Propuesta de Norma Procedimiento para la …...GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Informe Nº 200-2020-GRT Propuesta

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 200-2020-GRT

Propuesta de Norma “Procedimiento para la

determinación de los transformadores de reserva en los

SST y SCT”

(Prepublicación)

Lima, junio de 2020

Osinergmin Informe Nº 200-2020-GRT

Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SST y SCT (prepublicacion) i

Resumen Ejecutivo

En la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución N° 217-2013-OS/CD y sus modificatorias (“Norma Tarifas”), se establece los criterios y metodología para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión (“SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (“SCT”), así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones, siendo que el numeral 12.3 de la Norma Tarifas establece criterios de confiabilidad del sistema para efectos del proceso de aprobación del Plan de Inversiones.

Con la finalidad de cumplir con asegurar la confiabilidad, se requiere implementar una metodología para la determinación de transformadores de reserva en los SST y SCT, que permita determinar la necesidad de inversiones de respaldo en el sistema de transmisión y su inclusión en el Plan de Inversiones.

Por esta razón, mediante la Resolución N° 164-2019-OS/CD se publicó el Proyecto de Norma “Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SST y SCT” a fin que los interesados remitan sus comentarios en el plazo de 30 días calendarios. Sin embargo, debido a las nuevas modificaciones realizadas al proyecto de norma, así como a la necesidad de una mayor evaluación de los agentes de este procedimiento, que se aplicarían recién en la modificación del Plan de Inversiones 2021-2025, se ha considerado conveniente realizar una segunda prepublicacion de la norma.

En tal sentido, este informe presenta el Proyecto de Norma “Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SST y SCT”, el mismo que se propone sea utilizada por parte de las empresas titulares de instalaciones de transmisión eléctrica en el SEIN (“Titulares de Transmisión”), ante la necesidad de solicitar la inclusión de los transformadores de reserva en sus propuestas de Planes de Inversión en Transmisión.


Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SST y SCT (prepublicacion) Página 2

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 3

1.1. OBJETIVO ...................................................................................................3

1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................4

2. SUSTENTO DE LA PROPUESTA ...................................................................... 5

2.1. ESTABLECIMIENTOS DE CRITERIOS GENERALES .............................................5 2.1.1 Distribución de probabilidad utilizada para la

caracterización estocástica de los eventos ....................................5 2.1.2 Tipos de Reserva de Transformación ............................................5 2.1.3 Plan de implementación de la reserva de transformación ..............6

2.1.4 Criterio de beneficio para establecer la reserva .............................6 2.1.5 Criterios Técnicos ..........................................................................6

2.2. METODOLOGÍA PROPUESTA ..........................................................................7 2.2.1 Modelo Financiero y Económico ....................................................9

2.2.2 Modelo de Markov-Montecarlo para determinar los índices de confiabilidad ..................................................................9

2.2.3 Definición de estados ................................................................... 10 2.2.4 Desarrollo de los procesos de Markov-Montecarlo ...................... 12

2.2.5 Modelo de flujo de carga para la estimación de la energía no servida..................................................................................... 14

2.2.6 Modelo de dimensionamiento y ubicación óptima de los Transformadores de Reserva Compartida ................................... 15

2.3. CRITERIOS DE REMUNERACIÓN Y APLICACIÓN ............................................. 20

2.3.1 Criterios de remuneración ............................................................ 20 2.3.2 Criterios de aplicación .................................................................. 21

2.4. PLAZOS, FORMATOS Y MEDIOS DE INFORMACIÓN ......................................... 24

3. JUSTIFICACIÓN PARA UNA SEGUNDA PREPUBLICACIÓN ....................... 25

3.1. MODIFICAR LA DEFINICIÓN DE “RESERVA COMPARTIDA” ................................ 25 3.2. PRECISAR EL CRITERIO DE CONSIDERACIÓN DE UN TRANSFORMADOR

COMO RESERVA DE TRANSFORMACIÓN ....................................................... 26

3.3. INCORPORAR LA REMUNERACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE

RESERVA DE TIPO EN LÍNEA Y CAMBIO RÁPIDO .............................................. 26 3.4. PRECISAR EL TEXTO SOBRE (…) EL AGENTE CON MAYOR NÚMERO DE

USUARIOS EN DICHA ÁREA DE DEMANDA (…) ............................................... 27

3.5. INCORPORAR LOS CRITERIOS PARA LA REMUNERACIÓN DE LOS

TRANSFORMADORES DE RESERVA EXISTENTE .............................................. 27

3.6. INCORPORAR EL MECANISMO PARA USO DEL TRANSFORMADOR DE

RESERVA .................................................................................................. 27

4. PROYECTO DE NORMA ................................................................................. 30

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 31



1. Introducción

La Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica establece, entre otros aspectos, que las instalaciones de transmisión implementadas a partir de su emisión formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión (“SGT”) o del Sistema Complementario de Transmisión (“SCT”); siendo el SGT conformado por instalaciones del Plan de Transmisión elaborado por el COES y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (“MEM”), previa opinión favorable de Osinergmin y, el SCT conformado, principalmente, por instalaciones de transmisión aprobadas por Osinergmin en el respectivo Plan de Inversiones y/o modificatorias.

La Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (“Norma Tarifas”), aprobada mediante Resolución N° 217-2013-OS/CD y sus modificatorias; se establece los criterios y metodología para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión SST y SCT, así como lo referente al proceso de aprobación del Plan de Inversiones y de sus eventuales modificaciones.

Así, en el numeral 12.3 de la Norma Tarifas, se establece los criterios técnicos de evaluación para la planificación referidos a la confiabilidad con efectos regulatorios.

Por ello, Osinergmin requiere implementar una metodología para la determinación de transformadores de reserva en los SST y SCT, que permita el análisis adecuado de la necesidad de inversiones de respaldo en el sistema de transmisión y su inclusión en el proceso regulatorio del Plan de Inversiones o sus modificatorias.

Para tal efecto, se tuvo en cuenta el estudio realizado por un consultor especializado por encargo de Osinergmin, para elaborar el proyecto de norma “Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SCT y SST “(en adelante “PROYECTO DE NORMA”).

1.1. Objetivo El objetivo del presente informe es:

Establecer los criterios y metodología para determinar la reserva de transformación en los SST y SCT, que serán incluidos en los Planes de Inversión o sus modificatorias.



1.2. Justificación De acuerdo a lo indicado en el numeral 12.3.3 del Capítulo Segundo “Definición del Plan de Inversiones” de la Norma Tarifas, se considera que, para las instalaciones sobre las cuales no se considera redundancias bajo el criterio “N-1” y requieran inversiones por razones de confiabilidad, estas deberán estar debidamente sustentadas.

Por otra parte, los transformadores de potencia constituyen una parte fundamental de un sistema eléctrico, dado que, a través de los mismos es posible el suministro adecuado y oportuno de energía eléctrica, teniendo en cuenta la infraestructura instalada en el sistema.

Así, dada su importancia, los transformadores deben estar en funcionamiento permanente, garantizando su operatividad a condiciones nominales de diseño; por lo cual, ante una falla, debe estar prevista una acción inmediata que evite la interrupción de energía eléctrica, la misma que puede corresponder a la operación de un transformador de contingencia implementado estrictamente para tal fin, siempre que su necesidad sea técnica y económicamente viable. Al respecto, actualmente la Norma Tarifas no contempla una metodología para determinar la necesidad de un transformador de reserva, siendo que, ante una necesidad, esta se sustenta a partir de diversos análisis presentados por los Titulares de Transmisión o simplemente una solicitud sin sustento.

En ese sentido, a fin de introducir criterios para la determinación de la necesidad de transformadores de reserva, es necesario la aprobación de una norma, que permita el análisis adecuado de la necesidad de inversiones de respaldo en un sistema de transmisión y su inclusión en el Plan de Inversiones. Dicha norma permitirá mejoras en lo referido a:

La evaluación de los transformadores existentes en el sistema eléctrico y la determinación, sobre la base de su relevancia en el sistema, de la necesidad de transformadores de respaldo para situaciones de contingencia.

La planificación oportuna y adecuada del Plan de Inversiones en lo referente a transformadores de reserva.

Menores tiempos sin suministro de energía y un menor impacto en el sistema ante una falla del transformador de potencia.



2. Sustento de la propuesta

El PROYECTO DE NORMA será de aplicación a todos los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) remunerados exclusivamente por la demanda, sujetos a regulación por parte de Osinergmin, conforme lo establece los Planes de Inversión de Transmisión.

2.1. Establecimientos de Criterios Generales

2.1.1 Distribución de probabilidad utilizada para la caracterización estocástica de los eventos

Las tasas, los tiempos, las distribuciones de probabilidad, determinadas y definidas para las tasas de falla leve, tasa de falla grave, tiempo durante falla leve, tiempo durante Mantenimiento y tiempo durante falla grave; serán modeladas y calculadas por la División de Supervisión de Electricidad (DSE) de acuerdo con la información que se recopila periódicamente.

2.1.2 Tipos de Reserva de Transformación

De acuerdo con la experiencia, los tipos de reserva de transformación a ser considerados en la propuesta serán los siguientes:

La Reserva Fija o Dedicada: Transformador de potencia disponible en una subestación, que ante la indisponibilidad de uno de los transformadores que están operando en dicha subestación, pueda ser usado como respaldo sin requerir un tiempo importante de transporte.

La Reserva en Línea o Paralelo: Transformador de potencia en una subestación, que opera en paralelo con otro transformador, con cargabilidades iguales, de tal forma que, ante la indisponibilidad de uno de ellos, el otro transformador pueda asumir toda la carga del transformador indisponible.

La Reserva de Cambio Rápido: Transformador de potencia disponible y pre-instalado en una subestación, que ante la indisponibilidad de uno de los transformadores que están operando, pueda ser usado como respaldo de este, tardando menos tiempo en poner en servicio que un transformador de Reserva Fija.



La Reserva Compartida: Transformador de potencia disponible en una subestación específica.

2.1.3 Plan de implementación de la reserva de transformación

En caso existan Áreas de Demanda con reserva de transformación existente menores a lo que se determine según la metodología establecida en el PROYECTO DE NORMA, los agentes ubicados en dicha Área de Demanda presentarán sus propuestas dentro del proceso del Plan de Inversiones y su modificatoria. Osinergmin revisará y, de ser el caso, aprobará dichas propuestas a efectos de que cada Área de Demanda paulatinamente satisfaga el requerimiento mínimo de Transformadores de Reserva.

La justificación de dicho plan de implementación se podrá realizar mediante procedimientos internos, planes de contingencia o estudios específicos, que demuestren los criterios técnicos seguidos por el agente para la implementación de la reserva de transformación correspondiente.

2.1.4 Criterio de beneficio para establecer la reserva

La propuesta considera en que se deberá contar con una unidad de transformación de reserva (la cual será remunerada), cuando el beneficio para el sistema sea alto, para respaldar el suministro eléctrico a los usuarios. En este sentido, se establece que:

o Las consideraciones de obligatoriedad se fundamentan en el grado del beneficio que se tiene para el sistema eléctrico al implementar la unidad de reserva, es decir, si el beneficio para el sistema es alto, será obligatorio la implementación.

o En general, los transformadores que presentan con beneficio alto para la reserva en paralelo, son aquellos transformadores y autotransformadores con un nivel de tensión del lado de alta de 220 kV y 138 kV y con una Energía No Servida en caso de falla media o alta, que puede estar asociada a un nivel de cargabilidad media o alta.

2.1.5 Criterios Técnicos

Para el propósito de evaluación de las unidades de reserva de transformación, los niveles de tensión de los diferentes devanados de los transformadores, considerados en los alcances de la norma, deben ser homologados al más cercano de los niveles nominales de tensión establecidos en el código nacional de electricidad – suministro 2011.

En caso un parque de transformadores comprenda más de dos regiones geográficas (costa, sierra, selva) se debe considerar para la unidad de Reserva Compartida, el mayor BIL (“Basic Insulation Level”) requerido.

Un transformador de tres devanados podrá considerarse, como Reserva de Transformadores de dos devanados de igual o menor capacidad, con los mismos niveles de tensión; por ejemplo, un transformador 60/22,9/10 kV puede respaldar a transformadores de igual o menor capacidad de 60/22,9 kV, 60/10 kV o 22,9/10 kV; asimismo, el transformador podrá considerarse como Reserva de Transformación para otros niveles de transformación, siempre que variando la posición de los “cambiadores de tomas” (taps) del



transformador (en caso de tenerlos) se pueda conectar al sistema eléctrico sin afectar negativamente o deteriorar la calidad del servicio eléctrico, o cualquier equipo del sistema.

Cabe señalar que, para el análisis de la Reserva Compartida se debe considerar la compatibilidad de transformadores con tensiones nominales iguales o igualables con cambiadores de tomas.

2.2. Metodología propuesta A continuación, se presentan los pasos para la metodología que se desarrolló para identificar la definición óptima de los transformadores de reserva del sistema.

Gráfico N° 1: Pasos para el desarrollo del modelo

Inicialmente, se realiza una simulación de flujo de cargas mediante el software especializado DlgSILENT PowerFactory, para cada una de las áreas de estudio, donde se identifica la energía/potencia no servida asociada a la contingencia sobre cada uno de los transformadores del sistema. La modelación del flujo de cargas permite considerar los efectos que tiene el enmallamiento en la confiabilidad del sistema.

En segundo lugar, se realiza una modelación mediante un método de Markov - Montecarlo con el fin de seleccionar el tipo de reserva a ser implementada para cada uno de los casos, en función de las diferentes tasas de falla de los elementos introducidas de manera estocástica. En los procesos se configuran los escenarios operativos asociados con la reserva de transformación que se dan por los tres tipos de eventos que generan indisponibilidades en los transformadores, fallas temporales, mantenimientos, y daño total por obsolescencia.

Modelo de Flujo de Cargas del Sistema

de Potencia del área

• Determinación de la viabilidad económica y financiera de la opción del tipo de reserva para el transformador

Modelo Markov-Montecarlo para la confiabilidad por tipo de reserva

• Determinación de los índices de confiabilidad para cada uno de los tipos de reserva

Modelo Financiero y Económico de

Confiabilidad

• Determinación de la Potencia/Energía No Servida asociada a cada uno de los transformadores

Modelo Optimización del

parque de reserva

• Determinación del tamaño y ubicación óptima del transformador de reserva



En tercer lugar, se realiza una modelación financiera y económica del caso de negocio de la instalación de elementos de confiabilidad en el sistema, identificando su viabilidad en función a la mejora introducida en la confiabilidad del sistema, valorada en función de los beneficios asociados con el costo de la energía no servida ahorrada. En otras palabras, el modelo hace un “trade-off” entre la confiabilidad y la viabilidad económica y financiera.

Finalmente, se realiza una modelación para la optimización del parque de reserva de transformadores que son susceptibles de ser atendidos mediante un transformador de Reserva Compartida, ubicado en alguna de las subestaciones.

Gráfico N° 2: Esquemático de la metodología

Gráfico N° 3: Desarrollo de la metodología



2.2.1 Modelo Financiero y Económico

La modelación financiera y económica propuesta consiste en el desarrollo de un modelo económico típico de confiabilidad donde se contrastan las inversiones en confiabilidad frente a la reducción de la energía no servida.

Gráfico N° 4: Modelo Financiero y Económico de Confiabilidad

Las tasas de descuento que se utilizan en el modelo económico y financiero, tratan de revelar el costo de oportunidad de los diferentes agentes involucrados en el problema de confiabilidad (usuario, empresa y sistema) y en tal sentido, tratan de compaginar los diferentes intereses. Además, evalúa el “trade-off” entre la inversión en el año inicial de mejoras en confiabilidad, con el riesgo futuro de los impactos asociados a la Energía No Servida.

La señal está dada por el modelo económico de confiabilidad determina la viabilidad de la alternativa evaluada, en decir, del tipo de reserva evaluado. Cuando el modelo se determina que la alternativa representa beneficios para el sistema, entonces se recomienda implementar la reserva debido a que las señales financieras y económicas se encuentran alineadas, como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 1: Análisis resultados modelo financiero y de confiabilidad

Modelo Viabilidad

Modelo

Económico

Confiabilidad

Viable No Viable

Recomendación

Se recomienda realizar

la reserva debido a que

se encuentran

alineadas las señales

financieras y

económicas

No se recomienda la

reserva o se deben

tener en cuenta

aspectos adicionales

a la confiabilidad

como puede ser

sociales

2.2.2 Modelo de Markov-Montecarlo para determinar los índices de confiabilidad

A continuación, se describe y se presenta la metodología para la modelación mediante procesos Markovianos de las diferentes alternativas para la definición de la reserva de transformador.



Gráfico N° 5: Metodología para la aplicación del método de Markov-Montecarlo en la metodología.

Los pasos a seguir corresponden a los pasos a desarrollar en una modelación típica de procesos de Markov aplicados al caso propuesto.

Inicialmente, se plantean los modelos y estados a modelar asociados con la confiabilidad de los transformadores. A continuación, se estiman y definen las tasas de falla, tiempos de cambio y permanencia en cada uno de los estados, y finalmente se realiza la respectiva simulación de los procesos markov-montecarlo para determinar los tiempos de permanencia en cada uno de los estados, con el fin de determinar el tiempo de indisponibilidad del transformador analizado.

2.2.3 Definición de estados

El problema que se quiere solucionar mediante la simulación de los procesos de Markov-Montecarlo es el desempeño del sistema y de manera más específica, su confiabilidad, a partir de la consideración de diferentes alternativas de reservas de transformación, teniendo como línea base la confiabilidad de una unidad de transformación sin reserva.

Tabla 2: Estados operativos transformador para el proceso Markoviano

Estados

Descripción

O Operación Corresponde a la condición de operación normal

F Falla o Falla Leve Corresponde al estado de falla temporal

M Mantenimiento Corresponde al estado de mantenimiento

D Daño o Falla Grave Corresponde al estado de daño total

Definición de los casos, estados y tipos de eventos

Construcción de las cadenas de Markov para cada tipo de reserva

Definición y caracterización de las tasas de falla

Modelo de simulación Markov-Montecarlo

Indicadores de confiabilidad



Gráfico N° 6: Opciones para la modelación de la reserva de transformación

Tabla 3: Transiciones entre los estados

Transiciones Descripción

F Falla leve Probabilidad de transición entre el estado operativo y el de falla leve, dado por la tasa de falla del equipo

R Restablecimiento

Probabilidad de transición entre el estado falla y el de operación, dado por la tasa de reparación del equipo, a partir de la duración de la falla

M Mantenimiento Probabilidad de transición entre el estado operativo y el de mantenimiento, dado por la tasa de mantenimiento del equipo

E Entrada después de

Mantenimiento

Probabilidad de transición entre el estado mantenimiento y el de operación, dado por la tasa de entrada del equipo, a partir de la duración del mantenimiento

D Daño Total o Falla

Grave

Probabilidad de transición entre el estado operativo y el de daño o falla grave, dado por la tasa de falla del equipo

N Nuevo equipo de

reemplazo

Probabilidad de transición entre el estado de Daño y el de operación, dado por la tasa de reemplazo del equipo, a partir de la duración en reponer el transformador por uno nuevo

CR Entrada reserva por

cambio rápido

Probabilidad de transición entre el estado de Daño y el de operación, dado por la tasa de reemplazo del equipo, a partir de la duración en reponer el transformador por uno nuevo

RS Entrada de la

reserva en sitio

Probabilidad de transición entre el estado de Daño y el de operación, dado por la tasa de reemplazo del equipo, a partir de la duración en entrar el transformador de reserva en sitio

Se aclara que por simplicidad y facilidad en la construcción de los estados y los procesos de Markov-Montecarlo, se asume un comportamiento



homogéneo de los equipos, cuando estos hacen parte de bancos de transformación o equipos en paralelo.

Tabla 4: Efecto de los tipos de reserva sobre las tasas y duración de los eventos.

Tipo de reserva Falla Temporal Mantenimiento Daño Total

Línea Respaldo

Paralelo Respaldo Paralelo

Respaldo

Paralelo

Cambio Rápido Tasa y Duración

Falla Temporal

Tasa y Duración

Falla

Mantenimiento

Tasa de

Falla y

Duración

cambio

rápido

Reserva fija o

compartida

Tasa y Duración

Falla Temporal

Tasa y Duración

Falla

Mantenimiento

Tasa de

Falla y

Duración

instalación

equipo de

reserva

Transformador

sin reserva

Tasa y Duración

Falla Temporal

Tasa y Duración

Falla

Mantenimiento

Tasa de

Falla y

Duración

reposición

equipo

nuevo

2.2.4 Desarrollo de los procesos de Markov-Montecarlo

A partir de los procesos de Markov y las distribuciones de probabilidad determinadas y definidas para las tasas de: fallas leves, mantenimiento, fallas graves y restablecimiento o reparación; y de la modelación de dichos eventos, ya no como un parámetro fijo, sino con una función de distribución de probabilidad, se obtienen los resultados, para cada uno de los estados operativos (operación, mantenimiento, falla leve y falla grave), en términos de una distribución de probabilidad.

Las distribuciones de probabilidad de falla leve, mantenimiento, falla grave y duración de la mismas (Tabla 5, Tabla 6 y Tabla 7), inicialmente se toman de forma heurística con base en criterios de expertos, con la necesidad de ser actualizados con los valores proporcionados por la DSE.

Tabla 5: Modelo de distribución de probabilidad utilizado para la caracterización estocástica de los eventos

Eventos Modelo

Tiempo para Falla Leve Exponencial

Tiempo Durante Falla Leve Normal



Eventos Modelo

Tiempo Para Mantenimiento Normal

Tiempo Durante Mantenimiento Normal

Tiempo para Falla Grave Exponencial

Tiempo Durante Falla Grave Normal

Tabla 6: Tiempos y Tasas de fallas

Tensión

Tiempo para hacer

mantenimiento (años)

Tiempo durante

Mantenimiento (Horas)

Tiempo de reparación de

Falla leve (Horas)

Tiempo de reparación de

Falla grave(Horas)

Tasa de

Falla Leve

(1/Año)

Tasa de

Falla grave

(1/Año) Min Max Min Max Min Max Min Max

500 kV 1 3 17 30 1 24 3000 5000 0.1 0.01

220 kV 1 3 17 30 1 24 3000 5000 0.1 0.01

138 kV 1 3 17 30 1 24 3000 5000 0.1 0.01

60 kV 1 3 17 30 1 24 3000 5000 0.1 0.01

33 kV 1 3 17 30 1 24 3000 5000 0.1 0.01

Tabla 7: Tiempos de instalación de la reserva

Tensión Reserva Fija, Tiempo de

Instalación (Horas) Reserva Cambio Rápido,

Tiempo de Instalación (Horas)

Min Max Min Max

500 kV 72 100 4 16

220 kV 72 100 4 16

138 kV 48 72 4 16

60 kV 24 72 4 16

33 kV 24 48 4 16

Finalmente, a partir de la información anteriormente referenciada y los procesos de Markov-Montecarlo, se obtienen las distribuciones de probabilidad para cada uno de los estados; como se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico N° 7: Resultados del proceso Markov-Montecarlo



2.2.5 Modelo de flujo de carga para la estimación de la energía no servida

Adicionalmente, teniendo en cuenta que los sistemas de potencia se encuentran enmallados y que la interrupción de un transformador no genera necesariamente una energía no servida equivalente a la cargabilidad del transformador, sino que se puede tener un respaldo a través de las diferentes conexiones y respaldos presentes en la red, es necesario realizar una simulación, mediante un programa de flujo de cargas, que permita establecer cuál es la energía o potencia no servida asociada a la salida de un transformador.

Gráfico N° 8: Confiabilidad sistema de potencia enmallado

Para el análisis de confiabilidad se utiliza el software de flujo de cargas DIgSILENT PowerFactory, y específicamente el módulo de confiabilidad como extensión del módulo de contingencias. Mediante dicho programa se estima el impacto de la energía o potencia no servida frente a la falla de cada uno de los elementos de transformación del área en estudio.

A continuación, se presentan las características principales de las capacidades del análisis de confiabilidad del DIgSILENT PowerFactory, aclarando el uso específico y limitado del mismo que se realizó para la metodología propuesta, como por ejemplo que se modelan las salidas de manera determinística debido a que las mismas se introducen en el modelo de confiabilidad, y a que los estados de falla del Markov se consideran en este mismo modelo.

2.2.5.1 Análisis de confiabilidad DlgSILENT PowerFactory

Un análisis de confiabilidad se lleva a cabo, generalmente, mediante métodos estadísticos para determinar la interrupción del servicio de las cargas de un sistema eléctrico. Las características de estas interrupciones son usualmente mostradas mediante índices que consideran los siguientes aspectos:

Número de clientes



Carga total conectada al sistema

Duración de los eventos, expresada en horas

Suministro de potencia interrumpido

Frecuencia de interrupciones, expresada en veces por año

Tiempos de reparación, dados en horas

Probabilidades o posibilidad de ocurrencias de falla, dadas en horas o minutos por año

El análisis de confiabilidad es considerado una extensión del análisis de contingencia, siendo llevado a cabo para determinar la frecuencia esperada de interrupción de suministro y el costo que estas puedan ocasionar. En este análisis, PowerFactory puede elegir automáticamente las contingencias a realizar, por medio de los datos estadísticos que tengan los elementos, aunque también acepta selecciones por parte del usuario. El programa también analiza las acciones para mitigar los eventos de inatención de demanda, tales como restauración de energía.

2.2.6 Modelo de dimensionamiento y ubicación óptima de los Transformadores de Reserva Compartida

A continuación, se presenta la contextualización del modelo de ubicación óptima de la reserva de los transformadores:

Gráfico N° 9: Modelo para Reserva Compartida

El planteamiento básico para la definición de un modelo para la ubicación óptima de la Reserva Compartida de transformadores, parte de considerar que se tiene como objetivo la prestación de un servicio confiable al mínimo costo. En otras palabras, el modelo nos debe dar la señal de si la mejor opción de respaldo por transformador, corresponde a un transformador de Reserva Compartida, y cuál es el tamaño y ubicación óptima del mismo.

Dentro de este contexto de minimización de costos, con restricciones de confiabilidad, se considera los costos asociados a la misma (Energía No Servida), y costos asociados a las inversiones adicionales en transformación.

No obstante, la oportunidad de respaldar un parque de transformadores mediante una Reserva Compartida, tiene muchas más implicaciones técnicas,



ya que se deben tener en cuenta aspectos como la reactancia del transformador, niveles de tensión, grupo horario de conexión, ajuste de protecciones, disposición física y factibilidades de transporte.

Para el caso, de la ubicación óptima y dimensionamiento óptimo del transformador el modelo debe decidir, para cada uno de los Nodos, inicialmente si se requiere un transformador de respaldo de manera permanente, o no, o si puede ser atendido mediante un transformador de Reserva Compartida.

En este sentido el modelo decide, para cada uno de los Nodos, las tres alternativas consideradas y el costo de la Energía No Servida asociado con el mismo, y las inversiones.

• Sin Reserva

• Reserva Fija

• Reserva Compartida

Para el caso del Transformador de Reserva Compartida, su costeo tiene en cuenta desde el punto de vista de la Energía No Servida, que se deben surtir unos tiempos asociados con transporte del transformador desde la ubicación hasta el respectivo Nodo, y desde el punto de vista del costo del transformador, que dicho costo es compartido por varios Nodos.

El planteamiento del problema de optimización fue basado en la solución de problemas típicos de optimización de transporte, que son tratados en la literatura de investigación de operaciones.

En relación a la fórmula general del modelo de optimización que se implementó, de manera simplificada se puede expresar de la siguiente forma:

Donde:

CostoENSNoReservai: Costo de la Energía No Servida para la alternativa sin Reserva para el Nodo i.

CostoENSReservaFijai: Costo de la Energía No Servida para la alternativa con Reserva para el Nodo i.

CostoTrafoReservaFijai: Costo de la Transformador para la alternativa con Reserva para el Nodo i, costo del transformador de Reserva en el Nodo i.



CostoENSReservaCompartidai: Costo de la Energía No Servida para la alternativa con una Reserva Compartida.

CostoTrafoReservaCompartidai: Costo de la Transformador para la alternativa con Reserva Compartida para el Nodo i.

Gráfico N° 10: Punto óptimo objetivo

Dichos valores se representan a través de las siguientes ecuaciones

Donde:

ENSi: Energía No Servida al Nodo i en MWh

TNoReserva: Tiempo de reparación asociado a no contar con transformador de reserva y conseguir un transformador de reposición nueva en horas

CostoFalla: Costo asociado con la Falla en USD/kWh (1.53)

El múltiplo mil es la escala para llevar la ENS a kWh

Donde:

TReserva: Tiempo de asociado con la puesta en funcionamiento del transformador de reserva en horas



Donde:

CapTrafo: Capacidad del Transformador MW

K1: Constante de la función de costos del transformador luego de realizar la aproximación a una función potencial, construida a partir de los módulos estándar. El valor depende del nivel de tensión superior del transformador

K2: Potencia de la función de costos del transformador luego de realizar la aproximación a una función potencial, construida a partir de los módulos estándar. El valor depende del nivel de tensión superior del transformador.

A continuación, se presenta la aproximación del costo de los transformadores de los Módulos Estándar a una función potencial.

Gráfico N° 11: Ajuste costos Módulos Estándar Transformadores de 60 kV a una Función

Tabla 8: Función potencial de aproximación de costos del transformador

NT Constante K1 Constante K2 f

220 106,434 0,5727 Potencial

138 248,179 0,3625 Potencial

60 160,203 0,4370 Potencial

33 13,523 135,628 Lineal

Donde:

ENSi: Energía No Servida al Nodo i en MWh



T : Tiempo de asociado con contar con el transformador móvil en el nodo i en horas

CapTrafo : Capacidad en MW del transformador Móvil

CostoFalla: Costo asociado con la Falla en USD/kWh

Gráfico N° 12: Problema de optimización de transporte

Para los costos de transporte se utilizan la ruta más corta, en términos de tiempo para transportar el transformador de Reserva Compartida de su sitio de ubicación inicial a la subestación.

Donde:

: Variable binaria que toma valores de 0 cuando el transformador no tiene

su localización inicial en el Nodo j y 1 cuando si está localizado.

TNodosij: Tiempo asociado con la distancia entre el Nodo i y el Nodo j, en horas, a partir de una matriz simétrica de distancias de transporte entre Nodos.



: Variable binaria que toma valores de 0 cuando el transformador no tiene su localización inicial en el Nodo i y 1 cuando si está localizado

A continuación, se presentan las ecuaciones de restricción a las que se encuentra sujeta el modelo de optimización:

Ecuación que limita la ubicación del Transformador de Reserva Compartida en un Nodo:

Ecuación que limita las alternativas excluyentes de no contar con reserva, reserva y Reserva Compartida:

Las variables del modelo de optimización, las cuales cambian hasta obtener el óptimo son las siguientes:

Teniendo en cuenta que la consideración de Transformadores de Reserva Compartida, corresponde a un caso específico de reemplazo, en cual se pueden realizar una optimización sobre un parque especifico, que cumpla con una serie de características homogéneas de rango de potencia, tensión y dimensiones, dicho proceso de optimización se realizará sobre los casos específicos a considerar, dependiendo del análisis que se realice en cada una de las áreas.

2.3. Criterios de Remuneración y Aplicación

2.3.1 Criterios de remuneración

La remuneración de los Transformadores de Reserva considera los siguientes aspectos:

Mantener el esquema de remuneración actual de Módulos Estándares de Inversión.

Para el caso de los Transformadores de Reserva en Línea y Cambio Rápido, siempre y cuando se reafirme su necesidad en el planeamiento por criterios de demanda, se considerará el 100% del Módulo Estándar.

Para el caso de Transformadores de Reserva Compartida y Reserva Fija, se considerará el valor equivalente al equipo de transformación dentro del Módulo Estándar del transformador considerando los criterios establecidos en los procesos de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT.



Para el caso de Transformadores de Reserva que presenten condiciones particulares, se deberá presentar la debida justificación técnica y económica.

2.3.2 Criterios de aplicación

Para los casos donde la viabilidad económica de confiabilidad y financiera para respaldar el suministro eléctrico a los usuarios impera y el beneficio local del sistema es mayor que el beneficio global, la implementación de la unidad de reserva para efectos de confiabilidad es decisión del agente y la remuneración debe partir de la iniciativa del agente y de la aprobación del regulador siguiendo una metodología.

La metodología que deben seguir los agentes para solicitar la aprobación de los equipos de reserva debe tener en cuenta las siguientes consideraciones:

o Paso 1: Elaborar una solicitud formal de reconocimiento teniendo en cuenta los siguientes elementos:

Información técnica detallada de los diferentes transformadores a ser respaldados mediante unidades de reserva.

Solicitud de remuneración del elemento o elementos de reserva a ser considerados para ser remunerados.

Tasas de Interrupciones de los Transformadores, caracterizada mediante criterios heurísticos (Tabla 6) o a partir de la información real, y aproximada a una función de distribución típica.

Tasa de Falla Leve.

Tasa de Falla Grave.

Tiempos promedio de Interrupciones de los Transformadores caracterizada a partir de criterios heurísticos (Tabla 6) o de la información real, y aproximada a una función de distribución típica.

Tiempo Durante Falla Leve.

Tiempo Durante Mantenimiento.

Tiempo Durante Falla Grave.

Energía No servida para cada uno de los trasformadores, estimada a través de un programa de flujos de cargas.

Para los equipos de reemplazo se debe indicar:

Para los transformadores de Reserva Compartida se

debe indicar:

o Ubicación del transformador.

o Tipo de transformador, si es monofásico, trifásico.



o Potencia y tipo de refrigeración.

o Impedancia de secuencia positiva.

o El grupo vectorial de conexión de los transformadores.

o Radio de alcance del transformador de Reserva Compartida.

o Actividades a realizar para la movilización y puesta en servicio de la unidad de Reserva Compartida.

o Tiempo de duración de las actividades que permiten la puesta en servicio de la unidad.

o Distancias y tiempos de movilización entre los diferentes trasformadores a ser reemplazados.

o Velocidad media de traslado.

Modelación financiera y económica donde se evidencie la viabilidad para el sistema y del agente de contar con el elemento de reserva, teniendo en cuenta la remuneración respectiva.

o Paso 2: Osinergmin evalúa la viabilidad de la incorporación, y remuneración de los elementos de reserva de transformación, conforme a las metodologías y modelos de optimización definidos, y en caso de alguna duda se remiten los respectivos comentarios al agente.

o Paso 3: El agente realiza los ajustes solicitados por el regulador, dentro de los plazos establecidos para el trámite procesal y vuelve a remitir el estudio a Osinergmin.

o Paso 4: Osinergmin evalúa la solicitud final y decide acerca del reconocimiento de los nuevos Transformadores de Reserva.



Gráfico N° 13: Procedimiento para la aprobación de un Transformador de Reserva

Otros aspectos a considerar:

o Para los proyectos de nuevas subestaciones de transformación se deben considerar los espacios requeridos para la disposición y conexión de los Transformadores de Reserva.

o Los Transformadores de Reserva deberán ser rotados frecuentemente con el transformador principal con el fin de mantener sus características técnicas de funcionamiento y probar su estado de funcionamiento.

o En el caso de los Transformadores de Reserva existentes serán remunerados en base a los resultados del modelo económico-financiero de confiabilidad. Para ello, el Transformador de Reserva existente debe cumplir con las especificaciones técnicas y de capacidad óptima que resulte de la empleabilidad del modelo económico-financiero de confiabilidad; caso contrario, no se considerará dicha remuneración. El transformador de Reserva existente debe pertenecer al SCT.

o El Agente, que haga uso del Transformador de Reserva, frente a una falla (sea leve o catastrófica) o por mantenimiento, deberá presentar a Osinergmin una declaración jurada conteniendo un cronograma de reposición del transformador fallado o la implementación de un transformador nuevo, según sea el tipo de falla. El cumplimiento del cronograma es obligatorio y estará sujeto a la supervisión de Osinergmin. Cabe señalar que, el incumplimiento de las obligaciones establecidas serán materia de sanción por parte de Osinergmin, conforme a la



Escala de Multas y Sanciones.

o Las reglas para los Transformadores de Reserva Compartida, se presentan a continuación:

Todo agente debe poner a disposición los

Transformadores de Reserva Compartida que sean

remunerados por la demanda, en caso de emergencia

o falla total de transformador, para ser utilizados por

otros agentes, en especial si forman parte de una

misma Área de Demanda.

El agente al que le sea remunerado un Trasformador

de Reserva Compartida deberá informar los cambios

de disponibilidad y estado operativo o de

mantenimiento del equipo al regulador y el resto de los

agentes del Área de Demanda.

El agente que utilice el transformador de Reserva

Compartida, asumirá todos los costos y gastos

asociados con el traslado y posterior retorno al sitio,

donde originalmente se le hizo entrega del

transformador. Asimismo, deberá asumir los gastos en

la construcción, la instalación, las pruebas y la puesta

en marcha del repuesto en su punto de instalación,

asumiendo además un seguro por fallas y daños a

terceros durante este proceso.

2.4. Plazos, Formatos y Medios de Información Los Transformadores de Reserva a implementarse formarán parte de los SCT, por lo que su justificación técnica y económica e información de sustento debe presentarse como parte de los estudios que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones o sus modificatorias.

Los estudios que sustenten las propuestas de reserva de transformación, así como la información relacionada que debe presentarse según los formatos que se describen a continuación, estarán sujetos a los mismos plazos que se han establecido para la revisión y aprobación del Plan de Inversiones de los SCT, salvo se indique lo contrario.

Asimismo, en la norma se establecerán los formatos para su remisión periódica.



3. Justificación para una Segunda prepublicación

En base al desarrollo del contenido del Informe Técnico y Proyecto de Norma, prepublicado el 26 de setiembre de 2019, se ha visto necesario realizar algunas modificaciones, precisiones e incorporaciones en algunos subcapítulos del Informe Técnico y numerales del Proyecto de Norma referido en gran parte sobre la remuneración y responsabilidad de los Transformadores de Reserva que resultaron de la aplicación de la metodología y el modelo de optimización. Asimismo, se incorpora el criterio que se debería tener en cuenta para que una Reserva de Transformación existente sea remunerado.

Cabe señalar que, en el numeral 3.6 (“Incorporar el mecanismo para el uso de transformador de reserva”), se realiza la justificación más relevante, que motiva que el Informe Técnico y el Proyecto de Norma sea prepublicado y que los agentes involucrados e interesados presenten comentarios, dado que se establece una nueva obligación y suspensión por incumplimiento.

A continuación, se detalla los puntos principales que se han modificado, precisado e incorporado dentro del Informe Técnico y Proyecto de Norma.

3.1. Modificar la definición de “Reserva Compartida”

Corresponde modificar y precisar, parte de la definición de Reserva Compartida del siguiente texto:

“Reserva Compartida: Transformador de potencia disponible en una subestación, que puede ser trasladado a otras subestaciones ante la falla de alguno de los transformadores de potencia, dentro de una distancia previamente establecida.”; por la de,

“Reserva Compartida: Transformador de potencia disponible en una subestación, que puede ser trasladado a otras subestaciones ante la falla de alguno de los transformadores de potencia. ”

La modificación, se justifica para dar una mayor especificación centralizada del término de “Reserva Compartida”. El análisis y criterios para definir este



tipo de Reserva se encuentra contenida como parte del Capítulo 2 del presente Informe Técnico.

3.2. Precisar el criterio de consideración de un transformador como Reserva de Transformación

Osinergmin, ha considerado precisar, el siguiente texto:

“(…) el transformador podrá considerarse corno Reserva de Transformación para los niveles de 55, 66, 24 y 13,2 kV considerando el ajuste de los "cambiadores de derivación" (taps), necesarios para llegar a estos niveles de tensión.”; por la de,

“(…) el transformador podrá considerarse como Reserva de Transformación para otros niveles de transformación, siempre que variando la posición de los “cambiadores de tomas” (taps) del transformador (en caso de tenerlos) se pueda conectar al sistema eléctrico sin afectar negativamente o deteriorar la calidad del servicio eléctrico o cualquier equipo del sistema.”

Ello se fundamenta, en base a que la Reserva de transformación no sea restringida solo a los niveles de tensión específicos indicados preliminarmente, esto con el fin de tener una mayor flexibilidad de ser usado en reemplazo de mayor cantidad de transformadores, siempre que no afecte la calidad del servicio eléctrico.

3.3. Incorporar la remuneración de los transformadores de reserva de tipo en línea y cambio rápido

Osinergmin, ha considerado incorporar en el Proyecto de Norma, el siguiente texto:

“ 6.5. En el caso de los Transformadores de Reserva en Línea y Cambio Rápido, se mantiene el esquema de remuneración actual de Módulos Estándares de inversión, siempre y cuando se reafirme su necesidad en el planeamiento por criterios de demanda. Para tal fin, se considerará el 100% del Módulo Estándar.”

Ello se fundamenta, a que es necesario que dicho texto se encuentre en el Proyecto de Norma, dado la importancia que tiene la remuneración para los agentes.



3.4.Precisar el texto sobre (…) el Agente con mayor número de usuarios en dicha Área de Demanda (…)

Osinergmin, ha considerado precisar, el siguiente texto:

“(…) el Agente con mayor número de usuarios en dicha Área de Demanda, presentará dentro de los procesos de Plan de Inversión, su propuesta de implementación, el cual será sometido a revisión y aprobación de Osinergmin, a fin de que cada Área de Demanda paulatinamente satisfaga el requerimiento mínimo de Transformadores de Reserva.”; por la de,

“(…) los Agentes ubicados en dicha Área de Demanda presentarán sus propuestas dentro del proceso del Plan de Inversiones y su modificatoria. Osinergmin revisará y, de ser el caso, aprobará dichas propuestas a efectos de que cada Área de Demanda paulatinamente satisfaga el requerimiento mínimo de Transformadores de Reserva.”

La precisión es necesaria, para que no haya una interpretación de que el agente con mayor número de usuarios tiene más derecho o en algunos casos sea el único que tendrá transformadores de reserva.

3.5. Incorporar los criterios para la remuneración de los transformadores de reserva existente

Se ha considerado incorporar los criterios para la remuneración de los transformadores de reserva existentes. Para ello, los transformadores de reserva existentes serán remunerados a partir de la aplicación de la metodología y empleabilidad del modelo. Si el modelo, determina que hay una necesidad de reserva de transformación, dicho transformador de reserva existente deberá cumplir con las especificaciones técnicas y capacidades óptimas determinadas por el modelo, caso contrario, no se considerará la remuneración del transformador de reserva existente. Cabe señalar, que dicho transformador de reserva debe ser parte del SCT.

3.6. Incorporar el mecanismo para uso del transformador de reserva

En una determinada Área de Demanda, en caso de una falla de un transformador existente en operación, debe utilizarse el transformador de reserva, definido y aprobado como tal en el Plan de Inversiones. Luego de repararse el transformador fallado, el transformador de reserva debe estar disponible y volver a su condición de reserva.

Existen casos en que las empresas hacen uso del transformador de reserva y no tienen la obligación de reponer el transformador fallado, lo que origina que el sistema eléctrico pierda confiabilidad debido a no tener reserva de transformación. Condición que pone en riesgo la continuidad del servicio eléctrico, dado que de ocurrir nuevamente una falla y no tener disponible el



transformador de reserva, los cortes del suministro eléctrico serían por tiempos prolongados afectando a los usuarios.

Además, cabe señalar que los transformadores de potencia de los SST y SCT, son remunerados por la demanda, por lo que los agentes están obligados a que dichos transformadores, en caso de falla, deban ser reparados; de lo contrario, los usuarios estarían asumiendo pagos por una instalación que esta inoperativa y que la continuidad del servicio eléctrico se vea afectada.

En ese sentido, se observa que, en el Proyecto de Norma, faltaba establecer obligaciones a los agentes involucrados, a fin de que el transformador en cuestión, no pierda su condición de reserva y no se vea afectada la capacidad de reserva de transformación, que resulta necesario para cubrir cualquier contingencia.

A fin de solucionar la problemática planteada, se analizan las siguientes alternativas:

a) Se plantea no hacer ninguna modificación al Proyecto de Norma. b) Establecer que el agente o empresa beneficiaria presente una declaración

jurada y un cronograma de reposición; mediante la cual se comprometa a reponer o devolver, según sea el caso, el transformador de reserva, dentro del plazo establecido según el cronograma de reposición. En caso de incumplimiento, se suspenderá el CMA del transformador de los peajes de SST y SCT, hasta que el transformador regrese a su condición de reserva. Asimismo, el monto del CMA acumulado durante el periodo de suspensión no estará sujeto a devolución. Cabe señalar que, además de la suspensión, se dará las sanciones que correspondan aplicar, según la normativa vigente.

c) Establecer que el agente o empresa beneficiaria, presente garantías financieras de fiel cumplimiento del cronograma de ejecución del proyecto asociado a recuperar el transformador de reserva. En caso de incumplimiento, se ejecuta la garantía a favor de los usuarios o del titular del transformador de reserva, según sea el caso.

Para efectos del análisis, se ha efectuado una valorización cualitativa de las consecuencias esperadas de cada alternativa planteada, cuyos resultados se presentan en el siguiente cuadro:

Alternativa Consecuencia Esperada Tipo de Impacto Agentes

involucrados

Alternativa (a):

Mantener la situación del proyecto de norma

- Falta de disposición cautelar en la devolución o reposición del transformador de reserva

- La capacidad de reserva de transformación se ve afectada

- El agente beneficiario, no tiene incentivos para reponer el transformador fallado o devolver el transformador de reserva

Negativo

- Agente o empresa beneficiaria



Alternativa Consecuencia Esperada Tipo de Impacto Agentes

involucrados

Alternativa (b):

Establecer la presentación de declaración jurada

- Compromiso de parte del agente beneficiario para devolver el transformador de reserva

- La capacidad de reserva de transformación no se vería afectada

- Se establece sanción por incumplimiento de las obligaciones asumidas en la declaración jurada y el cronograma de reposición

Positivo


- Titular del transformador de reserva

Alternativa (c):

Establecer la presentación de garantías de cumplimiento

- Compromiso de parte del agente beneficiario para devolver el transformador de reserva

- La capacidad de reserva de transformación no se vería afectada

- Se establece penalidades por incumplimiento del cronograma pactado.

Positivo


- Titular del transformador de reserva

De las alternativas evaluadas, se propone la alternativa (b) como la mejor alternativa, debido a que, resulta más conveniente para todas las partes involucradas.

En base a lo anterior, se ha considerado incorporar en el Proyecto de Norma, el mecanismo para que un transformador de reserva que entre en operación vuelva a su condición de reserva. Para ello, se ha planteado que el agente o empresa beneficiaria que haga uso del Transformador de Reserva, frente a una falla (sea leve o catastrófica) o por mantenimiento, deberá presentar a Osinergmin una declaración jurada conteniendo un cronograma de reposición del transformador fallado o la implementación de un transformador nuevo, según sea el tipo de falla. El cumplimiento del cronograma es obligatorio y estará sujeto a la supervisión de Osinergmin. Cabe señalar que, el incumplimiento de las obligaciones establecidas serán materia de sanción por parte de Osinergmin, conforme a la Escala de Multas y Sanciones.



4. Proyecto de Norma

El Proyecto de Norma: “Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SST y SCT” se adjunta como Anexo del presente informe y se organiza en (7) Artículos y (1) Anexo, los mismos que se describen:

ARTICULO 1° Objetivo

ARTICULO 2° Alcances

ARTICULO 3° Base Legal

ARTICULO 4° Glosario

ARTICULO 5° Criterios Generales

ARTICULO 6° Criterios Específicos

ARTICULO 7° Procedimiento y Plazos

ANEXO 1 Formatos de solicitud de aprobación



5. Conclusiones y Recomendaciones

Por lo expuesto en el presente Informe, se concluye que corresponde disponer la publicación del proyecto de resolución que aprueba la norma “Procedimiento para la determinación de los transformadores de reserva en los SST y SCT”.

Asimismo, se recomienda establecer un plazo de sesenta (60) días calendarios para que los interesados remitan sus opiniones y sugerencias al proyecto.

[sbuenalaya]

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Anexo: Proyecto de Norma “Procedimiento para la determinación de los transformadores

de reserva en los SST y SCT”

Documents

Propuesta de Norma Procedimiento para la …...GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Informe Nº 200-2020-GRT Propuesta