Alternativas de expansión de la transmisión

Sobre la base del diagnóstico del sistema eléctrico actual y de acuerdo a la evolución de la demanda eléctrica en el Área de Demanda 9, se ha identificado algunos refuerzos en líneas existentes e incremento en la capacidad de transformación que serán necesarios realizar en el horizonte al año 2022.

A continuación se realiza el análisis y planteamiento de alternativas para cada sistema eléctrico que están bajo responsabilidad de SEAL y ELECTROSUR.

6.2.3.1 Sistema Eléctrico Arequipa

Actualmente la ciudad de Arequipa se abastece eléctricamente desde la SET Socabaya y SET Chilina, estando pendiente de implementar las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones vigente: 1) LT 138 kV Socabaya-Parque Industrial, 2) nueva SET Parque Industrial 138/33/10 kV para dar mayor confiabilidad al suministro eléctrico en la ciudad de Arequipa y, 3) nueva SET Tiabaya y su línea conexa, incluyendo la implementación de nuevas celdas en 10 kV.

Sin embargo, SEAL en su PROPUESTA FINAL ha reformulado el Plan de Inversiones vigente y propone la implementación de la nueva SET Parque Industrial con transformadores de dos devanados 138/33 kV, la ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones existentes 33/10 kV. y reforzar algunas líneas existentes de 33 kV. El principal argumento de SEAL para esta reformulación del Plan de Inversiones vigente, consiste en contar con transformadores de respaldo para atender cualquier contingencia de los transformadores existentes 138/33 kV. y por el menor costo que representa la alternativa mencionada.

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, SEAL señala que la alternativa de 3 devanados no es viable debido a que presenta elevados niveles de potencia de cortocircuito en barras MT. Del análisis efectuado por OSINERGMIN dicha opinión fue acogida (ver Anexo A del presente documento).

A fin de evaluar esta reformulación, a continuación se analizan las cinco (5) alternativas que se han identificado para el afianzamiento del suministro eléctrico a la ciudad de Arequipa.

Alternativa 1: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación

Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV.

Alternativa 2: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación

Parque Industrial con transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33.

Alternativa 3: (Propuesta SEAL) Implementación de nueva subestación

Parque Industrial con transformador 138/33 kV – 80 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV. Adicionalmente se implementa la LT 138 kV Chilina - Parque Industrial con cable subterráneo de 400 mm2.

Alternativa 4: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con

transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y reforzamiento del enlace entre las subestaciones de Chilina y Challapampa en 33 kV. Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.

Alternativa 5: Implementación de nueva subestación Parque Industrial con

transformador 138/33/10 kV – 100 MVA y LT 138 kV Chilina y Challapampa con cable subterráneo de 400 mm2. Adicionalmente se considera la rotación de los transformadores 33/10kV retirados de las subestaciones Parque Industrial y Jesús.

De la evaluación técnica realizada a las alternativas mencionadas, se obtiene que las alternativas 2, 4 y 5 presentan valores de corriente de cortocircuito trifásico mayores a 40 KA en barras MT, por lo cual, dichas alternativas quedan descartadas debido a que las celdas MT están diseñadas para 25 KA. Las alternativas técnicamente viables se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo, obteniéndose los siguientes resultados:

Cuadro Nº 6-3

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Eléctrico Arequipa

OSINERGMIN F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

Sistema: Arequipa

Valor Presente (US$)

Alternativa Transmisión Transformación Total

OYM Pérdidas Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión

Alternativa 1 1 208 912 4 358 765 6 485 536 5 591 210 17 644 423 2 797 962 -472 066 19 970 319

Alternativa 3 5 549 178 4 441 337 6 485 536 5 598 668 22 074 719 3 588 627 -484 952 25 178 393 Alternativa Seleccionada :3 8 57 Alternativa 1 580 390

Del cuadro anterior, se puede notar que la Alternativa 1 es la de menor costo en un horizonte de análisis de 10 años debido a que presenta la menor inversión.

6.2.3.2 Sistema Eléctrico Camaná – Chuquibamba - Majes

SEAL propone interconectar al SEIN, los sistemas eléctricos aislados de Ocoña, Atico y Caravelí, debido principalmente a que tiene nuevas demandas que no pueden ser atendidas desde la red existente y por la poca capacidad disponible de generación eléctrica que existe en cada sistema aislado.

Cabe señalar que en el Plan Nacional de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM) se contempla ejecutar electrificaciones rurales en la zona de Caravelí; para ello, el MEM tiene contemplado construir una nueva LT 60 kV Camaná - Ocoña e implementar una nueva subestación AT/MT. Para atender las nuevas demandas, SEAL propone tres alternativas:

Alternativa 1: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión en cascada

- En el 2014, implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud. - En el 2016, implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas

en Ático y Caravelí, la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Ático – Caravelí; la longitud aproximada de ambas líneas es de 60 Km.

Alternativa 2: Interconexión de la SET Ático y SET Caravelí con líneas de transmisión independientes

- En el 2014, implementar una nueva subestación 138/60/33 kV ubicada en Ocoña y la LT 138 kV Camaná – Ocoña de 50 Km de longitud, - En el 2016, implementar dos nuevas subestaciones 60/10 kV ubicadas

en Ático y Caravelí, la LT 60 kV Camaná – Ático y la LT 60 kV Camaná – Caravelí, cuyas longitudes son 60 Km y 85 Km respectivamente.

Alternativa 3: Mantener la condición de Sistemas Aislados

En esta alternativa se considera la situación de mantener la condición de sistemas aislados y para atender las nuevas demandas se propone incrementar la capacidad de generación eléctrica.

Cabe señalar, que se ha evaluado la propuesta del MEM, que consiste en interconectar el sistema aislado de Ocoña en 60 kV desde la SET Camaná. Dicha alternativa no cumple con los criterios técnicos establecidos porque presenta problemas de caída de tensión cuando se interconectan los sistemas aislados de Ático y Caravelí a la barra 60 kV de la SET Ocoña. Por lo mencionado, la alternativa propuesta por el MEM se desestima.

Del análisis efectuado a las alternativas propuestas por SEAL, se valida la Alternativa 1 debido a que cumple con los criterios técnicos establecidos en el horizonte de 10 años y porque presenta el menor costo.

Cuadro Nº 6-4

PROPUESTA OSINERGMIN - ÁREA DE DEMANDA 9 Análisis de alternativas – Sistema Camaná- Chuquibamba - Majes

Alternativas Inversión (MUS$) O y M (MUS$) Costo Pérdidas (MUS$) Costo Energía (MUS$) Costo Total (MUS$) Alternativa 1 9 904,17 1 824,80 2 317,66 21 212.33 35 258,96 Alternativa 2 10 536,33 1 924,01 1 881,78 21 212.33 35 554,44 Alternativa 3 112 161.79 112 161,79

6.2.3.3 Sistema Eléctrico Islay

En base al diagnóstico efectuado a las instalaciones de SEAL, se ha detectado problemas de sobrecargas en los transformadores 33/10 kV de la SET Mollendo (104%) y Matarani (145%) y así como la necesidad de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.

Asimismo, en la etapa de opiniones y sugerencias, SEAL solicita se reemplace el transformador existente de la SET Base Islay debido a que dicho equipo superó su vida útil y no cuenta con regulación bajo carga. Del análisis efectuado por OSINERGMIN dicha opinión fue acogida (ver Anexo A del presente documento).

En base a lo mencionado se plantean las siguientes reformas:

- En la SET Base Islay, reemplazar el transformador de potencia 138/33 kV - 3x7.5 MVA por uno nuevo 138/33/10 kV – 25 MVA con regulación bajo carga. Con la implementación de este nuevo transformador se desactiva la SET Mollendo 33/10 kV y se mejora la regulación de tensión en la zona de Islay.

- Ejecutar la rotación de transformadores existentes. Los detalles de la rotación propuesta se señalan en el siguiente cuadro:

Equipo de Reserva _origen SET _destino SET Observaciones Transformador

33/10 kV – 10 MVA Camaná Matarani

La rotación se realiza el

año 2014 y el

transformador retirado de Matarani pasa a reserva

- Instalar bancos de capacitores en las SET´s La Curva (1,5 MVAR) y Churacapi (1 MVAR), a fin de mejorar los niveles de tensión en la zona de Islay.

Con la reforma propuesta se logra eliminar la sobrecarga, mejorar los niveles de tensión y representa para este sistema el menor costo,

6.2.3.4 Sistema Eléctrico Puquina – Omate – Ubina

ELECTROSUR propone instalar una segunda terna entre la SET Socabaya y SET Polobaya, a fin de mejorar los perfiles de tensión y atender los incrementos de carga de clientes mayores.

Del análisis efectuado a la propuesta de ELECTROSUR, se valida dicha propuesta, debido a que se mejora los niveles de tensión, se reduce las pérdidas técnicas y se logra atender los incrementos de carga de Usuarios Mayores cumpliendo con los criterios de calidad establecidos.

En el Anexo C se muestran los diagramas unifilares correspondientes a las alternativas de mínimo costo, de los sistemas eléctricos analizados por OSINERGMIN.