IDENTIFICACIÓN DE LAS POTENCIAS COINCIDENTES

La identificación de las potencias coincidentes es importante y crítica, pues de la identificación de éstas depende el proceso de compra de energía. Las correctas mediciones y los correctos cálculos de estas potencias hacen posible el conocimiento de las potencias requeridas para cada punto de suministro y así establecer la correcta distribución de las potencias bilaterales. Debido a la elevada aleatoriedad existente en estos valores es que se hace imprescindible contar con esta información a tiempo para optimizar el proceso de compra al establecer una correcta distribución de la potencia bilateral dentro de los puntos de suministro.

Fórmula Energía d e f g cb PD2 PD2o S/./Gln. PR6 PR6o S/./Gln. PGN PGNo S/./MMBt u PCB PCBo S/./Ton.

Factor e = d * (TC/Tco) * (IPP/IPPo) * e * (PD2/PD2o) + f * (PR6/PR6o) + g * (PGN/PGNo) + cb * (PCB/PCBo) 0.113 0.066 0.134 0.587 0.100 6.69 5.38 4.47 3.03 9.018 6.632 260.117 339.67 1.2861 Factor e = d * (TC/Tco) * (IPP/IPPo) * e * (PD2/PD2o) + f * (PR6/PR6o) + g * (PGN/PGNo) + cb * (PCB/PCBo) 0.000 0.000 0.000 1.000 0.000 6.69 5.38 4.47 3.03 9.018 6.632 260.117 339.67 1.3598 Factor e = g * (PGN/PGNo) 0.000 0.000 0.000 1.000 0.000 6.69 0.00 4.47 0.00 9.018 6.632 260.117 0.00 1.3598 Factor e = d * (TC/Tco) * (IPP/IPPo) * e * (PD2/PD2o) + f * (PR6/PR6o) + g * (PGN/PGNo) + cb * (PCB/PCBo) 0.000 0.000 0.000 1.000 0.000 6.69 5.38 4.47 3.03 9.018 6.632 260.117 339.67 1.3598 Factor e = d * (TC/Tco) * (IPP/IPPo) * e * (PD2/PD2o) + f * (PR6/PR6o) + g * (PGN/PGNo) + cb * (PCB/PCBo) 0.000 0.000 0.000 1.000 0.000 6.69 5.38 4.47 3.03 9.018 6.632 260.117 339.67 1.3598 Factor e = d * (TC/Tco) * (IPP/IPPo) * e * (PD2/PD2o) + f * (PR6/PR6o) + g * (PGN/PGNo) + cb * (PCB/PCBo) 0.000 0.000 0.000 1.000 0.000 6.69 5.38 4.47 3.03 9.018 6.632 260.117 339.67 1.3598

Actualización de precio de la Energía

FACTOR ACTUALIZA CION ENERGIA Fórmula de actualización, constantes y parámetros

104 Tabla 21 Puntos de suministro agrupados para el reparto de potencia

PUNTO DE SUMINISTRO TIPO DE

MERCADO NIVEL DE TENSIÓN SOCABAYA SOCABAYA MERCADO REGULADO 34.5kV CHILINA 33kV SANTUARIO 13.8kV CALLALLI 138kV REPARTICIÓN MOLLENDO 138kV REPARTICION 138kV MARCONA 60kV

SOCABAYA SOCABAYA MERCADO

LIBRE

34.5kV

REPARTICIÓN MOLLENDO 138kV

Fuente: Empresa de distribución eléctrica SEAL

En la tabla 22 para el periodo analizado en esta tesis podemos observar los valores de las potencias coincidentes en cada punto de suministro, hay que mencionar que estos valores están dados en Kilovatios, a fin de facilitar los cálculos.

Tabla 22 Potencia coincidente para cada punto de suministro

PUNTO DE SUMINISTRO POT. COINCIDENTE

SEIN

SOCABAYA 79,989.20

CHILINA 66,080.74

SANTUARIO 8.27

CALLALLI 2,824.79

TOTAL SOCABAYA REGULADOS 148,903.00

MOLLENDO 7,249.00

REPARTICION 20,421.78

MARCONA 5,470.46

TOTAL REPARTICION REGULADOS 33,141.24

SOCABAYA LIBRES 2,151.36

REPARTICION (MOLLENDO) LIBRES 30.89

TOTAL GENERAL 184,226.49

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a. Medición real en cada punto de compra

Las mediciones son la base para poder determinar los consumos mensuales, estas mediciones se registran cada 15min de acuerdo a lo que se estipula en la normatividad vigente.

Dentro de la empresa concesionaria estas mediciones se dan en forma de perfiles de carga (Fig.31), en dónde estos valores son convertidos a potencia de acuerdo a unos factores de transformación propios de cada medidor.

Hay que tener en cuenta que cada medidor de acuerdo a su marca tiene factores de conversión diferentes.

Fig. 31 Perfil de carga para la medición en el transformador Socabaya

Fuente: Empresa de distribución eléctrica SEAL

Para poder obtener la medición real en la concesionaria se suman y restan los valores de las mediciones de acuerdo a si la energía y potencia es suministrada por la Distribuidora o por una generadora. Por ejemplo, si un cliente dentro de la zona de concesión de la distribuidora tiene un contrato de suministro con una generadora, esta energía es descontada de la medición total de la distribuidora a fin de obtener el valor real del consumo, esta operación se hace para cada punto de medición en el cual no se

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tiene contrato de suministro con el cliente de otra empresa (A. Dammert Lira R. G., 2008).

b. Máxima demanda SEIN

La máxima demanda es dada por el COES mensualmente según se muestra en la tabla 23, y es usada para determinar las potencias coincidentes en cada punto de suministro de la concesionaria.

107 Tabla 23 Máxima potencia registrada en el SEIN (2015)

Fuente: Regulación y supervisión del sector eléctrico. PUCP (A. Dammert

Lira R. G., 2008)

Como se puede observar el COES toma en cuenta las potencias producidas por cada generador en la fecha y hora de la máxima demanda a fin de establecer la producción máxima de potencia y energía. En la Fig.32 se aprecia el perfil de carga del día de la máxima demanda, dándose para la imagen a las 19 horas, este valor cambia mensualmente, pues los consumos de potencia y energía son altamente aleatorios.

BLOQUE HORARIO FECHA HORA

PER-ECU Exportación MW ECU-PER Importación MW SEIN MW MAXIMA 2015-05-18 19:00 0.000 0.000 5,944.086 MEDIA 2015-05-18 17:45 0.000 0.000 5,671.138 MINIMA 2015-05-18 03:45 0.000 0.000 4,090.404 UNIDAD MW TGV01 13.428 G1_C.H. PÍAS 1 6.029 G2_C.H. PÍAS 1 5.982 CH EL PLATANAL G1 109.952 CH EL PLATANAL G2 108.005 CHIMAY1 76.142 CHIMAY2 76.198 YANAN1 41.175 CALL1 15.240 CALL2 15.205 CALL3 14.950 CALL4 33.058 HCO1 61.884 HCO2 63.513 HCO3 52.962 HCO4 63.274 HPNI1 16.139 HPNI2 15.293 MAT1 54.641 MAT2 53.505 MOY1 24.232 MOY2 22.890 MOY3 23.047

STA ROSA - UTI5 46.332 STA ROSA - UTI6 0.000

TG7 WEST 0.000 TG8 SIEMENS 176.067 VENT_TG3 0.000 VENT_TG4 143.318 VENT_TV 83.192 C.H. HUINCO C.H. HUAMPANI C.H. MATUCANA C.H. MOYOPAMPA

C.T. STA ROSA UTI

C.T. STA.ROSA WEST CELEPSA CH EL PLATANAL C.H. CHIMAY CHINANGO S.A.C. C.H. YANANGO C.H. CALLAHUANCA EDEGEL C.T. VENTANILLA EMPRESA CENTRAL

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA PARAMONGA

AGUAS Y ENERGIA PERU CENTRAL HIDROELÉCTRICA PÍAS 1

Interconexiones Internacionaloes

108 Fig. 32 Máxima demanda calculada por el COES

Fuente: Regulación y supervisión del sector eléctrico. PUCP. (A. Dammert

Lira R. G., 2008)

Se puede observar que una mala distribución de potencias tiene un impacto grande, sobre los costos que también tienen un impacto elevado debido a que como se ha ido explicando, los costos de las potencias de los bilaterales son menores a los costos de las potencias de los contratos de licitación, es por ello que asignar la potencia de los bilaterales correctamente disminuye los costos en los puntos de suministros ya que disminuye los costos incurridos por el consumo de la potencia variable, la cual tiene un precio de licitación a largo plazo.

En los capítulos siguientes se muestra el modelo de simulación Montecarlo, el cual estima los valores de las potencias coincidentes para encontrar la correcta distribución de la potencia bilateral optimizando los costos de compra.

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potencia, sólo que en este caso aparecen dos precios base, una para Horas fuera de punta y otra para Horas punta. De igual manera que en el caso anterior la variación del factor de energía no supera el 5%, por lo que se mantiene el valor anterior de 1.2489.