Recurso de Reconsideración a laResolución Osinergmin N° 151-2012-OS/CD

Aprobación del Plan de Inversiones en Subtransmisiónperíodo Mayo 2013 - Abril 2017

27 / 08 / 12

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Transformador 220/66kV - 30 MVA en SET Paramonga Nueva a cargo de REP

Segunda línea 60 kV Chillón - Oquendo

Reemplazo de celdas por elevadas corrientes de cortocircuito

Incorporación de nuevas celdas MT de alimentadores no aprobadas

Cambio de relación de transformación de tres transformadores AT/MTaprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017

Corrección de códigos de elementos incluidos en el Plan de Inversiones 2013 -2017

Elementos complementarios a ser incluidos en Plan de Inversiones 2013-2017

Retiro de elementos excedentes incluidos en el Plan de Inversiones 2013-2017

Soterramiento de líneas aéreas MAT y AT

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Índice del Recurso de Reconsideración

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Edelnor solicita que la aprobación de la instalación de un transformador de 30 MVA en laSET Paramonga Nueva sea a nombre de una empresa “NN”, por la razones siguientes:

1. Transformador 220/66 kV – 30 MVA en SET Paramonga Nueva a Cargo de REP

30 MVA

9 de Octubre

Pto. Antamina

Punto CompraEdelnor

Punto CompraEdelnor

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar a favor de una empresa “NN”la aprobación de la inversión de la instalación del transformador 220/60 kV – 30 MVA enla Subestación Paramonga Nueva.

• La SET Paramonga Nueva se ubica fuera del área de concesión de Edelnor.

• REP es la encargada de explotar, operar y mantener la SET Paramonga Nueva.

• El MEM tiene contrato con REP, que le permite autorizar la ampliación y/o refuerzo delas subestaciones y líneas de transmisión que tiene concesionadas.

• A la subestación se conectan los sistemas: 9 de Octubre, Huarmey y Pto. Antamina.

• No tiene sentido tramitar delimitar una propiedad y obtención de servidumbre al interiorde la subestación concesionada a REP.

• Se evita la duplicidad de instalaciones: Telecomunicaciones (exigencia COES), SS.AA.,circuitos de control y transformador adicional de reserva. También interferencias confuturas ampliaciones a ser ejecutadas por REP.

• Se evita afectar la calidad de suministro por los mayores tiempos de coordinación paralas operaciones y maniobras en instalaciones compartidas.

1. Transformador 220/66 kV – 30 MVA en SET Paramonga Nueva a Cargo de REP

La necesidad de la segunda línea 60 kV Chillón-Oquendo se sustenta en la demandaadicional (11.67 MW), solicitada por nuevos clientes AT y MT, a ser abastecidos desde laSET Oquendo.

En condición de simple contingencia (N-1) por falla de la línea 60 kV Chilló-Oquendo(L653), se sobrecargan las líneas Chavarría-Tomás Valle (L626) y Chavarría-Oquendo(L618).

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2. Segunda línea 60 kV Chillón - Oquendo

Año 2014Año 2013

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2. Segunda línea 60 kV Chillón - Oquendo

Del mismo modo, en el año 2015 la falla de una de las líneas 60 kV (L617 o L626)Chavarría-Tomás Valle, sobrecarga a la otra.

La segunda línea Chillón-Oquendo permite solucionar los problemas de sobrecarga de laslíneas 60 kV entre las SETs 220/60 kV de Chillón y Chavarría.

Segunda línea Chillón-Oquendo

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar la inclusión de la nueva línea60 kV Chillón – Oquendo en el Plan de Inversiones en Transmisión para el Área deDemanda 6.

2. Segunda línea 60 kV Chillón - Oquendo

El costo de la segunda línea solicitada resulta ser menor porque el 67% (5.35 km) de sulongitud total (8 km) se prevé instalarla sobre la postería de la línea L-653 existente(Chillón – Oquendo).

SETOquendo

SETChillón

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar e incluir en el Plan las 2celdas de línea 220 kV de la Subestación Chavarría, que fueron reemplazadas porEdelnor en el presente año. Asimismo, se incluya el cambio de las 2 celdas de línea 60kV en la SET Santa Rosa Antigua.

En los cambios de equipos aprobados en el Plan de Inversiones 2013 – 2017 no seincluyeron el cambio de 2 celdas de línea 220 kV y otras 2 de 60 kV, requeridas por elincremento de la corriente de cortocircuito en barras en sistema AT de Lima.

En la Subestación Chavarría

• Cambio de 2 celdas de línea 220 kV, tipo convencional exterior de 25 kA por otras de40 kA (CE-220COU1C1EDBLI4), correspondientes a las líneas L2005 y L2006 Chavarría– Barsi.

Las 2 celdas de línea 220 kV fueron cambiadas por Edelnor en el presente año.Dichas celdas no están incluidas en el Plan de Inversiones 2009-2013.

En la Subestación Santa Rosa Antigua

• Cambio de 2 celdas de línea 60 kV, tipo convencional interior de 25 kA por otras de31.5 kA (CE-060COU1C1IDBLI3), correspondientes a las líneas L6011 y L6020 deEdegel (llegada de la CH Moyopampa).

3. Reemplazo de celdas por elevadas corrientes de cortocircuito

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En las celdas de alimentadores incluidas en el Plan de Inversiones 2013-2017, no seaprobaron 21 nuevas celdas de alimentadores con el siguiente argumento:

• 14 celdas destinadas de manera exclusiva a Usuarios Mayores y pueden serdesarrolladas como Sistema Complementario de Transmisión de LibreNegociación.

• 7 celdas ya estaban consideradas en el Plan de Inversiones 2009-2013.

Con respecto a las 14 celdas: No corresponden a alimentadores exclusivos y estándestinados a atender a clientes libres y regulados.

4. Incorporación de nuevas celdas MT de alimentadores no aprobadas

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar la inclusión de las 14 celdasde alimentadores que no han sido incluidas en el Plan de Inversiones en Transmisión2013-2017 para el Área de Demanda 6; y la inclusión de las 7 celdas de alimentadoresque fueron propuestas, pero no han sido incluidas en el Plan de Inversiones enTransmisión 2013-2017 aprobado para el Área de Demanda 6.

4. Incorporación de nuevas celdas MT de alimentadores no aprobadas

Con respecto a las otras 7 celdas: No están consideradas en el Plan de Inversiones 2013-2017. Como parte del sustento se muestra el siguiente cuadro.

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar el cambio de la relación detransformación de 60/10 kV por 60/20/10 kV de los transformadores de potenciaaprobados, incluido los elementos complementarios en las subestaciones de Tomás Valle,Santa Marina y Caudivilla.

Edelnor ha solicitado el cambio de relación de transformación de 60/10 KV por 60/20/10kV de tres transformadores de potencia AT/MT aprobados en el Plan de Inversiones2013-2017, para las subestaciones de Tomás Valle, Santa Marina y Caudivilla.

Lo solicitado se justifica por tener que atender inicialmente, en el corto y mediano plazo,demanda de clientes MT, cuyos nuevos suministros serán alimentados en 20 kV.

• Tomas Valle: Pamolsa (I.C. de 3.4 a 8.0 MW); Clorox (4.0 MW).

• Santa Marina: Cormin Callao (5.0 MW), Almaceneras del Perú (2.0 MW).

• Caudivilla: Alimentación directa del SER Valle del Río Chillón, ubicado fuera del área de

concesión de Edelnor.

5. Cambio de relación de transformación de tres transformadores AT/MT aprobados en el Plan de Inversiones 2013 – 2017.

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6. Corrección de códigos de elementos incluidos en el Plan de Inversiones 2013 -2017.

Se observa que hay 37 elementos aprobados cuyos códigos de módulos estándarameritan ser corregidos por no corresponder a las características propias de la instalación.

• Tipo de transformadores de potencia (interior o exterior)• Celdas de transformadores (interior o exterior, simple o doble barra)• Celdas de líneas (interior o exterior, simple o doble barra)• Líneas AT (simple o doble terna), no corresponden al tipo de instalación

SET Tomas Valle

Celda 60 kV TR – Interior (Exterior)

SET Mirones – Sala 60 kV

Celda 60 kV LI – Simple Barra (Doble Barra)

Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar la corrección o modificación delos códigos estándar de los módulos de los 37 elementos incluidos en el Plan deInversiones en Transmisión 2013-2017.

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar la inclusión de los 14elementos faltantes (12 del Plan 2013-2017 y 2 instalados en el periodo 2009-2013) en elPlan de Inversiones en Transmisión 2013-2017.

De la revisión del Plan de Inversiones en Transmisión aprobado, se detectó que en lapropuesta de Edelnor, se omitió involuntariamente elementos complementarios enproyectos del 2013-2016 (12 elementos) y otros que se han instalado en el periodo 2009-2013 (2 elementos).

7. Elementos complementarios a ser incluidos en Plan de Inversiones 2013 – 2017.

Celda Cantidad

Acoplamiento 220 kV 1

Acoplamiento 60 kV 1

Acop. Longitudinal 60 kV 8

Transformador 20 kV 3

Acop. Longitudinal 10 kV 1

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Reconsideración: Solicitamos al Osinergmin reconsiderar lo aprobado excluyendo los 12elementos excedentes indicados del Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017.

De la revisión efectuada a todos los elementos incluidos en el Plan de Inversiones enTransmisión 2013-2017, se observa que hay un grupo de 12 celdas aprobadas detransformador, medición y línea, que resultan ser excedentes con respecto a la cantidadrequerida para su instalación.

En el Recurso de Reconsideración de Edelnor se ha detallado el sustento y la relación decada una de las 12 celdas a ser retiradas del Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado.

8. Retiro de elementos excedentes incluidos en el Plan de Inversiones 2013 – 2017.

Elementos Excedentes Cantidad

Celda Transformador 10 kV 1

Celda Medición 10 kV 4

Celda Medición 20 kV 3

Celda Línea 60 kV 4

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9. Soterramiento de líneas Aéreas MAT y AT.

OSINERGMIN no incluyó los trabajos de adecuación consistentes en la reubicacióny el soterrado de tramos de líneas de transmisión existentes por las siguientesrazones:

1.- La adecuación se realiza para dar cumplimiento a la

normativa de OSINERGMIN por razones de seguridad;

2.- El tercero que ocasionó la situación de riesgo debe

asumir los costos que ello implique;

3.- En los casos en los que la necesidad de realizar trabajos

de adecuación se deba a razones de seguridad, dichos trabajos no constituyen una expansión del sistema de

transmisión.

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Reconsideración: Solicitamos al OSINERGMIN reconsiderar en el Plan de Inversiones 2013-2017las inversiones requeridas para el soterramiento de los tramos propuestos por Edelnor.

9. Soterramiento de líneas Aéreas MAT y AT.

1.- La adecuación se realiza para dar cumplimiento a la normativa de OSINERGMIN por razones deseguridad

2.- El tercero que ocasionó la situación de riesgo debe asumir los costos que ello implique

3.- En los casos en los que la necesidad de realizar trabajos de adecuación se deba a razones deseguridad, dichos trabajos no constituyen una expansión del sistema de transmisión.

Judicialización problema socialFalla del mercado, Función de la regulaciónPrincipios de eficiencia y efectividad y análisis costo-beneficioSolución mas eficiente

Diferencia entre adecuación por crecimiento y por seguridadExpansión de red: incremento o crecimiento por tamaño físico, capacidad,

seguridad, confiabilidad o calidad de redPlan de Transmisión considera inversiones realizadas por razones de

seguridad, confiabilidad y calidad

Obligación de la concesionaria de corregir situaciones de riesgoActos de tercerosNuevas obligaciones supervisables que deben ser reconocidas en la tarifaPrincipio de Análisis de Decisiones Funcionales

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Muchas gracias