A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:
Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL.
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares.
Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas, según análisis de OSINERGMIN.
Anexo D Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN.
Anexo A
Análisis de las Respuestas a las
Observaciones formuladas a la PROPUESTA
INICIAL
El análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos:
1. Observaciones a los Estudios presentados por Hidrandina y por CONENHUA, notificadas por OSINERGMIN mediante los Oficio N° 0776-2011-GART y N° 0777- 2011-GART, respectivamente.
2. Respuesta a dichas observaciones, presentadas por Hidrandina y por CONENHUA, mediante cartas GCPI-002-2012 y GO-014-2012, respectivamente. En los casos en que, en este Anexo, se considere que la observación ha sido subsanada, no significa necesariamente que se aceptan los resultados y conclusiones contenidas en la PROPUESTA FINAL de la empresa; ya que, como resultado de los análisis efectuados por OSINERGMIN se puede concluir que la metodología, procedimiento y valores, utilizados por el Titular, no conllevan a la solución técnica de mínimo costo para los sistemas eléctricos en estudio.
A continuación se presenta el análisis de dichas respuestas, conservando la organización y numeración original de las observaciones.
Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la
Propuesta Inicial de HIDRANDINA
OBSERVACIONES GENERALES
1. En la Propuesta no se está tomando en cuenta el comportamiento de las cargas tipo estacionales con factores de carga muy distintos a la carga vegetativa que se atiende desde la misma SET. Al respecto, HIDRANDINA debe revisar el criterio aplicado a todas las demandas de este tipo y darles el tratamiento específico (considerando su estacionalidad, factor de carga y factor de coincidencia a nivel de SET y de sistema eléctrico) a fin de no distorsionar la proyección de la demanda, que conllevaría a prever inversiones que en el tiempo resulten innecesarias.
Respuesta
Si bien las demandas estacionales de las pesqueras generan picos de demanda entre 3 a 4 meses dentro del año, estas demandas no pueden dejarse de lado debido a que quedarían desatendidas en su totalidad. En tal sentido, en la presente propuesta se está manteniendo la atención de los referidos clientes, considerando la aplicación de los factores de la caracterización de la carga de acuerdo a lo consignado en los formatos de demanda.
Análisis
Se ha verificado que en los archivos electrónicos presentados por Hidrandina, se han incorporado las cargas estacionales tomando en cuenta los correspondientes factores de caracterización de la carga de acuerdo con lo consignado en los formatos de demanda, incluyéndose adecuadamente todas las demandas que deben ser consideradas para la simulación del sistema eléctrico bajo condiciones de máxima demanda.
Conclusión
Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se da por subsanada.
2. Los mapas de densidad de carga presentados de manera impresa no contienen la totalidad de la información contenida en los archivos “pdf” presentados (y en algunos casos no es la misma). Al respecto, HIDRANDINA debe confirmar la información a tomarse como válida en la Propuesta y presentarla en formato Autocad y Excel debidamente validada.
Respuesta:
Los mapas de densidad de carga fueron realizados a partir de la información GIS de la empresa y se considera que la versión en medio magnético es la más actualizada. Análisis
Si bien Hidrandina señala que la información válida es la que se entregó en medio electrónico, en la respuesta de esta observación no se explican las razones por las que la información impresa que fue presentada no es la misma que la contenida en los archivos “pdf” entregados.
Conclusión
Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se da por subsanada parcialmente.
3. Varias de las nuevas inversiones en transmisión previstas, están orientadas principalmente para la atención de cargas privadas (Clientes Libres), sin la justificación técnica y económica correspondiente. Al respecto, HIDRANDINA debe justificar la procedencia de que estas instalaciones sean pagadas por todos los usuarios del Área de Demanda, frente a la posibilidad de que las empresas privadas interesadas sean las que implementen directamente las instalaciones necesarias bajo la modalidad de un Sistema Complementario de Transmisión de Libre Negociación (SCTLN) previsto en la Ley N° 28832.
Respuesta:
HIDRANDINA está incorporando mecanismos para que los titulares de las nuevas cargas privadas realicen las inversiones necesarias para su conexión en el sistema eléctrico. Este es el caso de la minera Lincuna, la cual se alimentará de la SET Ticapampa y se responsabilizará de las inversiones necesarias para su conexión al sistema eléctrico.
Análisis
Aunque Hidrandina menciona estar incorporando mecanismos para que los titulares de nuevas cargas privadas realicen las inversiones necesarias para su conexión al sistema eléctrico, no explica tales mecanismos. Éstos tendrían que justificarse dentro del marco de la normativa pertinente vigente.
Conclusión
Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se da por no subsanada.
4. En la redistribución de la proyección de la máxima demanda de las subestaciones, no se ha tenido en cuenta el parque actual de los transformadores de potencia en lo que respecta a los transformadores próximos a entrar en servicio, la potencia ONAF del transformador, la máxima demanda de potencia no coincidente proyectada para la SET, entre otros aspectos.
Como consecuencia de estas omisiones, HIDRANDINA ha optado por implementar nuevos transformadores de potencia a cambio de la aplicación de medidas alternativas, tales como: rotación de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisión, entre otros. En las observaciones específicas se detalla cada caso.
Al respecto, HIDRANDINA debe demostrar que la decisión tomada, para cada caso, corresponde a la alternativa seleccionada bajo el criterio de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas) de acuerdo con lo señalado en el numeral 12.3 del Capítulo Tercero de la NORMA TARIFAS.
Respuesta:
Se ha actualizado la rotación de transformadores de manera integral teniendo en cuenta el traslado de carga entre subestaciones y devanados, y el mejor uso de los transformadores de reserva con los que cuenta HIDRANDINA. Para tal efecto, se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones y premisas:
• Se ha considerado como capacidad optima para los nuevos transformadores las
siguientes capacidades: transformadores de dos devanados de 30 y 13 MVA, transformadores de tres devanados de 30/30/30 MVA y 13/13/13 MVA que se usaran de acuerdos a los requerimientos que se puedan presentar en la rotación.
• Se ha considerado donde sea posible, el traslado de carga de una barra de 10KV
de una subestación a la barra de 22.9KV de otras subestación aledaña, así como también el traslado de carga entre las barras de 10KV y 22.9KV de un mismo transformador.
• Se ha tenido en cuenta el año de fabricación de los transformadores
considerándose además que estos tienen una vida útil de 30 años, luego de lo cual se procuraría darlos de baja.
• Se ha rotado transformadores de una subestación a otra teniendo en cuenta que
el nivel de tensión sea el mismo y procurando que el grupo de conexión de los transformadores existentes en esa subestación y el transformador rotado desde la otra subestación sean iguales.
Respecto a las potencias de estos transformadores rotados y existentes en una determinada subestación, no necesariamente van a ser iguales así como tampoco podrían tener el mismo grupo de conexión por lo cual en el momento de su instalación se harán teniendo en cuenta que ciertas conexiones se harán en barras separadas.
• Cuando ingresa un nuevo transformador de tres devanados se procura en lo
posible utilizar los devanados de media y baja tensión.
Asimismo, resulta fundamental señalar que con la rotación de los transformadores de potencia de una subestación a otra, permite optimizar las inversiones en los sistemas de transmisión; sin embargo, esto representa un costo que no son reconocidos y por consiguiente no se incluyen en la tarifa de los SCT por el OSINERGMIN, lo que origina perjuicios económicos para las empresas que tienen a cargo estas instalaciones.
En tal sentido, se solicita a OSINERGMIN el reconocimiento en las tarifas de los SCT los costos incurridos en la rotación de los transformadores. Como referencia, se listan a continuación las actividades principales que se efectúan para realizar esta labor:
a) Desensamble y embalaje de Transformador:
Se debe prever el desplazamiento del personal técnico, materiales, herramientas y equipos desde Lima a la Subestación y viceversa, instalación de equipos, inspección externa del Transformador y accesorios, pruebas eléctricas de recepción, evacuación de aceite a cilindros limpios, desmontaje de accesorios (tanque conservador, radiadores, bushing, etc.) con apoyo de grúa, colocación de bridas ciegas en radiadores (suministro de bridas), suministro de material de embalaje de accesorios, embalaje de accesorios, suministro y colocación de tanque de nitrógeno para transporte, colocación de registrador de impactos
b) Carga, Descarga con maniobras y Transporte del transformador de potencia y accesorios:
Carga, descarga con maniobras y transporte del Transformador y accesorios en camión cama baja especiales, además de los permisos de transporte y seguros correspondientes.
d) Armado total del Transformador en la su nueva ubicación y pruebas eléctricas finales:
Movilización del personal técnico, materiales, herramientas y equipos de prueba, Inspeccionar y analizar el registrador de impactos, inspección, verificación y check list de partes y desempaque de los mismos, armado de accesorios con grúa, pruebas de punto de rocío del transformador, aplicación de proceso de alto vacío a la cuba del Transformador, proceso de termo vacío y llenado de aceite dieléctrico mediante evacuación de humedad, gases, acidez y sustanciales volátiles presentes en el aceite, pruebas de hermeticidad, pruebas eléctricas finales, pruebas funcionales accesorios y cableados, extracción y análisis de aceite (Fisicoquímico y Cromatografico) del transformador y elaboración de informe técnico.
e) Cableado y codificación del enlace entre el transformador de potencia y del tablero de regulación automática del conmutador bajo carga y replanteo de planos as built.
f) Estudios de Ajuste y coordinación de protecciones propias y eléctricas del Transformador, incluye pruebas eléctricas de puesta en servicio
g) Adecuaciones de Instalaciones-Obras metal mecánicas - Suministro de materiales y mano de obra de terceros para el tendido del cable de energía, y conexionado de cable de alta tensión para alimentar al Transformador.
Análisis
Hidrandina señala haber actualizado la rotación de transformadores de manera integral teniendo en cuenta el traslado de carga entre subestaciones y devanados, y el mejor uso de los transformadores de reserva con los que cuenta, teniendo presente criterios de normalización de las capacidades de sus transformadores, antigüedad de los mismos, transferencias de carga entre barras MT y características técnicas entre los transformadores a rotarse.
La respuesta dada por Hidrandina a esta observación, finaliza solicitando se reconozcan vía tarifas los costos en los que se incurre para realizar la rotación de transformadores, sin tener presente que estas actividades son parte de las actividades de operación y mantenimiento cuyo costo es reconocido como un porcentaje de la inversión.
Sin embargo, Hidrandina no responde lo observado, ya que no señala si la decisión tomada para cada caso corresponde a la alternativa seleccionada bajo el criterio de mínimo costo.
Conclusión
Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se da por no subsanada.
5. Para la definición de la ubicación óptima de las nuevas subestaciones no se ha presentado el diagnóstico de la situación actual de los alimentadores en MT existentes. Al respecto, HIDRANDINA debe incluir en el estudio dicho diagnóstico indicando sus características técnicas como parte del sustento de la transferencia de carga que pueda requerirse entre las SET’s existentes y las nuevas.
Respuesta:
La NORMA TARIFAS no menciona realizar el diagnóstico de la situación actual de los alimentadores en MT existentes, ni especifica la presentación de las características técnicas de alimentadores dentro de los formatos de análisis. En todo caso, para una mejor apreciación de los posibles traspasos de carga entre alimentadores de diferentes SET´s, se adjunta en el ANEXO 1 (Información de Alimentadores) la base de datos de los alimentadores MT de las subestaciones existentes de HIDRANDINA en el formato Cymdist.
Análisis
Con relación a la respuesta dada por Hidrandina a esta observación, es del caso señalar que en el numeral 13.1.8.a) de la NORMA TARIFAS se indica claramente que para el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión se deberá considerar las características de dimensionamiento y configuración de las redes en MT, tales como: nivel de tensión, longitud de redes, entre otros, que influyan en la ubicación y dimensionamiento de la subestación.
Por otro lado, se ha verificado que Hidrandina adjunta como parte del Anexo 1 de la propuesta final del Plan de Inversiones 2013-2017, la información de Alimentadores en formato “txt”, el cual contiene información que no permite su trazabilidad para los fines pertinentes.
En ese sentido, Hidrandina no ha realizado el diagnóstico de los alimentadores para definir: la transferencia de carga que pueda requerirse entre las SET’s existentes y las nuevas, propuesta de mayor cantidad de alimentadores (nuevos) en una misma SET, facilidad de respaldo de alimentación entre diferentes subestaciones, entre otros aspectos.
Conclusión
Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se da por no subsanada.
6. Es necesario que se presente el sustento de la capacidad óptima de las subestaciones considerando en dicha evaluación la densidad de carga y los costos de redes en AT y MT asociadas a cada alternativa analizada.
Sobre esta observación, HIDRANDINA como parte de la información complementaria ha descrito lo siguiente:
“la capacidad óptima de cualquier SET corresponde a la potencia máxima de las SET o máxima capacidad posible de instalar en dicha SET por sistema eléctrico a remunerar. No existen cálculos al respecto”.
Al respecto, a fin de avizorar el nivel de tensión más adecuado para la expansión de la transmisión, las inversiones necesarias en la transmisión eléctrica propiamente dicha y las etapas para la implementación de la capacidad óptima de transformación requerida, se recomienda que las alternativas de expansión de la transmisión se definan técnicamente para un horizonte de 25 años. Definidas dichas alternativas se determinará la mejor de ellas bajo el criterio de mínimo costo, en un horizonte de análisis de 10 años, conforme lo establece la normativa vigente.
Respuesta:
Si bien la capacidad óptima de las subestaciones está asociada a estudios técnicos y económicos involucrando análisis de densidad de carga, costo de redes, evolución de
demanda, etc., existen también criterios técnicos y de uso aplicados por la empresa para determinar estas capacidades. Sobre este tema, HIDRANDINA viene aplicando una política de normalización de las capacidades de sus transformadores, lo cual atiende los criterios de uso óptimo y confiabilidad de sus instalaciones.
Como parte de las modificaciones realizadas, HIDRANDINA propone lo siguiente:
• Sistema Eléctrico Callejón de Huaylas, Sihuas, La Pampa-Pallasca
66/22,9/13,8 kV – 10/10/10 MVAR (ONAN), 13/13/13 MVAR (ONAF) 66/22,9/13,8 kV – 25/25/25 MVAR (ONAN), 30/30/30 MVAR (ONAF)
• Sistema Eléctrico Cajamarca y Cajamarca Rural
66/22,9/10 kV – 10/10/10 MVAR (ONAN), 13/13/13 MVAR (ONAF) 66/22,9/10 kV – 25/25/25 MVAR (ONAN), 30/30/30 MVAR (ONAF)
• Sistema Eléctrico Guadalupe
33/10 kV – 10 MVAR (ONAN), 13 MVAR (ONAF) 33/10 kV – 25 MVAR (ONAN), 30 MVAR (ONAF)
• Sistema Eléctrico Chimbote
138/22,9/10 kV – 10/10/10 MVAR (ONAN), 13/13/13 MVAR (ONAF) 138/22,9/10 kV – 25/25/25 MVAR (ONAN), 30/30/30 MVAR (ONAF)
• Sistema Eléctrico Trujillo
138/22,9/10 kV – 10/10/10 MVAR (ONAN), 13/13/13 MVAR (ONAF) 138/22,9/10 kV – 25/25/25 MVAR (ONAN), 30/30/30 MVAR (ONAF) 138/22,9/10 kV – 40 MVAR (ONAN), 50 MVAR (ONAF)
La NORMA TARIFAS, dentro de los criterios y metodología establece un período de 10 años para la definición y evaluación del Plan de Inversiones. No existe opción en esta etapa (absolución de observaciones) para la revisión de los criterios e incorporar el análisis a un horizonte de 25 años. Este criterio debió establecerse en su debida oportunidad. Además que este requerimiento no forma parte de los criterios y metodología establecidos por OSINERGMIN.
Se debe tener en cuenta además que en la regulación tarifaria de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión (periodo 2009-2013), OSINERGMIN no la consideró, ya que estableció un horizonte de solo 10 años.
Este punto debe ser tratado por OSINERGMIN – GART como política de mejora de los criterios para los siguientes procesos de regulación.
Análisis
Si bien la estandarización de las potencias (MVA) de transformadores es un criterio subjetivo muy usual para el corto plazo, no necesariamente es el más efectivo y eficiente para prever el equipamiento de transformadores en el largo plazo, y sobre todo para definir el equipamiento de las nuevas subestaciones, siendo para ello necesario realizar cálculos a fin de determinar la potencia óptima de transformación a implementarse en cada subestación, involucrando en el análisis a todo el sistema de
transmisión del Área de Demanda y teniendo en cuenta la evolución de la demanda, así como la densidad de la carga a cubrirse con los nuevos transformadores.
Asimismo, de acuerdo al numeral 13.1.8.c de la NORMA TARIFAS, es necesario que los transformadores de potencia se adapten, en lo posible, a las características y tamaños normalizados en la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en transmisión, aprobados por OSINERGMIN. Al respecto, es del caso señalar que los módulos de transformadores en 33/10 kV, 30 MVA y transformadores de 13 MVA, ambos propuestos por Hidrandina, no están en dicha Base de Datos.
Por otro lado, sólo en base a su criterio de normalización, Hidrandina propone 33/10 kV, 30 MVA para el sistema eléctrico Guadalupe, sin tener en cuenta que para dicho sistema eléctrico se prevé el cambio de nivel de tensión de 33 a 60 kV.
Adicionalmente, para el sistema eléctrico Trujillo propone transformadores 138/22,9/10 kV, de 50 MVA, sin tener en cuenta que actualmente dicho sistema cuenta con transformadores de 30 y 60 MVA.
Conclusión
Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se da por no subsanada.
7. En el capítulo de dimensionamiento del SER se han señalado los criterios para la ubicación de las nuevas SET’s, sin embargo no se ha presentado como parte del sustento los respectivos archivos de cálculo. HIDRANDINA debe presentar dicho sustento sobre la ubicación geográfica y el dimensionamiento de las nuevas subestaciones, donde además deberá considerar las características de dimensionamiento y configuración de las redes en MT, tales como: nivel de tensión, longitud de redes, entre otros, conforme a lo establecido en el numeral 13.1.8.a de la NORMA TARIFAS.
Respuesta:
Respecto a lo señalado, HIDRANDINA presentó en su momento los mapas de densidades de carga con las áreas de influencia de las subestaciones existentes y candidatas. Esta información fue presentada en el Anexo A - Mapas y Áreas de Influencia, correspondiente al informe del Estudio de Plan de Inversiones HIDRANDINA presentado el 1ro de Septiembre 2011. Esto permite visualizar y demarcar los traspasos de alimentadores MT y dimensionar las nuevas subestaciones.
Análisis
La observación se basa en que Hidrandina en las secciones 2.2.4 y 2.2.5 del capítulo de dimensionamiento del SER, señala los criterios que ha tenido en cuenta y el procedimiento desarrollado, para la ubicación y dimensionamiento de las nuevas subestaciones, sin embargo no ha presentado los correspondientes archivos de cálculo donde desarrolla el método iterativo, gráfico y numérico, basado en el empleo del mapa de densidades en el horizonte de estudio para la determinación de los radios de atención de las subestaciones existentes y proyectadas.
Como respuesta, HIDRANDINA señala que en su momento los mapas de densidad de carga fueron presentados adjuntos al Anexo A de la PROPUESTA INICIAL del Plan de Inversiones 2013-2017. Al respecto cabe mencionar que los archivos en formatos “pdf”, como fueron presentados en dicha PROPUESTA INICIAL, no permiten la trazabilidad y