RECURSO DE RECONSIDERACIÓN CONTRA LA ...Pacasmayo y elementos en 23kV (III Etapa del Proyecto...

Hidrandina S.A. Una empresa del Grupo DISTRILUZ

Hidrandina S.A. Una empresa del Grupo DISTRILUZ 1

RECURSO DE RECONSIDERACIÓN CONTRA LA RESOLUCIÓN N° 151-2012-OS/CD QUE

APROBÓ EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓN 2013 – 2017



CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

1. RECONSIDERACIONES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO CAJAMARCA Y CAJAMARCA RURAL

2. RECONSIDERACIONES EN EL SISTEMA ELECTRICO DEL CALLEJON DE HUAYLAS3. RECONSIDERACIONES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO TRUJILLO4. RECONSIDERACIONES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO CHIMBOTE5. RECONSIDERACIONES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO GUADALUPE6. INVERSIONES NO RECONOCIDAS EN EL PIT 2013 – 20177. RECONSIDERACIONES RESPECTO A LAS BAJAS DEL SST8. OTRAS OBSERVACIONES



1. SISTEMA ELECTRICO CAJAMARCA Y CAJAMARCA RURAL

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• De acuerdo al Artículo 3° de la RM N° 198-2011-MEM/DM se faculta a HIDRANDINA S.A. a efectuarlas contrataciones y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesarias para instalar unTransformador 220/60 kV en la zona de Cajamarca y otras instalaciones complementarias;HIDRANDINA S. A, ha evaluado la proyección de la demanda determinado por el Osinergmin(cuadroadjunto) determinado que no es optimo instalar el transformador de 220/66/23 kV; 50/40/20 MVAque se encuentra en Huaraz(propuesta inicial de HIDRANDINA SA), al respecto de acuerdo a loargumentado en las opiniones y sugerencias a la pre publicación(Informe N°0113-2012-GART), se haconcretizado la adquisición de un transformador 220/60/10 kV, 75/75/12.5 MVA equipo con lascaracterísticas requeridas y puede ser instalado en un corto plazo en la S.E. Cajamarca Norte.(eltransformador está fabricado y disponible en las instalaciones del Fabricante /importador)

Barra Dependiente SET 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017Tembladera 0.49 0.52 0.59 0.59 0.61 0.64 0.66San Marcos 0.78 0.82 0.87 0.92 0.97 1.00 1.05Cajabamba 1.17 1.81 6.63 1.50 1.55 1.60 1.64Huamachuco 1.00 1.06 1.12 8.33 8.40 8.47 8.55Celendín 0.31 0.33 0.35 0.37 0.38 0.40 0.42Poderosa 1.30 1.30 1.73 1.83 2.11 2.36 2.49Chilete 2.53 2.67 2.83 3.00 3.14 3.27 3.41Cajamarca 19.67 20.73 21.99 23.32 12.19 12.70 13.23Porcon 0.32 0.34 0.36 0.38 0.40 0.42 0.43Moyococha 0.00 0.00 0.00 0.00 12.19 12.70 13.23Total (MW) 27.57 29.58 36.47 40.24 41.94 43.56 45.11

Cajamarca Norte




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• Finalmente, coincidente con el análisis de OSINERGMIN , solicitamos que en su conclusión seincorpore, que la implementación del proyecto se reconozca de acuerdo a lo establecido en elArtículo 3° de la Resolución Ministerial N° 198-2011 MEM, publicado el 20.04.2011. Así mismo sedebe tener en cuenta lo establecido en el Decreto de Urgencia (DU) N° 037-2008, Decreto Supremo(DS) N° 031-2011-EM, DU N° 049-2011 y DS N° 002-2012-EM.

PAUCAMARCA 0.35

YAMOBAMBA 0.66

Total 4.381

SHIPILCO 0.58

CANTANGE 1.65

HUAYUNGA 0.52

Mini Centrales Hidroelectricas de HDNAPotencia Instalada

(MW)

CHICCHE 0.62




• BANCO DE CONDENSADORES EN CAJABAMBA de 5.5 MVARAprobación de Banco de condensadores de 4 MVAr en el PIT 2009 – 2013.En base a la nueva proyección de la demanda, escenarios y modelamiento del sistemaeléctrico del área de demanda 3, considerado en el PIT 2013 – 2017, se hace necesariaincrementar la capacidad del banco de condensadores de Cajabamba a 5.5 MVAR.

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Nombre

kV p.u. kV p.u. kV p.u. kV p.u. Cajamarca Norte 60 61.52 1.03 60.78 1.01 61.52 1.03 60.78 1.01Moyococha 60 ‐ 58.04 0.97 ‐ 58.04 0.97Cajamarca Barra A 60 58.33 0.97 57.67 0.96 58.33 0.97 57.67 0.96Guadalupe 60 61.26 1.02 61.89 1.03 61.36 1.02 61.98 1.03Gallito Ciego 60 62.06 1.03 62.18 1.04 62.23 1.04 62.36 1.04Tembladera 60 61.87 1.03 61.84 1.03 62.18 1.04 62.19 1.04Chilete 60 61.44 1.02 61.15 1.02 62.07 1.03 61.87 1.03Cajamarca Barra B 60 61.33 1.02 60.90 1.02 62.27 1.04 61.99 1.03San Marcos 60 58.38 0.97 56.97 0.95 60.21 1.00 59.10 0.98Cajabamba 60 56.50 0.94 54.60 0.91 59.00 0.98 57.51 0.96Huamachuco 60 ‐ 53.32 0.89 ‐ 56.36 0.94Celendín 60 61.32 1.02 60.86 1.01 62.27 1.04 61.95 1.03

2013 2017Banco de Condensadores 5.5 MVARBanco de Condensadores 4.0 MVAR

Barra

Nivel de Tensión (kV)

2013 2017




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• OSINERGMIN no reconoce los Costos de Operación yMantenimiento del transformador en reserva de12.5MVA, 60/22.9kV situado en SET Porvenir ni losgastos de rotación a la nueva SET Huamachuco .

• Dicho transformador fue transferido a Hidrandina enbase al “Convenio de cesión en propiedad del sistemade transmisión secundaria 60 kV SET Cajamarca –SET La Pajuela y sus celdas asociadas” suscrito conla minera Yanacocha el 23.12.2002.

• Este equipo no forma parte del SST ni SCT deHidrandina por tanto no está siendo remunerado.



2. SISTEMA ELECTRICO DEL CALLEJÓN DE HUAYLAS, SIHUAS, LA PAMPA Y PALLASCA

• OSINERGMIN ha aprobado el ingreso deltransformador de 15 MVA, 138/60/23 kV en la SETSihuas para el año 2016.

• Minera Huallanca (CONTONGA) estará alimentadadesde la barra de 22.9 kV de la SET HUARI y no de laSET CONOCOCHA como argumenta OSINERGMIN.

• El planteamiento en la Propuesta final de Hidrandina deconectar la carga de minera Huallanca (Contonga) enla SE Conococha se refería a otra carga de la mismaminera que opera en la zona de Conococha, diferenteal presente caso.

• La Minera Huallanca (CONTONGA) viene ejecutandouna línea de 22.9kV desde la SET Huari, cuya llegadaen 60kV es alimentada desde la SET SIHUAS.

• Adelanto Año 2014



•SET CONOCOCHA ‐MINA CONTONGA DISTANCIA APROX. DE 84.4 KM• SET HUARI – MINA CONTONGA DISTANCIA APROX. DE 14.7 KM



• OSINERGMIN a considerado la aprobación deltransformador de potencia 33/13,8 kV, 3 MVA de SETLa Florida para el año 2012, a pesar que éste fuepuesto en operación comercial el 03.07.2011.

• Dado que el transformador de 1.25MVA, 33/13.8kVfue dado de baja en octubre del 2011 (según Actasuscrita con OSINERGMIN que se adjunta) con fechade retiro de operación 18.05.2010, de prosperar lomanifestado por OSINERGMIN, HIDRANDINA se veríaafectada económicamente pues no se le estaríaremunerando durante el lapso de tiempo que elnuevo transformador ha venido operando sin serreconocido.

3. SISTEMA ELECTRICO TRUJILLO




• NUEVO TRANSFORMADOR DE 50/20/30 MVA 138/60/10 kV EN TRUJILLO SUR

Reemplazar por obsolescencia el transformador Bruce Pebbles 30 MVA 138/10 kV.Nueva demanda comprometida en la zona sur de la ciudad de Trujillo, sobrecargando en el2014 los devanados 138 y 60 kV del transformador TP-A005 50/20/30 MVA 138/60/10 kV.Operación en paralelo de l nuevo transformador con el actual TP-A005.

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138 kV

60 kV

138/60/10 kV60/24/36 MVA

S.E. PORVENIR

S.E. TRUJILLO SUR (2013)(BAJA TRANSFORMADOR BRUCE PEBLES)

10 kV 10 kV

CELDA DE ACOPLE

HUACA DEL SOL

10 kV

22.9 kV

138/23/10 kV30 MVA

60 kV

P.I. 30 MVAS.E. HUACA DEL SOL

P.I. 23 MVAS.E. VIRU NUEVA



• OSINERGMIN aprueba la rotación de la celda de línea 33kV existente en SET Trujillo Sur haciala nueva SET Huaca del Sol y no una nueva celda de línea.




60 kV

33 kV

10 kV

2014 (2013)

60/33/10 kV30 MVA

TRUJILLO SUR VIRU NUEVA

S.E. HUACA DEL SOL (2013)

ROTACION



• OSINERGMIN ha aprobado para la nueva SET Malabrigo en el 2014 un transformador 138/10kV de 30 MVA y para el 2018 adicionalmente el transformador 138/10 kV de 26 MVA rotado dela SET Porvenir.

• Las cargas adicionales solicitadas por las empresas pesqueras existentes, pozos de extracción yrebombeo de agua del Proyecto Especial Chavimochic, la carga de mas de 1.6 MW solicitadapor pequeños agroindustriales y la implementación de la III Etapa del Proyecto Chavimochic.

• De acuerdo a l grafico adjunto donde se ha determinado el ratio de crecimiento de la zona delValle Chicama, se hace necesario considerar el devanado en 22.9kV en la nueva SE Malabrigo,así mismo considerar un nuevo transformador de 03 devanados 60/23/10 kV en la SEPacasmayo y elementos en 23kV (III Etapa del Proyecto Chavimochic).


Escenario de Evaluación

Demanda 2011 MW

Demanda Proyectada 2020 MW

Bajo 33.53Medio 11.23 39.73Alto 46.49



23 kV

60/23/10 kV30 MVA

S.E. TRUJILLO CENTRO (2015)

10 kV

TRUJILLO NOROESTE TRUJILLO SUR

138 kV

NOTA: No es coherente con la conclusión de la opinión 40, pag. 86, informe N° 0276-2012-GART

En el análisis de OSINERGMIN respecto a la opinión 40 se aprueban 04 celdas deAlimentador en 10kV y 02 celdas de Alimentador en 22.9kV, sin embargo, en el cuadroE1 del Anexo E del informe N° 276-2012-GART aparecen 02 celdas de Alimentador en10kV y 04 celdas de Alimentador en 22.9kV. La primera es la correcta.



4. SISTEMA ELECTRICO CHIMBOTE

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• OSINERGMIN ha aprobado para el 2013 la implementación de un transformador de138/23/13.8 kV, 30MVA y su respectiva celda de transformador en 23kV por el crecimiento dela demanda en la zona de influencia de la SET Chimbote Sur, sin embargo no aprueba celdasde alimentador en este nivel.

• OSINERGMIN ha aprobado para el 2013 en SE Nepeña la implementación de untransformador de 138/23/13.8 kV, 15MVA y su celda de transformador en 23kV, pero apruebapara este mismo año una celda adicional de alimentador en 13.8kV.

• OSINERGMIN ha aprobado para el 2014 en SE Chimbote Norte un nuevo transformador de138/23/10 kV, 30MVA y celda de transformador y alimentador en 23kV, pero no apruebaceldas en 10 kV.

• Se requiere en SET Chimbote Sur la aprobación de :– Celda Transformador 23kV.– Celda Alimentador 23 kV– Celda medición

• Se requiere en SET Nepeña la aprobación de :– Celda Transformador 23kV– Celda Alimentador 23 kV– Celda medición.– Dejar sin efecto la celda alimentador en 10kV.

• Se requiere en SET Chimbote Norte la aprobación de :– Celda Transformador 10kV– Celda Alimentador 10 kV– Celda medición. 10 kV– Celda de medición 23 .kV.



5. SISTEMA ELECTRICO GUADALUPE

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• OSINERGMIN ha aprobado en la Nueva SET Guadalupe2 para el 2013, 01 celda detransformación y 01 de alimentador en 22,9 kV, otra Celda de Alimentador en 10 kV en el año2015 y otra Celda de Alimentador en 22,9 kV en el año 2020. 60 kV

23 kV

10 kV

2015

60/23/10 kV30 MVA

Al determinar Osinergmin una nueva SET enGuadalupe 02, en 60/22.9/10kV, 30MVA laimplementación de sus elementos deben sernuevas y completas.

Actualmente en la SET Guadalupe 2existente operan 03 celdas de Alimentadoresen 10kV, por lo cual el planteamiento deOSINERGMIN de solo aprobar 02 celdas, unael 2013 y otra el 2015 resulta incoherente.

2020



5. SISTEMA ELECTRICO GUADALUPE

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• OSINERGMIN considera para el año 2012 la rotación del transformador de potencia 60/22,9-13,8-10 kV de 18/18/6 MVA de la SET Virú a la SET Pacasmayo pero no reconoce los gastospara este fin.

• El transformador de reserva 18/18/6MVA, 60/22.9-13.8-10kV situado en la S.E. Virú (Serie750108-01) actualmente no viene siendo remunerado por la tarifa.

• Este equipo conjuntamente con el transformador de potencia 12/12/4MVA, 138/22.9-13.8-10kVen reserva en S.E. Trapecio se adquirieron de forma conjunta, siendo éste último reconocidocomo parte del SCT en el PI 2009-2013, más el de Virú no fue reconocido.

• Para ambos transformadores adquiridos para el mismo fin, OSINERGMIN ha tomado criteriosdiferentes, motivado probablemente por el uso temporal que inicialmente este transformadorcumplió en la S.E. Virú entre el 2006 y 2009.

• OSINERGMIN no ha considerado que al usar este equipo, Hidrandina se queda sin equipos enstand by para la atención de eventuales contingencias en el sistema de transmisión.



6. INVERSIONES NO RECONOCIDAS EN EL PIT 2013 - 2017

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• OSINERGMIN no ha aprobado el transformador 66/22.9/13.2 kV, 9/5/7 MVA puesto en operaciónen la SET Ticapampa el 24.06.2011 aduciendo que al haberse aprobado en el PI 2009-2013 paraSET Carhuaz, éste debe ser informado como parte de las Altas.

• El informe N° 0276-2012-GART en su Anexo C “Diagrama Unifilar del SER 2013-2017” se indicaque este trafo se ha comprado en convenio con la Minera Lincuna. Cabe precisar que dichoequipo fue adquirido por HIDRANDINA y no por minera Lincuna, como se muestra con la facturade compra N° 007-06944 de ABB S.A.

• Según la Resolución N° 050-2011-OS/CD, las instalaciones que sin estar consideradas en el Plande Inversiones 2009-2013, fueron puestas en operación comercial para atender el surgimiento designificativas demandas no previstas, excepcionalmente, podrán justificarse técnica yeconómicamente como parte del estudio del nuevo Plan de Inversiones 2013-2017.

• Según la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión, aprobado porResolución OSINERGMIN Nº 244-2010-OS/CD” son las incluidas en el Plan de Inversiones o en elPlan de Transmisión debidamente aprobados.



7. RECONSIDERACIONES RESPECTO A LAS BAJAS DEL SST

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• OSINERGMIN propone la baja de la “Celda Línea – Transformador en SET Trapecio – 60 kV”para el año 2012, consideramos que es un error, por que conlleva a la desactivación de lacelda Línea Transformador 138kV que actualmente viene operando.

• OSINERGMIN propone la baja del “TP-3007 Transformador de Potencia de 2 MVA, 33/10.5 kVSET Casagrande-01” para el año 2013; sin embargo, el transformador de 2MVA tiene fecha defabricación 2005 y se encuentra en perfectas condiciones de operación, por lo cualHIDRANDINA solicita que se mantenga este equipo en condición de reserva para la atención deeventuales contingencias en el sistema del valle Chicama y Trujillo Rural.

• OSINERGMIN propone la baja de la “Celda de Línea a Carhuaz, SET Huaraz 60 kV” para el año2014, con la POC del proyecto Derivación Pierina – Huaraz; sin embargo, dentro del PI 2013 –2017 no se aprueba ninguna celda de Línea en la SET Huaraz para la conexión a la nueva LTen 66kV SE derivación Pierina – S.E. Huaraz. Por ello se solicita a OSINERGMIN considerar enel PI 2013 – 2017 una nueva celda de Línea 60kV en SET Huaraz.

• El transformador de potencia de 24.8 MVA, 138/66/13.8 kV de la SET Chimbote Sur debequedar como equipo para emergencia en Hidrandina.



8. OTRAS OBSERVACIONES

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• OSINERGMIN reconoce que las celdas de medición se deben considerar en SET’s netamentenuevas o en un nuevo sistema de barras en MT que normalmente opere desacoplada de labarra MT existente. Sin embargo no reconoce celdas de medición en las nuevas SET’sMalabrigo Nueva, Guadalupe 2 Nueva (barra 10kV) y Derivación Pierina; y en las nuevas barrasen 23kV de las SET Porvenir, Nepeña y Chimbote Sur.

• OSINERGMIN ha aprobado las rotaciones de transformadores hacia otras Subestaciones sinreconocer los costos que esto implica aduciendo que el costo de los transformadores dereserva de los SST y SCT se ha determinado mediante la aplicación del módulo estándar detransformación correspondiente, el cual incluye los costos de obras civiles, eléctricas y pruebasnecesarias para su adecuada puesta en servicio.

• En SET Porvenir, se ha aprobado celda de transformador 23kV y celdas de Alimentadores 23kVdel tipo metal clad interiores, debiendo ser estas celdas del tipo convencional al exterior.

• Osinergmin esta considerando un nuevo Transformador de Potencia 60/23 kV, 15 MVA en elcuadro E1 en SET Pallasca, las misma que repite en el cuadro E2 como plan de inversiones2009-2013 a ser reprogramados para el periodo 2013-2017.

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