edelnorSPI- QIO!13

Ma ranga, 28 de Junia de 2013

IngenieroJaime Guerra M entes de Dca

Director Ejecutivo leiCOES-SINACManuel Ruaud V Paz Sold an N" 364San Isidro .-

c sueto: o bservaclones al lnfor me de Dtagnosttco 2015 - 2024 de Iii Actualization del Plande Transmlsi6n 2015 - 2024

De m i co nsideration:

Tengo el agrado de di rigir le, adjunt o a la presente, las c bservacrones y comenta rios formulados il l

Info rme de Diagnosnco 2015 - 2024 de la Actualizacl6n del Plan de Transmisi6n (PT) 2015 - 2024del SEIN, pe r parte de las Em presas tnst nb otcc res rotegre nte s de l COES.

Sin otro particular, ap rovecho la oportun idad para saludarle.

Ate ntame nte,

• __ ~f

- -_:\_----David Oseo Alta miranoRepresentante Titular del Subcomlte de OlstrlbuldoresCa mite de Asesorami ento de l Plan de Transmisi6n

Jr. {"oa r lopel Raja• • 101 Urb_Maranga san Miguel. lima-Peru10101""0 : (~1 11 51;1 -200 1 Fonoc hon to: 511 1717 http://ww.... edolno r.wm .p .

OBSERVACIONES Y COMENTARIOS AL INFORME DE DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DEL SEIN 2015 – 2024

Informe COES/DP-01-2013

OBSERVACIONES GENERALES

1. Se observa que en la actualización el Informe del Plan de Transmisión no se indican claramente los riesgos e impactos asociados a los retrasos identificados a la fecha en la ejecución de los proyectos que forman parte del Sistema Garantizado de Transmisión (líneas de transmisión en 500 kV y en 220 kV) y de las Centrales de Generación, que impliquen un impacto importante en las instalaciones del SEIN y de las distribuidoras, con la finalidad de que en el Estudio puedan efectuar las recomendaciones correspondientes y evaluar los refuerzos necesarios en la transmisión del SEIN.

2. En el Informe de diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN, periodo 2015 – 2024 publicado por el COES, debería de indicarse claramente si para el desarrollo del estudio se recogieron las recomendaciones dadas por el Ministerio de Energía y Minas, en el numeral 8-b) de la Resolución Ministerial N° 213-2011-MEM/DM, con la que se aprobó el Primer Plan de Transmisión. En el referido numeral de dicha resolución se señala lo siguiente:

b) En las siguientes actualizaciones del Plan de Transmisión, el COES-SINAC

deberá tener en cuenta los refuerzos de transmisión que el MEM viene

coordinando con las empresas concesionarias de transmisión, así como del

Plan de Inversiones de la Transmisión que es aprobado por el OSINERGMIN.

De igual modo, deberá cumplir con las recomendaciones y opiniones

vertidas por el OSINERGMIN a la Propuesta Definitiva del Primer Plan de

Transmisión.

De acuerdo con la citada recomendación, solicitamos al COES que en la Actualización del

Plan de Transmisión, se incluya la relación de proyectos del plan de inversiones en

transmisión 2013-2016 aprobados por el Osinergmin para todas las áreas de demanda y

aquellos proyectos de las distribuidoras asumidos por el MEM para ser licitados vía Pro

Inversión; con la finalidad de que se verifique de manera adecuada coherencia entre los

proyectos que apruebe el MEM y el Osinergmin.

3. Con relación a lo antes indicado, de parte de las distribuidoras nuevamente reiteramos la

necesidad de que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) debería de ser

planificado considerando de manera conjunta la generación, transmisión y distribución

(hasta los puntos de compra actuales y futuros en 220 kV y 60 kV), es decir, como un solo

sistema eléctrico.

OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

4. En la Tabla 2.4 de la página 47 del Informe COES/DP-01-2013, ítem 2.1.3 “Programa de

obras transmisión”, se indica un proyecto de Edelnor para Enero de 2014 que comprende la instalación de un transformador de potencia de 220/60/10 kV – 180 MVA en la Subestación Santa Rosa Nueva.

Al respecto, debemos mencionar que en el Plan de Inversiones 2013 – 2017 del Área de demanda 6, si se aprobó para el año 2012 un único cambio de un transformador de potencia existente de 120 MVA – 220/60/10 kV por otro nuevo de 180 MVA en la Subestación Santa Rosa Nueva a cargo de Edelnor. Dicho cambio se culminó en Febrero de 2012, con lo cual la capacidad transformativa de la subestación aumentó de 2x120 MVA a 1x120 + 1x180 MVA.

Por tanto, solicitamos no considerar en el año 2014 la instalación de un transformador de potencia adicional de 180 MVA en la Subestación Santa Rosa Nueva cargo de Edelnor, y actualizar el análisis de cargabilidad realizado para dicha subestación.

5. En misma Tabla 2.4 se indica otro proyecto de Edelnor para Enero de 2014 que

comprende la instalación de un transformador de 30 MVA – 220/66/10 kV en la Subestación Paramonga Nueva.

Cabe indicar que si bien dicho proyecto fue aprobado a cargo de Edelnor, debemos señalar que su ejecución estará a cargo de REP de acuerdo con lo indicado en el Oficio 1155-2012-MEM/DGE de fecha 19.09.12 emitida por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (ver Anexo N° 1).

6. En la figura 5.11 Niveles de cortocircuito monofásico y trifásico en la zona Centro 2016 del ítem 5.2 Diagnóstico operativo de corto plazo periodo 2015-2016, se muestra que los niveles de cortocircuito en barras 220 kV de las subestaciones de Chavarría y Santa Rosa Nueva superan los 35 kA.

En la figura indicada se puede observar valores de corrientes de cortocircuito siguen

siendo superiores a 31.5 kA en las barras 220 kV de Chavarría y Santa Rosa Nueva, lo cual

implica que los equipos 220 kV instalados o por instalarse en dichas subestaciones, deben

de estar diseñados para soportar los niveles más altos de cortocircuito calculados.

Cabe señalar, que los cortocircuitos calculados resultan ser altos como consecuencia de la

alta concentración de la generación en Chilca y por su ubicación más cercana a la carga

principal de Lima Metropolitana.

Debido a que tal situación compromete la seguridad y operación de las instalaciones de

las distribuidoras y del SEIN; aquellas subestaciones afectadas, tales como Chavarría,

Santa Rosa Nueva, Chillón y Barsi, actualmente vienen operando con el sistema de barras

60 kV abierto y no anillada, como corresponde en este tipo de instalaciones, que han por

lo que se ha visto afectada su confiabilidad.

La situación se vuelve más crítica aún tal como se aprecia en las figuras 3.98 y 3.100 en

donde los niveles de cortocircuito superan los 40 kA.

Un nivel de cortocircuito mayor a 40 KA en 220 kV supera la capacidad de ruptura de los

interruptores recientemente cambiados por las empresas REP y Edelnor en algunas

subestaciones 220 kV, como por ejemplo en la subestación de Chavarría. Esta situación

compromete seriamente la seguridad y la operación ante una eventual falla en 220 kV.

El mayor impacto del elevado nivel de cortocircuito se da actualmente en los sistemas de

barras 60 kV con celdas de línea o de transformador tipo convencional al interior en

subestaciones 220/60 kV, debido a que los niveles de cortocircuito en 60 kV superan los

31,5 kA, y no hay equipo en el mercado que permita efectuar el cambio por otro de mayor

capacidad de ruptura. En el caso de Edelnor tenemos celdas 60 kV al interior en las

subestaciones de Barsi y Santa Rosa Nueva y Santa Rosa Antigua.

Por tal razón, solicitamos al COES proponer e incluir en su plan de proyectos vinculantes,

aquellos que permitan disminuir los niveles de cortocircuito actual y proyectado en las

subestaciones 220 kV y 60 kV de las concesionarias de distribución de las áreas de

demanda que resultan ser afectados como consecuencia de la concentración de la

generación en Chilca y los cambios de configuración de líneas del SEIN.

7. Se sugiere evaluar una nueva subestación de interconexión 220 kV al interior de la zona

de concesión de Edelnor en Lima Metropolitana, toda vez que la subestación Carapongo y Carabayllo 500/220 kV se encuentran muy alejadas de la demanda y porque en las subestaciones de Chavarría, Santa Rosa no hay espacio físico para nuevas líneas 220 kV. La alternativa de alimentar una nueva subestación 220 kV desde la subestación de Carapongo resultará ser inviable desde el punto de vista técnico y económico debido a que al no haber vías con espacio suficiente para líneas aéreas y la imposibilidad misma de construir líneas subterráneas 220 kV que pasen por el Centro de la Ciudad de Lima.

8. Diagnóstico de Corto Plazo: 2015 – 2016

Se solicita incluir a la subestación Nicolás Ayllón 220/MT kV, cuya puesta en servicio está prevista para el año 2016, según Plan de Inversiones de los SST y SCT aprobado por el OSINERGMIN para el periodo 2013 – 2017. En las simulaciones efectuadas para los años 2015 y 2016, se ha considerado la operación de la línea 220 kV de doble terna “Planicie REP – Los Industriales” y se retira la conexión de la subestación Los Industriales a la línea L-2010 “San Juan – Santa Rosa” de REP. Dicha conexión fue aprobada por OSINERGMIN en los Planes de Inversión de los SST y SCT y se encuentra operativa en todo el período. El análisis del COES considera que la futura subestación Córpac se encuentran en servicio en los años 2015 y 2016. Esta fecha debe ser corroborada por el COES con el MINEM, ya que dicho proyecto está a cargo de esta última entidad.

9. Diagnóstico de Largo Plazo: 2022 – 2024

Se solicita considerar a la futura subestación 220/60 kV Ramiro Prialé, cuya puesta

en servicio está prevista para el año 2020 y se ubicará en la zona de Huachipa. Se

sugiere que la alimentación a esta subestación se realice mediante un nuevo

circuito doble terna 220 kV “Carapongo – Ramiro Prialé”.

En los archivos de modelación de Digsilent, los dos grupos de la central

hidroeléctrica Santa Teresa se conectan al SEIN con transformadores

independientes de 13,8/220 kV. Dichos transformadores deben ser reemplazados

por uno de tres devanados de 13,8/13,8/220 kV - 60/60/120 MVA.

No se ha considerado a la central hidroeléctrica Santa Teresa II. Actualmente,

dicho proyecto cuenta con concesión temporal otorgada por el Ministerio de

Energía y Minas y se encuentra en estudios a nivel de factibilidad.

En el largo plazo, para poder evacuar las inyecciones de potencia de las centrales

Santa Teresa I y II, Quillabamba, Retamal y Vilcanota (aprox. 800 MW en total) a la

barra Suriray 220 kV, y evitar posibles problemas de sobrecarga en las líneas 220

kV (Suriray – Abancay, Suriray – Cotaruse y Suriray – Quencoro), así como mejorar

la operación del SEIN; sugerimos evaluar la necesidad de implementar nuevos

enlaces 220 kV y/o ampliar la red troncal de 500 kV hasta la subestación Suriray.

Anexo N° 1

Mlntstertode Energfa y Mmas

vtcemlnlstertcdeEnergfa

Direcci6nGeneral de Elect r icidad

Lima ,

' 200720;6 Deceruc de las Personas con msc acec.oac en E:I Peru"Ana de 13lnteqracrcn Nacic oal y el Recouocuuiento de Nuestra Diveraidad-

19 SET. 1011

DFlelD N" ) I , S -2012-MEMIDGE

Senores:Alfonso Vall e Cis nero sGerente de Tarifas y Gestion de EnergiaWalter Sciutto BrattoliGeren te TecnicoEdelnorPresente

EDELNOR S.A.A. ,

21 SET. 2012LARECEPCIONDEEsTE DocuMENTO

" Cl1:SSElilALC~ C0~FORM1Dt-')

Asunto:

Referencia :

Solicitud de licitacion de elementos del Plan de Inversiones aprobado deEdelnor

a) Oficio GTyG E-193-2012(Exp. 2223147)

b) Carta CS000048-120 11451(Exp . 2226503)

De mi mayor consideracio n:

Me dirijo a usted par encargo del senor Vicemin istro de Energia, en respuesta a 13comunicaci6n de la referenda a), a fin de comunicarle que la Su bestaci 6n ParamongaNueva forma parte de los bienes de la concesi6n de Red de Energia del Peru (REP) y,per otro lado, en el "Plan de Expans ion de l Sistema de Transmision de REP 20 12-2021 -,presentado a este Ministerio mediante documento de la referenda b), se ha incluido elanteproyecto de ingen ieria para la "Ampliacion de la Capacidad de Transformaci6nSubestaci6n Paramonga Nueva 220/66/10 kV Y Cambio de Configurad6n en 66 kV deBarra Simp le a Doble Barra", por 10 que el proyecto serialado en su solicitud , para tnstalarun transformador de 220 /60 kV Y 30 MVA en la Subestaci6n Paramonga Nueva , debeverse co mo parte de la ampnaccn de las instalaciones concesionadas a REP.

Sin otro particu lar, hago propicia ta ocasi6n para reiterarle los sentim ientos de mi espe cialconsideraci6n y estima personal.

Ate ntamente,

C.C. : OSl NERGMIN

~:~JD1RECCOl GENERAl DE ELECTRtCIOAO

www .minem. gob.pe

A~ 2ct \3'1-=16'1?l0 -~a~20) ,

Av. Las Artes Sur 260San Borjil, uma 41 , PeruT: (511)4111100rman: web mastergimmem.gcb.pe

... : ,,); "

GTyGE·193·2012

Lima, 20deagoslo del 201 2.

SenorLuis Ortigas CuneoViceMinistrode EnergiaMinisterio de Energia y MinasAv,LasArtes Sur 260 San Bora.Presente .-

Asunto: Solicitud de llcitaclen de elementos del Plan deInversiones aprobado deEdelnor.

Referencia: Articulo 139°, literal "d" numeral "VI.2" delReglamento de laLey deConcesionesarectrtcas.

Demi mayer conslderaclon:

Can fecha 19 de julio de 2012, se emilio la Resolucion NO 151-2012·0S/CD, mediante la cual elOsinergmin aprueba el Plan de Inversiones en Transmisi6n correspondienle al periodo mayo 2013 - abril2017,el cualdifierede10 propueslo pornuestra empresa yaqueincluye una inversi6nacargo deEdeloorcorrespondiente a la inslalaci6n de un Transformador de Potencia 220/66 kV de 30 MVA en laSubestaci6n Paramonga Nuevaoperada por RedEnergia del Peru (REP). Nueslra propuestaconslstla enque la inslalaci6n y operaci6n del citado transformadordeberia estar a cargo deRed deEnergia delPeru(REP), ya que esta empresa es la que opera la linea 220 kV vinculada y la subestaci6n ParamongaNueva.

EI Osinergmin ha definido que sea Edelnor quiense hagacargo deesla inversion argumentando quenoIees factible asignarla a REP par no estardentro del alcancedelPlan de Inversiones, dado que es unactive comprendido en elcontrato de concesi6n de REP, cuyas clausulas establecen unmarco especificopara la expansion de su sistema de transmisi6n. Mayores detalles de la decision de Osinerqmin sepueden encontrar en el apartado 6.~1 , literal ·C. Sobre el Sistema Paramonga" y en el Anexo Arespuesta a la Opini6n1 del lnforme Tecnlco W 0279·2012·GART que forma parte de la Resoluclon W151·2012·QSICD.

Consideramos que es mas conveniente para la operaci6n del sistema que sea REP la queejecute lainversion, par lassiguientes rezones:

REP es la actual empresa encargada de msntener y operar toda la subeslaci6n ParamongaNueva.REP cuenla can experiencia, personal, infraestructura y otres recursos necesarios para asumirsinproblemas laoperaci6n de un transformadoradiciona! asuparque actual detransformadoresdepotencia.EI asignar a una la instalaci6nexistente unanueva bahiadetransformador a elroconcesionariou operador duplicarla las instalaciones de telecomunicaciones para cumplir can la "Normateenlea para la coerdinaci6n de la operacion en tiempo real". De la merna manera seduplicaria las instalaciones de Servicios Auxiliares (SS.AA.) y dernas circuitos de controlasociadas,deotro modo setendriaquerenter aREPpara sufuncionamienta.

Jr. Cesar L6pel Rojas # 20' Urb. Marang a San Migue l. lim a-PeruTe l ~ fo no : (511) 561-2001 sonodiente: 517-1117 tlttp:llwww. edelnot.(om .pe

f

edelnorEI Ministerio de Energia y Minas tiene un contrato con REP que Ie permite autonzar lasampliaciones delas instalaciones concesionadas adchaempresa.EstasubestaciOnseencuentra fuera delaszonasdeconcesiones actuatesde Edelnor yno tienesentido tramitar las delirnitaciones de propiedad de las instalaciones y obtenciOn deservidumbres al interior dela subestaci6n, concesionada aREP, para un solo transformador,Desde el punta de vista de confiabilidad del sistema, esta se vera afectada negativamentedebido a los mayores tiempos de coordinaci6n para la realizacion de las operaciones 0maniobras eninstalaciones compartidas .Se evila interferencias con las futuras ampliaciones en 220 kV Y en 66 kV que se tenganprevistas ejecutar con REP al interiorde lasubestaci6nydeinterconexi6nconel SEIN.La ampliationde la capacidad de transformacion 220166 kVen la subestacion perrnitira a REPalenderrequerimientos dedemandadecllentes ATyde Edelnor.EI que se asigne a REP esta instalaci6n permitsa mantener unorelen y sentara jurisprudenciapara que no serepita esta sifuacion encasas futuros similares.

Adicionalmenle, cabe mencionar que los M6dulos de Costos Estandares aprobados par el Osinergmin,mediante los cuales se valorizan las lnverslones requeridas para ejecutar el Plande lnverslones. aunestan dando como resultado un reconocimiento de jnversones menores a las realizadas par Edelnor enlos ultimos arios10 cual desincentiva a realizarnuevasinversiones, mas aun siestas seencuentran fuerade su zona de corcesen, y existiendo la pasibilidad de que sean efectuadas parotra empresaque sipuede obtener unarentabilidad garantizada adecuada.

En tal sentdo, encumplimiento del articulo 1390 del Reglamento de la Ley deConcesones Electrices, ytenendc encuenta que el Plan de tnverslones 2013·2017 aprobado parel Osinergmin para Edelnor noconcuerda con 10 que nuestra empresa propuso, nos vemos precisados a solicilar que la lista deelementosaprobados perOsinergmin queseadjuntacomo anexo 1, sea considerada enla licitaci6n a laque serefiere el articulo 3, numeral 3.6del Reglamentode Transmisi6n.

Sinotro particular, hacemos propicialaocason para saludarlo.

Atentamente,

A"" 801"'"oa CJeee ~"'" '-'

Sr. Roberto TamayoPereq - Drector General de ElectricidadSr. VIClorOfmeflo Salc:edo - GerenteAdjunkl GART..QS1NERGMIN.

Alto so Val eCisnerosGerente delarilas Gesticn de Energia

c.c.:

Jr. Cesar l 6pez Rojas # 201 Urb. Maranga San Miguel. lima-Peru