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
