a calcular los

factores de las tarifas binómicas de baja tensión, obteniéndose como resultados

para la opción tarifaría BT3FP los factores que se muestran en el Cuadro 5.9.

Cuadro 5.9.- Factores de la Opción Tarifaria BT3FP



5.4.2. Tarifa BT3P


factores de la opción tarifaría BT3P y se obtuvo los resultados que se muestran en

El Cuadro 5.10.

Cuadro 5.10.- Factores de la Opción TarifariaBT3P


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,963 0,755 0,949 0,946 0,882 0,792 0,898 1,023 0,961 0,686 0,486

Tipo 1 0,963 0,756 0,959 0,948 0,882 0,801 0,909 1,023 0,961 0,677 0,474

Tipo 2 0,782 0,861 0,027 0,861 0,917 0,021 0,023 0,871 0,234 0,281 0,127


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 1,000 1,000 0,006 1,000 0,759 0,005 0,006 0,734 0,503 0,141 0,076

Tipo 1 1,000 1,000 0,006 1,000 0,759 0,005 0,006 0,734 0,503 0,141 0,076


Carga

Factor de

Pérdidas

Total 0,939 0,896 0,856 0,939 0,858 0,689 0,803 0,734 0,503 0,492 0,269

Tipo 1 1,000 1,000 1,000 1,000 0,936 0,936 1,000 0,734 0,503 0,406 0,221

Tipo 2 1,000 1,000 0,394 1,000 0,850 0,335 0,394 0,734 0,503 0,395 0,199

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En el Anexo IV, se muestra el detalle de la información utiliz

st4_sistema valle sagrado 188

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