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Auditoría de sistemas electromecánicos

Reynaldo Villanueva Ure

Universidad Nacional de IngenieríaEditorial Universitaria

Rector: Dr. Ing. Aurelio Padilla RíosPrimer Vicerrector: Geol. José S. Martínez TalledoSegundo Vicerrector: MSc. Ing. Walter Zaldívar Álvarez

Primera edición, diciembre de 2012

Auditoría de sistemas electromecánicosImpreso en el Perú / Printed in Peru

© Reynaldo VIllanueva Ure Derechos reservados

© Derechos de edición

Universidad Nacional de IngenieríaEditorial Universitaria

Av. Tupac Amaru 210, Rímac - LimaPabellón Central / SótanoTelf.: 481-4196 / 481-1070 anexo 215Correo-E: [email protected] EDUNI: Prof. Álvaro Montaño FreireCoordinador Editorial: Nilton Zelada Minaya

Impreso en la imprenta de la Editorial Universitaria de laUniversidad Nacional de Ingeniería

ISBN: 978-612-4072-35-2

Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú N° 2012-16902

Prohibida la reproducción de este libro por cualquier medio, total o parcialmente, sin permiso expreso de los autores.

Índice

Prólogo 25Agradecimientos 27Introducción 29

Capítulo ISITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

Situación actual 31Sistema eléctrico interconectado nacional 31Generación eléctrica 32Transmisión eléctrica 32Energía renovable 32Evolución de la demanda 33Balance oferta - demanda 35Premisas para el balance oferta - demanda 35Proyección de la demanda 36

Energía 36Potencia 36

Principales cargas 37Proyectos en generación y transmisión 38

Generación 38Proyectos con centrales RER 39Transmisión 39

Mercado eléctrico peruano 39Ley de Concesiones Eléctricas 41Diagnóstico de poder de mercado el caso peruano 42El rol de OSINERG en las actividades del subsector eléctrico 43Funciones de organismos reguladores 45

Función supervisora 45Función reguladora 45Precio básico de potencia 45

Tarifa de transmisión 46

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Aspectos básicos 46Costos de transmisión 47Sistema de precios 47Precio de barra 48Componentes del precio de barra 48Precios de distribución 48

Estimación del valor agregado de distribución 48Sectores típicos 49Estructura de precios 49Tipos de clientes 49

Libre 49Regulado 49

Clientes en media (MT) y baja (BT) tensión 50Horas punta (HP) y horas fuera de punta (HFP) 50Periodo de facturación 50Opciones tarifarias 50Función normativa 51Función fiscalizadora y sancionadora 51Función de solución de controversias 51Función de solución de reclamos 51Función supervisora específica 51Aportes por regulación 51Régimen laboral 52Campo específico de acción de OSINERGMIN 52

La energía 52¿Porqué electricidad? 53Abastecimiento individual 53Servicio público de electricidad 53Principales actividades 53Situación en 1992 54Causas frecuentes de interrupciones 54

Desregulación 54Modelo de regulación eléctrica en el Perú (actividades desintegradas) 55

Regulación tarifaria 56Electricidad 56Costos de inversión y costos de operación 57

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Auditoría de Sistemas Electromecánicos

Tecnología y costos 58Centrales convencionales 60

a) Centrales hidráulicas 60Situación actual del uso de la energía hidráulica 61Componentes de una central hidroeléctrica 62

b) Centrales térmicas 62c) Centrales nucleares 66

Centrales no convencionales 68a) Centrales eólicas 68b) Centrales solares 69

Energía solar 74Situación actual del uso de la energía solar 74

c) Centrales geotérmicas 75d) Centrales a biomasa 75e) Centrales mareomotrices 75f) Minicentrales hidráulicas 75

Energía geotérmica 75Biomasa 76Energía mareomotriz 77El Estado pierde peso en el sector eléctrico 78En cifras 79¿Qué hacer? 80Nuevas opciones 81Conclusiones 81

Capítulo IIMARCO LEGAL ELÉCTRICO PERUANO

Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto ley N° 25844) 83I. Disposiciones generales 83

Concesiones 83 Autorización 84II. Comisión de tarifas de energía 84III. Concesiones y autorizaciones 86 Obligaciones de los concesionarios 86 Caducidad de la concesión 87IV. Comité de operación económica del sistema 88

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V. Sistema de precios de la electricidad 88 Fijación de precios en barra 89 Precios máximos de transmisión 90 Precios máximos de distribución 90VI. Prestación del servicio público de electricidad 91VII. Fiscalización 92VIII. Garantías y medidas de promoción a la inversión 92IX. Uso de bienes públicos y de terceros 93X. Disposiciones complementarias 94XI. Disposiciones transitorias 95 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (DS N° 009-93-EM) 95I. Disposiciones generales 95II. Comisión de tarifas eléctricas 96III. Concesiones y autorizaciones 97 Concesión temporal 98 Solicitud de concesión definitiva 98 Trámite de concurrencia de solicitudes 98 Trámite de oposiciones 99 Otorgamiento y contrato de la concesión definitiva 99 Obligaciones de titulares de concesiones y autorizaciones 100 Autorizaciones 101 Renuncia y caducidad de concesiones 101IV. Comité de operación económica del sistema 102 Aspectos generales 102 Organización 102 Procedimientos para la optimización de la operación 104 Transferencias de potencia y energía 105 Mantenimiento mayor de las unidades 106 Información que elabora el COES 106V. Sistema de precios de la electricidad 108 Precios máximos de generador a distribuidor de servicio público 108 Precios máximos de transmisión 110 Precios máximos de distribución 111 Disposiciones diversas sobre tarifas 111VI. Prestación del servicio público de electricidad 112VII. Fiscalización 114

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VIII. Garantías y medidas de promoción a la inversión 117IX. Uso de bienes públicos y de terceros 117X. Disposiciones complementarias 119

Capítulo IIIASPECTOS A AUDITAR EN LAS EMPRESAS ELÉCTRICAS

I. Objetivos de la auditoría 121II. Legislación y normatividad aplicable 121III. Metas de la auditoría 122IV. Metodología de la auditoría 122V. Aspectos a fiscalizar 123 Operación 123 Mantenimiento 125 Conservación 125 Seguridad 126 Medio Ambiente 127

Capítulo IVOPERACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS INTERCONECTADOS

Definiciones 129Condiciones generales 130Trabajos con circuitos energizados 132

Reglas de trabajo en líneas y equipos energizados 132Conexión a tierra permanente 133Conexión a tierra temporal 133Diagramas de puesta a tierra 135

Servidumbre de las instalaciones eléctricas 137Zonas de servidumbre para líneas de transmisión 137Distancias mínimas de seguridad 138

Puertas y separadoras de celdas de alta y media tensión 139Instalación de barreras de cerco 139Tensión de paso 140

Tensión de toque 142Secuencias de maniobras 143

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Secuencias lógicas para maniobras de sistemas eléctricos 145Secuencias lógicas para apertura de un circuito 145Secuencias lógicas para cierre de un circuito 145Las cinco reglas de oro de seguridad 145Prueba de tensión gradual 146Secuencia de eventos 147Cambio de sistemas de barras 147Protección de un sistema de potencia 149

Generadores 149Transformadores 149Barra 149Líneas de transmisión 149Interruptor de acoplamiento 150

Capítulo VEFICIENCIA ENERGÉTICA Y AHORRO DE ENERGÍA

Función y ubicación 151Verificación y calibración 152Selección para cada aplicación 154Asignación de clases mediante los índices de calificación energética 157Mejora del factor de potencia 158Ejemplo 160¿Qué equipos se utilizan? 160Compensación en baja tensión 160Condensadores fijos 160Baterías de condensadores automáticos 161Principios y motivos del uso de la compensación automática 162El regulador 162Los contactores 162Los condensadores 162Elección entre compensación fija o automática 163

Normas aplicadas habitualmente 163Compensación global 164Compensación por grupos 165Compensación individual 166

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Cambio de unidades de alumbrado 166a) Lámparas fluorescentes compactas 166b) Lámparas de vapor de sodio de alta presión 166c) Equipos fluorescentes eficientes 167

Fuentes luminosas 168La eficacia depende de varios factores 168Aplicación de la metodología de evaluación a los motores eléctricos 169

Elementos de base para la evaluación de las distintas opcionescontempladas 169

a) Horas de uso del motor 169b) Eficiencias relativas 169c) Precio de los motores y costo medio de rebobinado 170d) Costos de operación y mantención 170

Elementos de análisis para definir cuando hay que sustituir un motor en operación 170

a) Frecuencia de las fallas del motor 170b) Nivel de reparación a realizar 171c) Obsolescencia del motor existente 171

Elementos de análisis para definir cuando hay que introducir un motornuevo eficiente 171

Motor EFF1 171Motor EFF2 172Motor EFF3 172

Desarrollo de las auditorías energéticas 172Complementos a la auditoría energética 173Procedimiento para realizar una auditoría energética 174

Metodología a realizar la auditoría energética 175Definición de los objetivos 175Establecimiento de las tareas de la auditoría energética 175Confección del banco de problemas energéticos de la empresa 176Evaluación económica de los potenciales de recuperación energética 176Selección de prioridades y clasificación de las soluciones 177Establecimiento de compromisos 177Planificación 177Entrenamiento 177Ejecución 177

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Evaluación técnica y económica de las soluciones concluidas 177 Impacto real 177

Programa de ahorro de energía 178ETAPA 1: Acuerdo para ahorro de energía 179ETAPA 2: Estudio sobre uso de energía en la empresa 180ETAPA 3: Programa de gestión y ahorro energéticos 180ETAPA 4: Evaluación del plan propuesto 181Programa de eficiencia energética 181Barreras que se oponen al éxito de los equipos de mejoramiento 183Mejorando el uso de nuestra energía eléctrica 184Nuevo ahorro 185Algunos programas 185¿Cómo ahorrar energía con los electrodomésticos? 186Impacto energético 187Actualización de costos y beneficios 188Indicadores de decisión 189Valor actual neto (VAN o VPN) 189Tasa interna de retorno 190Relación beneficio - costo 192VAN vs TIR 193

Capítulo VISEGURIDAD E HIGIENE OCUPACIONAL EN EL SUBSECTOR ELECTRICIDAD

Introducción 195Conceptos generales 195

Seguridad en el trabajo 195Higiene industrial 196Estudio de las condiciones de trabajo 196Evaluación del riesgo 196Aplicación de las medidas correctoras 196

Dispositivos legales de seguridad en el Perú 197Implementación de un sistema de seguridad 198

I. Introducción 198II. Definiciones 198

Accidentes y enfermedades profesionales 200

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Accidentes de trabajo 200Factores y causas del accidente de trabajo 201Enfermedad profesional 201

Factores y causas de los accidentes 202Accidentes 202Factores de los accidentes 202

Factor humano 202Factor técnico 202

Lesiones e índices de seguridad 203Lesiones 203Clasificación de las lesiones 203Índices de enumeración o medición de accidentes 204Cálculos de los índices de seguridad 204

Índice de frecuencia 204Índice de severidad 205

Capítulo VIIRIESGO ELÉCTRICO

Introducción 207Definición 208Factores que influyen en los accidentes eléctricos 208Factores de riesgos eléctricos 210Causas de los accidentes eléctricos 211Medidas de prevención para evitar accidentes 214La gravedad de una electrocución 215

La fibrilación ventricular 215Por tetanización 216Otros factores fisiopatológicos 216

Estado fisiológico y características psicológicas de una persona 218Intensidad efectos fisiológicos 218Efectos físicos inmediatos 221Efectos físicos no inmediatos 222Efectos de las descargas de corriente alterna y corriente continua en el cuerpo humano 223

Corriente alterna, efecto en el organismo 223Intensidad de la corriente 224Umbral de percepción 224

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Umbral de reacción 224Umbral de no soltar 224Umbral de fibrilación ventricular 224Corriente continua 224Periodo vulnerable 225Duración del contacto eléctrico 226Resistencia eléctrica del cuerpo humano 226Impedancia del cuerpo humano 226Tensión aplicada 229Frecuencia de la corriente alterna 230

Recorrido de la corriente a través del cuerpo 231Seguridad personal con los accidentes eléctricos 232

Clasificación del material de protección personal 2321. La ropa de trabajo 2322. Protección de la cabeza 2333. Protección del aparato visual 2344. Protección del aparato auditivo 2345. Protección de extremidades superiores 2356. Protección de extremidades inferiores 2367. Protección del aparato respiratorio 2368. Cinturones de seguridad 237

Aplicación práctica N° 1 237Tensiones peligrosas 239Ejemplo: Efectos de la electricidad 240Recomendaciones generales 241

Capítulo VIIIRIESGOS INDUSTRIALES

Seguridad industrial 243Higiene industrial 244Enfermedad profesional 244Programa de control total de pérdidas 244

Peligro 244Daño 244Riesgo laboral 244

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Incidente 244Accidente 245Administración del riesgo 245

Identificar el riesgo 245Evaluación del riesgo 245Aplicación de medidas de control (terminar, tolerar, tratar y transferir) 245

Causas y consecuencias de los incidentes-accidentes 2451. Puntos clave en la definición de accidentes 2462. Fuentes de accidentes 248

Acto subestandar 250Condición subestandar 250Clasificación de los tipos de accidentes 251Iluminación 252Visibilidad 253Iluminancia 254Distribución de la luz 256Reflejo 256Color 259Ruido 260Medición 260Dosis de ruido 261Control de ruido 263Temperatura 264Tensión por calor TGBH 265Ejemplo cálculo de la TGBH y el nivel de tensión por calor 266Tensión de frío 267Vibración 268Radiación 270Energía ionizante y salud 271Campos electromagnéticos 275Energía electromagnética 275División del campo electromagnético 275Fuentes de campos electromagnéticos 276

Fuentes naturales 276Fuentes antropogénicas 276

Generalidades 276

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Diferencias entre campos eléctricos y magnéticos (60 Hz) 276Límites permisibles de campos electromagnéticos 277Campos magnéticos 277Campos eléctricos 277Niveles de campos magnéticos en aparatos domésticos (Mg) 277Rangos de campos eléctricos y magnéticos en conductores de alta tensión 278Incendios 278

Combustión 278Reacción en cadena 279Fases de un incendio 279Formas de propagación 280

Irradiación 280Convección 280Conducción 280

Gases de la combustión 280Características de los líquidos inflamables 280Clasificación de los fuegos 281Estrategia de lucha contra el fuego 281Prevención de fuego 281Extinción de un fuego 281Medios materiales 282Teorías del fuego 282El triángulo del fuego 282Métodos de extinción 283Etapas del fuego 285

Etapa latente 285Humo visible 285Llamas 285Calor 285

Prevención de incendios 285

Capítulo IXINSPECCIONES PLANEADAS

1. Introducción 2872. Análisis del problema 288

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3. Inspecciones 289a) Inspección planeada 289b) Inspección no planeada 2894. Metodología para el desarrollo de inspecciones planeadas 289

Planeamiento 289Preparación 291

a) Revisar informes de inspecciones planeadas anteriores 291b) Definir el recorrido (si es inspección general) 291c) Preparar listas de verificación 291d) Decidir el momento de la inspección 293

Ejecución 293a) Comenzar con una actitud positiva 293b) Cubrir el área sistemáticamente 293c) Usar las listas de verificación 293d) Buscar "lo que no salta a la vista" 293e) Registrar todas las deficiencias detectadas 294f) Actuar inmediatamente ante peligros serios 294g) Informar sobre ítems que parecen innecesarios 294h) Buscar siempre las causas básicas para cada peligro detectado 294

Informe 295Sistema para clasificar el peligro 296

Clase A 297Clase B 297Clase C 297

Seguimiento 298Medición y evaluación de las inspecciones planeadas 299Rol de la Administración superior en las inspecciones planeadas 300

Capítulo XOBSERVACIONES PLANEADAS

Clases de observaciones 3041. Observaciones informales 3042. Observaciones planeadas del trabajo 305

Observación planeada del trabajo 306Selección del trabajador y el trabajo 306La prioridad del trabajador en un programa de OPT 307

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Prioridad de trabajo en un programa de OPT 3092. Preparación 3103. Observando 311

Observando al trabajador 3124. Revisión con el trabajador 3135. Observación posterior 316

Beneficios de las observaciones planeadas del trabajo 318Funciones de la gerencia 318Entrenamiento de los miembros de la gerencia 319Establecimiento de los objetivos de la OPT 319Medición del desempeño 319Refuerzo del programa 319

Capítulo XIAUDITORÍA DE MANTENIMIENTO DE INSTALACIONES

1. Auditoría de mantenimiento 3232. Objetivos de una auditoría de mantenimiento 323

Conceptos importantes sobre el mantenimientoMáxima disponibilidad al mínimo coste 323Tipos de auditoría de mantenimiento 324

Auditorías técnicas 324Auditorías de gestión 326

3. Realización de la auditoría de mantenimiento 326Documentación a preparar previamente 326Modelo de gestión ideal 327Factores que influyen en un modelo de gestión ideal 328Personal del departamento de mantenimiento 329Análisis de los medios técnicos empleados por mantenimiento 331El mantenimiento preventivo y el plan de mantenimiento 332La organización del mantenimiento correctivo 333Los procedimientos de mantenimiento 334Análisis del sistema de información 335Analizando el stock de repuesto 336

4. Evaluación 337El análisis de los resultados de mantenimiento 339

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Valores de referencia del índice de conformidad 3395. Presentación de la información 340

Ejemplo de presentación de los resultados de una auditoría 3416. El informe final 344

Frecuencia recomendable para la realización de auditorías 3447. Conclusiones 345

Cuestionarios de auditoría de gestión de mantenimiento 345

Capítulo XIIREGLAMENTO DE PROTECCIÓN AMBIENTAL EN LAS ACTIVIDADES ELÉCTRICAS

Concepto de medio ambiente 355Problemas medio ambientales 355Preocupaciones ambientales 355Desarrollo sostenible 356Causas del deterioro ambiental 356Interacciones entre la demanda y oferta de recursos 356Contaminación 357Efecto Invernadero 357Gases que contribuyen al sobrecalentamiento global 357Actividades que producen gases de efecto invernadero 358Sobrecalentamiento global 358Agotamiento del ozono 359Lluvia ácida 359Mercados de carbono 359Proyectos de MDL (mecanismo de desarrollo limpio) 359Situación de referencia o línea base 359Procedimiento de cálculo de emisiones de CO2 360Programa de monitoreo 360Niveles máximos permisibles de emisión de efluentes líquidos para actividades de electricidad. 365Decreto supremo N° 029-1994-EM “Reglamento de protección ambiental en las actividades eléctricas” 365Guías y protocolos de medición de impactos ambientales 365Estándares nacionales e internacionales 367Equipamiento y tecnologías utilizadas 367

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Monitoreo ambiental de calidad del ruido 367Monitoreo ambiental de campos electromagnéticos 368Medición de emisión 369Medición de inmisión 369Monitoreo ambiental de calidad del aire 370Programa para el desarrollo del estudio de impacto ambiental 370

a) Objetivo 370b) Alcances 370c) Metodología 371

1. A nivel de gabinete 3712. A nivel de campo 371

d) Desarrollo del estudio 3711. Caracterización del medio ambiente 3712. Descripción de la actividad empresarial 3723. Determinación de los impactos 372

a) Impactos en el medio físico 372b) Impactos en el medio biológico 373c) Impactos en el medio socio-económico-cultural 373

4. Programa de adecuación e inversión 3735. Plan de manejo 3736. Programa de monitoreo 374

Plan de contingencias 374Plan de cierre (abandono) 374

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LISTA DE ILUSTRACIONES

Figura 1. Máxima demanda año 2011 34Figura 2. Estructura del sector eléctrico peruano 40Figura 3. Mercado eléctrico peruano 40Figura 4. Ley de Concesiones Eléctricas 41Figura 5. Rol del Estado en el sector eléctrico 42Figura 6. Instituciones del sector eléctrico 42Figura 7. Empresas de integración vertical 54Figura 8. Actividades eléctricas 55Figura 9. Rol del Estado 55Figura 10. Curva de demanda 56Figura 11. Curva de duración 56Figura 12. Diagrama de carga y costo de inversión 57Figura 13. Calidad de servicios eléctricos 58Figura 14. Rol del regulador 59Figura 15. Agentes del sector eléctrico 59Figura 16. Generación de energía por fuente al 2011 - mercado eléctrico 60Figura 17. Centrales hidroeléctricas 61Figura 18. Central de gas de ciclo combinado 63Figura 19. Motor Diésel 63Figura 20. Motor Diésel 64Figura 21. Motor Diésel 64Figura 22. Turbina a vapor 65Figura 23. Funcionamiento de central termoeléctrica 65Figura 24. Central nuclear 66Figura 25. Energía atómica 67Figura 26. Partes de una central nuclear 67Figura 27. Central eólica 68Figura 28. Turbina-Generador 69Figura 29. Centrales solares 69Figura 30. Utilización pasiva-arquitectura solar 70Figura 31. Colectores planos-calefacción (baja temperatura - hasta 90 °C) 70Figura 32. Esquema de funcionamiento del colector concéntrico 71Figura 33. Colectores concéntricos - generación de energía 71Figura 34. Helióstato 72Figura 35. Central eléctrica solar con helióstatos - altas temperaturas 72Figura 36. Cesa -1 en Almería (España) 1.2 Mw 73

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Figura 37. Sistema fotovoltaico domiciliario aislado 73Figura 38. Sistema fotovoltaico domiciliario conectado a la red 74Figura 39. Esquema de energía geotérmica 76Figura 40. Esquema de central de biomásica 77Figura 41. Esquema energía mareomotriz 78Figura 42. Formas de poner a tierra 134Figura 43. Puesta a tierra de celda de línea o cable de A.T 135Figura 44. Puesta a tierra de un transformador de potencia 135Figura 45. Puesta a tierra de una línea o cable de A.T 136Figura 46. Puesta a tierra de un sistema de barras a través del acoplamiento 136Figura 47. Puesta a tierra de un interruptor con transformadores reductores de corriente pasamuros 137Figura 48. Ancho de la zona de servidumbre 138Figura 49. Distancias mínimas de seguridad 139Figura 50. Instalación de barreras de cerco 140Figura 51. Diferencia de tensión de paso en animales y personas 141Figura 52. Potencial de paso 141Figura 53. Tensión de toque 142Figura 54. Diagrama 142Figura 55. Prueba de tensión gradual 146Figura 56. Cambio de sistemas de barras 147Figura 57. Diagrama unifilar sistema interconectado 150Figura 58. Sistema de doble barra 150Figura 59. Ancho de las clases C y D 153Figura 60. Ancho de la clase B 154Figura 61. Demanda de calefacción para seis localidades 155Figura 62. Normalización propuesta por CEN 155Figura 63. Normalización finalmente utilizada y ajuste con una distribución de probabilidad de Weibull 156Figura 64. Clases de energía a partir del índice de calificación 157Figura 65. Mejoramiento del factor de potencia (a), (b) y (c) 159Figura 66. Diagrama que muestra el principio de compensación 160Figura 67. Ejemplo de condensadores de compensación de valor fijo 161Figura 68. Ejemplo de equipos de regulación de compensación automática 162Figura 69. Principio de control de compensación automática 163Figura 70. Compensación global 164Figura 71. Compensación por grupos 165Figura 72. Fuentes luminosas 168

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Figura 73. Tubos fluorescentes 169Figura 74. Motores eléctricos 172Figura 75. Etapas del programa de ahorro y energía 179Figura 76. Organización para la mejora de la eficiencia energética 181Figura 77. Consumo y ahorro de energía 186Figura 78. Impacto energético de artefactos comúnmente usados 188Figura 79. Diagrama de tasa de interna de retorno 191Figura 80. Ejemplo de riesgo eléctrico 208Figura 81. Ejemplo de un factor de accidentes eléctricos 209Figura 82. Factor de riesgo eléctrico 211Figura 83. Ejemplo de accidentes eléctricos 211Figura 84. Exceso de confianza 212Figura 85. Mala planificación de trabajo 212Figura 86. Materiales inapropiados en las instalaciones y equipos 213Figura 87. Accidente eléctrico 213Figura 88. Ejemplo de errores humanos 214Figura 89. Sobrecarga de instalaciones eléctricas 215Figura 90. Efecto sobre la piel debido a la intensidad de corriente 217Figura 91. Efectos de la corriente alterna en el ser humano 218Figura 92. Lesiones importantes por electrocución 219Figura 93. Lesiones importantes por electrocución 219Figura 94. Ejemplo de quemaduras producidas por cortocircuitos 220Figura 95. Efecto de la fibrilación 222Figura 96. Corriente continua, efecto en el organismo 225Figura 97. Periodo vulnerable del ciclo cardiaco 225Figura 98. Efecto de la fibrilación ventricular en el electrocardiograma y en la tensión arterial 226Figura 99. Factor de corriente de corazón "F" e impedancia interna del organismo 227Figura 100. Impedancia del cuerpo en función de la superficie de contacto (50 Hz) 229Figura 101. Impedancia total en función de la tensión y la frecuencia 230Figura 102. Factor de corriente de corazón "F" 231Figura 103. La ropa de seguridad 233Figura 104. Casco de seguridad obligatorio 233Figura 105. Gafas de seguridad 234Figura 106. Protección auditiva contra los ruidos excesivos 235Figura 107. Guantes ignífugos 235

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Figura 108. Botas de seguridad 236Figura 109. Equipo para protección del aparato respiratorio 237Figura 110. Caso práctico 237Figura 111. Accidentes producidos por contacto de tensiones peligrosas 239Figura 112. Distancia mínima de un andamio a un cable de media tensión 240Figura 113. Quemaduras producidas por contacto eléctrico 240Figura 114. Estudio de las propagaciones 248Figura 115. El modelo de causalidad de pérdidas 252Figura 116. Tipos de luminarias industriales para montar en el techo 257Figura 117. Las luminarias para iluminación general se clasifican según el porcentaje de luz total emitida arriba y debajo de la horizontal 257Figura 118. Reflectancia recomendada para superficies de habitaciones y muebles en oficinas 258Figura 119. Ejemplos de colocación de luminarias suplementarias 258Figura 120. Valores en decibeles de sonidos comunes (dBA) 261Figura 121. Límites del nivel de ruido 264Figura 122. Niveles de estrés por calor 266Figura 123. Diferentes fuentes de radiación ambiental y sus contribuciones relativas en un país desarrollado 272Figura 124. El espectro electromagnético 273Figura 125. El espectro electromagnético 274Figura 126. Triángulo de fuego 278Figura 127. Tetraedro de fuego 279Figura 128. Etapas del fuego 285Figura 129. Lista de verificación 292Figura 130. Informe de inspección planeada 296Figura 131. Instrumento decisional de la clasificación de peligros 298Figura 132. Guía de la gerencia para la toma de decisiones en el control de peligros 300Figura 133. Informe de la observación del trabajo 317Figura 134. Informe de observación planeada 320Figura 135. Informe de observación planeada 321Figura 136. Factores que influyen en un modelo de gestión ideal 328Figura 137. Estructura para una auditoría 338Figura 138. Radar del mantenimiento 340Figura 139. Ejemplo de presentación de los resultados de una auditoría 344Figura 140. Cuestionarios de auditoría de gestión de mantenimiento 353Figura 141. Medidor de banda ancha 369

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1.1 Evolución de la potencia efectiva en el SEIN 2003-2011 33Tabla 1.2 Participación en la producción por tipo de combustible 33Tabla 1.3 Despacho del día de máxima demanda año 2011 34Tabla 1.4 Proyección de la demanda 2008-2017 36Tabla 1.5 Proyección de la energía 2008-2017 37Tabla 1.6 Principales cargas 37Tabla 1.7 Balance eléctrico de potencia-demanda del SEIN para el periodo 2010-2019 38Tabla 1.8 Transmisión para el periodo 2011-2014 39Tabla 1.9 La energía no se crea ni se destruye, solo se transforma 52Tabla 1.10 Central eólica 68Tabla 4.1 Distancias mínimas de acercamiento 138Tabla 4.2 Distancias de seguridad para el personal no calificado 139Tabla 5.1 Características de los equipos de trabajo 183Tabla 7.1 Efectos de intensidad de corriente sobre el organismo 221Tabla 7.2 Resistencia del cuerpo humano 223Tabla 7.3 Impedancia del cuerpo humano frente a la corriente alterna 228Tabla 7.4 Impedancia del cuerpo humano frente a la corriente continua 228Tabla 8.1 Clasificación de factores y agentes en el trabajo 243Tabla 8.2 Reflectancia de acabados comunes de pintura y madera 253Tabla 8.3 Niveles de iluminación recomendados para uso en el diseño de iluminación interior 255Tabla 8.4 Factores de ponderación que deben considerarse al seleccionar niveles específicos de iluminación dentro de cada categoría de la tabla 8.3 256Tabla 8.5 Significancia emocional y psicológica de los principales colores 259Tabla 8.6 Temperaturas equivalentes con factor de viento (°F) de ambientes fríos en condiciones de calma 267Tabla 8.7 Frecuencias de resonancia para distintas partes del cuerpo 269Tabla 8.8 Frecuencia y longitud de onda de energía electromagnética 275Tabla 8.9 Diferencia entre campos electromagnéticos y campos eléctricos 276Tabla 8.10 Límites máximos permisibles de campos magnéticos estáticos 277Tabla 8.11 Niveles de campos magnéticos en aparatos domésticos 277Tabla 8.12 Rangos de campos eléctricos y magnéticos 278Tabla 8.13 Equipos de extinción para cada clase de fuego 284Tabla 12.1 Niveles máximos permisibles de emisión 365Tabla 12.2 Equipos a utilizar 370

Prólogo

El presente libro tiene por objetivo constituir una guía para los interesados en el tema de las auditorías técnicas que se deben realizar en las instalaciones del subsector eléctrico del Ministerio de Energía y Minas.

El libro desarrolla lo siguiente:

En el primer capítulo se describe la situación del sector eléctrico peruano.

En el segundo capítulo se da a conocer el marco legal que ilustra todas las actividades que se desarrollen en el sector eléctrico peruano.

En el tercer capítulo se explica los aspectos a auditar en las empresas eléctricas del país.

En el cuarto capítulo se desarrolla la metodología de operación del sistema eléctrico interconectado del Perú.

En el quinto capítulo se analiza los métodos de eficiencia energética y ahorro de energía que se debe fomentar en toda industria.

En el sexto capítulo se analiza el reglamento de seguridad e higiene ocupacional del sub sector eléctrico peruano.

En el séptimo capítulo se procede a explicar los riesgos involucrados en el manejo de la electricidad.

En el octavo capítulo se analizan los principales riesgos presentes en todo tipo de industria.

En el noveno capítulo se explica la forma en que se deben desarrollar las inspecciones planeadas para detectar condiciones subestándares.

En el décimo capítulo se explica la forma en que se deben desarrollar las observaciones planeadas para detectar actos subestándares.

En el onceavo capítulo se explica la auditoría que se debe realizar en los sistemas de mantenimiento de las instalaciones industriales.

En el doceavo capítulo se explica el reglamento de protección ambiental en las actividades eléctricas.

AgrAdecimientos

A Dios: por protegerme, guiarme, iluminarme y permitirme seguir colaborando con la sociedad.

A mi patria: por ser legado de una invalorable riqueza cultural y natural que debemos preservar e incrementar.

A mis padres: por su apoyo incondicional, por su ejemplo de conducta, valores, y por el legado de honestidad, honradez y laboriosidad que he seguido en todos mis actos.

A mis maestros: por su amistad, ayuda y sabios consejos en las diferentes etapas de mi vida.

A la UNI, mi Alma Mater: que me albergó generosamente, haciendo posible mi formación académica.

A mis hijos: por ser fuente de inspiración de mis actos y el objetivo principal de mi vida.

A mi querida esposa: dulce compañera de toda la vida, eje que orienta mi destino, soporte acogedor en mis momentos difíciles y guía de mis actos.

introducción

Antes del año 1992 las empresas eléctricas peruanas eran estatales por lo que no se podía efectuar una fiscalización adecuada de dichas empresas, porque el Estado no podía ser juez y parte de esta actividad.

Cuando se promulgaron la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, se cambió el espíritu de la antigua Ley de Electricidad, dando paso a la modernidad y a la desintegración vertical de este subsector para optimizar su gestión en base a la normalización y regulación apropiada de la actividad eléctrica en el país.

Con el sistema marginalista adoptado se fomenta la competencia entre las em-presas a fin de ofrecer un producto de excelencia y calidad al cliente que antigua-mente no tenía notoriedad en el mercado eléctrico peruano.

En este nuevo escenario, el Estado cumple una función importante de normaliza-dor, regulador, coordinador y fiscalizador para garantizar que la energía eléctrica se genere, transmita, distribuya y comercialice en forma eficiente, garantizando la continuidad del servicio bajo condiciones estrictas de seguridad y preservando el medio ambiente.

En esta obra se detallan todos los aspectos técnicos, regulatorios, de seguridad y medio ambiente, para que el profesional especialista en la auditoría en este sector pueda contar con una fuente de lectura seleccionada para reforzar sus conocimientos y pueda seguir los lineamientos necesarios para desarrollar su actividad.

cAPÍtulo i

situación del sector eléctrico peruano

SITUACIÓN ACTUAL

En los últimos cinco años la demanda de electricidad en el país ha tenido un cre-cimiento promedio anual de 8%, debido entre otros aspectos al intenso desarrollo de la actividad minera y manufacturera. Además las condiciones macroeconómi-cas en el Perú han evolucionado positivamente y han demostrado fortaleza ante las recientes crisis económicas internacionales.

Como resultado, en el último quinquenio las inversiones en el sector eléctrico han crecido a una tasa promedio anual de 27%.

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

• POTENCIA EFECTIVA AÑO 2010

Total: 6 445 MW

CC.HH. 48%

CC.TT. 52%

• PRODUCCIÓN-ENERGÍA

Año 2009: 29 747 GWh

Año 2010: 32 315 GWh (Δ: 8,6%)

% Producción 2010:

CC.HH. 59%, CCTT 41%

• MÁXIMA DEMANDA

Año 2009: 4 260 MW

Año 2010: 4 579 MW (Δ: 7,5%)

• LÍNEAS EN 220 KV (AÑO 2010)

Longitud: 8 238 km

32


GENERACIÓN ELÉCTRICA

En el parque de generación existen 45 centrales eléctricas mayores de 20 MW y suman una capacidad total de 6 294 MW.

Este grupo se compone de 21 centrales hidroeléctricas con un total de 2 927 MW y 24 son centrales termoeléctricas con un total de 3 367 MW. Entre las centrales termoeléctricas, 9 operan con gas natural y alcanzan un total de 2 443 MW

TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) cubre casi la totalidad de las regiones del país con líneas de transmisión de 220 KV, 138 KV y 60 KV de tensión nominal, en una configuración principalmente radial. Se ha construido la línea Chilca-La Planicie-Zapallal de 500 KV de 94 km, con una inversión de US$ 130 millones. Como se observa en el gráfico, en el corto y mediano plazo el SEIN será reforzado con redes de 500 KV.

ENERGÍA RENOVABLE

La normativa determina que los Recursos Energéticos Renovables (RER) son la fuente de biomasa, eólico, solar, geotermia y mareomotriz. Tratándose de energía hidráulica, cuando la capacidad instalada no sobrepasa los 20 MW.

Las principales políticas e incentivos que establecen la Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con Energías Renovables (DL N° 1002) son:

• Cubrir un porcentaje del consumo de electricidad nacional con la producción eléctrica de RER. El porcentaje objetivo durante el primer quinquenio es de 5% y sería actualizado cada cinco años por el MINEM. No se incluye en dicho porcentaje a la producción de centrales hidroeléctricas consideradas renovables.

• El uso de mecanismos de subastas de energía a proyectos de generación RER, que garantiza al inversionista adjudicatario un precio firme (ofertado en la subasta) por la energía que inyecta al sistema durante el periodo de contrato de suministro de hasta por 20 años.

• Prioridad en el despacho de carga y acceso a redes de transmisión y distri-bución.

A nivel comercial varias empresas eléctricas operan centrales hidroeléctricas menores a 20 MW y un caso de central térmica a base de biomasa (CT Paramonga I de 23 MW). Lo mismo ocurre a nivel de uso propio donde se presenta más casos de industrias con centrales de biomasa. Por lo tanto, no existen aún grandes parques de generación a base de energía eólica, solar, geotérmica o mareomotriz.

33


EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA

Tabla 1.1: Evolución de la potencia efectiva en el SEIN 2003-2011

Tabla 1.2: Participación en la producción por tipo de combustible

34


Figura 1. Máxima demanda año 2011

Tabla 1.3. Despacho del día de máxima demanda año 2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

00:15

01:30

02:45

04:00

05:15

06:30

07:45

09:00

10:15

11:30

12:45

14:00

15:15

16:30

17:45

19:00

20:15

21:30

22:45

00:00

Horas

MW

RERER Hidrodro Gas Naturalal Carbónón Residual Diesel

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BALANCE OFERTA-DEMANDA

Premisas para el balance oferta-demanda

Disponibilidad de transporte de gas natural de Camisea.

• En el año 2011 hasta marzo del 2013 es de 367 MMPCD para generación eléctrica.

• A partir de abril 2013 sin restricciones.

Proyectos de generación con recursos energéticos renovables:

• Eólicas: se asume que en hora punta aportan con un 1% de su potencia (40% en estiaje, 25% en diciembre).

• Solares: se asume que en hora punta no contribuyen con potencia.

• Hidroeléctricas: Se considera que en hora punta aportan con 100% de su potencia en diciembre y 80% de su potencia en estiaje.

• Biomasa: Se considera que en hora punta aportan el 100% de su potencia para todo el año.

• Grandes proyectos termoeléctricos:

• CT Fénix (534 MW): se asume su ingreso como ciclo combinado a partir de la ampliación del gasoducto.

• CT Santo Domingo de los Olleros (198 MW): se asume su ingreso en ciclo simple a partir de la ampliación del gasoducto, y un año después se cierra el ciclo con una unidad TV (99 MW).

• Unidades de reserva fría: se considera el ingreso de estas unidades a partir de octubre 2013.

Otros proyectos termoeléctricos:

• CT Quillabamba (200 MW) y CT Nueva Esperanza (135 MW): se ha considerado el ingreso de estas centrales para el año 2013.

Principales proyectos de Centrales Hidroeléctricas:

• Se ha considerado el ingreso de las CCHH Santa Teresa (julio 2014), Quitaracsa (octubre 2014), Chaglla (diciembre 2015) y Cerro el Águila (enero 2016).

• Retiro de unidades: A partir del 2013 se ha considerado el retiro de unidades antiguas de generación térmica, los cuales suman 80 MW (70 MW en el norte y 10 MW en el sur) aproximadamente.

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Proyección de la demanda: se ha considerado la proyección de la demanda elaborada para el Informe de diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN 2013-2022 para la actualización del plan de transmisión.

Estimación de los mantenimientos: se ha considerado que la generación indisponible por mantenimiento es del orden de 10% de la demanda.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Energía

Respecto a la demanda de energía, se estima que para el periodo de 2009-2019, el SEIN demandará energía eléctrica con un crecimiento promedio anual de 8,1% dentro de un escenario medio. En un escenario optimista la tasa de crecimiento promedio anual es de 9,0%, que es el caso donde todos los grandes proyectos mineros se ejecutan y el consumo masivo de electricidad de pequeñas demandas es creciente en un contexto de buena situación económica interna. En un escenario conservador la tasa es de 7,0%.

Tabla 1.4. Proyección de la demanda 2008-2017

Potencia

En términos de potencia, el crecimiento promedio anual de la demanda en el escenario medio es de 7,8%, que representa un incremento medio anual de 497 MW y una potencia total adicional de 4 787 MW desde fines de 2009 hasta el año 2019. Para el escenario optimista y conservador, el crecimiento promedio anual es de 8,9% y 6,8% respectivamente y el incremento medio anual de potencia es de 592 MW y 412 MW, respectivamente.

37


Tabla 1.5. Proyección de la energía 2008-2017

PRINCIPALES CARGAS

El incremento de la demanda tiene como principal componente a los grandes consumidores del sector minero, debido al continuo reconocimiento mundial del Perú por sus grandes reservas de minerales y niveles de producción (Ranking mundial: 1° plata, 2° zinc, 3° cobre, 3° estaño-bismuto-telurio, 4° plomo, 6° oro).

Tabla 1.6. Principales cargas

Zona del país Proyecto Minero Periodo * Potencia Total (MW) **

Norte Majaz - Río BlancoOtros (2 proyectos)

20162014-2015

12065

Norte MedioEmpresa Siderúrgica del PerúNorthern Perú Cooper Cortp. - GalenoOtros (7 proyectos)

201320162010-2017

124116276

Centro Shougesa (Ampliación)Chinalco - ToromochoRefineria Cajamarquilla (Ampliación)Otros (13 proyectos)

20112013201120132012-2015

250220140110265

Sur Aceros ArequipaApurímac FerrumSociedad Minera Cerro Verde - ampliaciónXstrata Perú - Las BambasAngio american - QuellavecoSouthern Peru Cooper C. - Los ChancasOtros (9 proyectos)

20132017201320182014201120182011 - 2018

125125120120110100100434

Incremento total de potencia 2010 - 2018 2 920

* Periodo o año en que se presentaría el mayor incremento y requerimiento de potencia instalada.** Incremento total de potencia del 2010 al 2018, en MW.

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PROYECTOS EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

Generación

En caso de la generación, se prevé que el incremento del 2010 al 2019 será de 8 634 MW y estará dado en la proporción de 49% en centrales hidroeléctricas, 49% en centrales térmicas a gas natural y 2% en centrales de energía renovable no hidráulicas. Como resultado, la reserva de potencia del SEIN en el año 2019 sería de 35%.

Tabla 1.7. Balance eléctrico de potencia-demanda del SEIN para el periodo 2010-2019

Escenario Optimista de Demanda

Año Energía(GWh)

Potencia(MW)

20102019Tasa

anualpromedio

32 37370 271

9.0%

4 6469 975

8.9%

CHPlatanal

(220 MW)

CTCalana a

GN(24 MW)

CT KallpaTG3, GN(195 MW)

CT Mollendo

a GN(195 MW)

CT LasFloresTG1,

GN-CS(192 MW)

CHPumamarca

(1.8 MW)

II FaseCH

Macchupichu(100 MW)

CTSanto

DomingoGN-CS

(200 MW)CT

El FaroGN-CC

(260 MW)CT

Kallpa,GN-CC

(280 MW)

CHRER

(108 MW)

EólicaRER

(110 MW)

SolarRER

(80 MW)

CHLa Virgen(64 MW)

CTIlo

(400 MW)CT

Talara(200 MW)

CT Trujillo

(200 MW)

CTFenix

(570 MW)

CTLas Flores

TG2,GN-CS

(192 MW)

CHChavez

(158 MW)CT

Huanza(90.6 MW)

CH SantaTeresa

(92 MW)CH

Tarucani(49 MW)

CCAguaytia(90 MW)

CTChilca l,GN-C

(270 MW)

CTLas Flores,

GN-CC(192 MW)

CHBeto

Horizonte(180 MW)

CHMarañon(96 MW)

CH Quitaracas(112 MW)

CH Nueva

EsperanzaGN

(135 MW)

CTQuillabamba

GN-CC(130 MW)

CHOlmos

(60 MW)

CHSan Gabán III

(174 MW)

CH Veracruz(730 MW)

CH Inambari

(20%)(440 MW)

CHCnaglla

(360 MW)

CHSan Gabán I(150 MW)

CHSan Gabán IV

(130 MW)

CH Santa Rita(260 MW)

CHPaquitapango

(50%)(750 MW)

Incremento de Generación al 2019Tipo MW %

HidroeléctricaTérmica

Eólica y solar

Total

4 2414203190

8 634

49%49% 2%

100%

39


Proyectos con centrales RER

El 18 de febrero de 2010 se inició la primera subasta de centrales de generación RER con el objetivo inicial de cubrir la demanda de 1 000 MW, con 500 MW de potencia con generación hidroeléctrica y 1 314 GW.h de energía entre tecnologías eólica, biomasa y solar; y promover la puesta en operación de estas centrales hasta antes de diciembre de 2012.

Se adjudicaron 412 MW entre centrales hidroeléctricas (17), eólicas (3), de biomasa (2) y solar (4), con participaciones de 39%, 34%, 7% y 19% respectivamente. Esta potencia cubre el 10% de la máxima demanda del SEIN.

Transmisión

El incremento de la demanda y la oferta obliga a que la red eléctrica aumente su capacidad de transmisión y de esta manera evitar la congestión, dar mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad al sistema. Por lo tanto, se tiene previsto que el SEIN opere ahora sobre una nueva y mayor tensión nominal de 500 kV.

Para el periodo de 2010 al 2014 estarán en servicio nuevas líneas de transmisión que suman un total adicional de 4 371 km, donde el 56% corresponde a redes de 500 kV, el 41% de 220 kV y 3% de 138 kV. Existen más planes de reforzamiento de redes existentes y ampliación de capacidad de subestaciones según acuerdos aprobados por las empresas eléctricas de transmisión.

Tabla 1.8. Transmisión para el periodo 2011-2014

MERCADO ELÉCTRICO PERUANO

• Reforma del sector eléctrico, base para el desarrollo del mercado de libre competencia con las características de eficiencia y productividad.

• La Ley de Concesiones Eléctricas debe ser cumplida por los actores del mer-cado eléctrico.

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• Los procesos de fiscalización eléctrica verifican el correcto cumplimiento de la legislación vigente y el desarrollo eficaz de la gestión empresarial.

• La fiscalización eléctrica se basa en inspecciones, desarrollo de cuestionarios, evaluación de índices de gestión e informes con recomendaciones.

Figura 2. Estructura del sector eléctrico peruano

Figura 3. Mercado eléctrico peruano

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LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

Norma y promueve las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica.

Rol del Estado: Normativo, regulador, fiscalizador y promotor.

Separación de actividades: Empresas independientes, generación (libre compe-tencia), transmisión (acceso abierto) y distribución (costos estándares).

Libre mercado: Excepto al servicio público.

Calidad del servicio: Derecho de compensación.

Elimina el monopolio estatal.

Reorganiza el sector eléctrico en generación, transmisión y distribución.

Generación:

• Creación de un mercado de diferencias administrado por el COES.

• Tarifas reguladas determinadas por la CTE.

• Las tarifas reguladas no se aplican a usuarios con demandas mayores de 3000 KW.

Transmisión:

• 100% Regulada, desde la red de MAT hasta MT.

Distribución/Comercialización:

• Regulada por VAD, desde la red de MT hasta el empalme de la conexión (suministro).

• Conexión no regulada (fiscalizada por Osinerg).

Figura 4. Ley de Concesiones Eléctricas

42


Figura 5. Rol del Estado en el sector eléctrico

Figura 6. Instituciones del sector eléctrico

DIAGNÓSTICO DE PODER DE MERCADO EL CASO PERUANO

SEIN atiende 96% de usuarios, el resto es atendido por pequeños sistemas eléctricos aislados.

SEIN se formó en el año 2000 al entrar en operación la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

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Las transacciones entre generadores se realizan a un precio “spot” con base en el determinado costo marginal de corto plazo horario, calculado por el COES.

EL ROL DE OSINERG EN LAS ACTIVIDADES DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO

Regulación es un control ex-ante, sobre variables operativas de la empresa.

Las reglas y controles establecidos en leyes, contratos, reglamentos y decretos, así como normas emitidas por el organismo.

Temas que se controla:

- Precios o utilidades

- Niveles de calidad, estándares

- Acceso y competencia

- Seguridad y ambiente

Existen tres razones para regular los servicios públicos de infraestructura

• Para proteger a los usuarios

• Para proteger y facilitar la competitividad en el sector

• Para proteger a los inversionistas

Objetivos de la regulación

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¿POR QUÉ ES NECESARIO REGULAR LOS SERVICIOS PÚBLICOS DE INFRAESTRUCTURA?

Para proteger a los usuarios

• Estos servicios suelen ser monopolios naturales, y los usuarios suelen ser cautivos: no tienen otra alternativa para recibir el servicio.

- Economías de escala: argumento a favor de que un solo operador provea el servicio

• Pero el monopolista puede ejercitar su poder de mercado y asignar precios de monopolios. De ahí la necesidad de regular los precios para evitar precios excesivos, no relacionados con costos.

¿POR QUÉ REGULAR LA PROVISIÓN DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS?

Para proteger a competidores potenciales y al proceso competitivo

• Para evitar que el operador monopolista, cierre o encarezca la entrada al mer-cado (parcial o totalmente) de nuestros competidores, especialmente en seg-mentos competitivos.

• Para evitar que el operador monopolista abuse de su poder dominante sobre competidores ya existentes (ejemplo: Telefónica y las compañías de teléfonos móviles).

¿POR QUÉ ES NECESARIO REGULAR LOS SERVICIOS PÚBLICOS EN INFRAESTRUCTURA?

• De otros inversionistas

- Que podrían querer utilizar su posición dominante o clave para sacar ventajas injustificadas.

• De autoridades

- Que malinterpreten la normatividad vigente.

- Que pretendan aplicar contribuciones que no están consideradas en la regulación.

Ámbito

• OSIPTEL: Telecomunicaciones

• OSINERG: Electricidad e hidrocarburos

• OSITRAN: Infraestructura de transporte de uso público

• SUNASS: Servicios de saneamiento

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Naturaleza

• Organismos públicos descentralizados, adscritos a la Presidencia del Consejo de Ministros.

• Con personería de derecho público.

• Con autonomía administrativa, funcional, técnica, económica y financiera.

FUNCIONES DE ORGANISMOS REGULADORES

Función supervisora

Verificar cumplimiento de obligaciones legales contractuales o técnicas por parte de las entidades o actividades supervisadas, así como de cualquier mandato o resolución del organismo regulador; además, de cualquier otra obligación a cargo de la entidad o actividad supervisora.

Función reguladora

Facultad de fijar las tarifas de los servicios bajo su ámbito (en aquellos rubros o conceptos que estén sujetos a regulación).

Precio básico de potencia

• Se determinara el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico

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• Se calculará la anualidad de la inversión con la tasa de actualización corres-pondiente fijada en el artículo 79 de la presente ley. La anualidad de Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación del capital obtenido con una tasa del 12% y una vida útil de 20 años para el equipo de generación y 30 años para el equipo de conexión.

• Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento anterior.

TARIFA DE TRANSMISIÓN

• Reconoce los costos del sistema de transmisión económicamente adaptado.

• La transmisión se divide en principal y secundaria.

• Transmisión principal: peaje de conexión

• Transmisión secundaria: peaje secundario

ASPECTOS BÁSICOS

• SISTEMA ECONÓMICAMENTE ADAPTADO. Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio.

• COSTO MEDIO. Son los costos totales correspondientes a la inversión, opera-ción y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

• VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR). Representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes.

• SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SINAC). Conjunto de líneas de muy alta (500 kV) y alta tensión (220 kV), subestaciones de potencia y equipos de compensación reactiva, por el cual se realiza el despacho económico de la generación de energía en el Perú, para satisfacer los requerimientos de la demanda confiablemente sujeto a las restricciones de la transmisión de energía y de los servicios complementarios.

• AGENTES : Se ha identificado 4 agentes transmisores:

- Etecen / EteSur (Grupo Colombiano ISA)

- Transmantaro

- RedeSur

- Eteselva

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COSTOS DE TRANSMISIÓN

• COSTOS DE INVERSIÓN. De los activos de transmisión y transformación.

- Valor nuevo de remplazo de las instalaciones. Se actualiza cada 4 años, una vida útil de 30 años y tasa de actualización del 12%. En función a (costos de Inversión, gastos financieros, gastos por el pago de servidumbres, gastos de estudio y supervisión de las obras)

- Costos medios.

• COSTOS ESTÁNDARES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Costos de operación, costos de mantenimiento, costos de gestión y costos de seguridad.

• OTROS COSTOS: Asociados al transporte de Energía, que en el caso peruano, tiene un tratamiento muy particular: pérdidas en las líneas de transmisión y re despacho de la generación causado por las restricciones de la transmisión (problemas de congestión en las líneas, factores climáticos regionales, etc.)

SISTEMA DE PRECIOS

• Se actualizan cada 12 meses. Son Precios Regulados.

• Costos totales: (Del concesionario al operar la red)

CT = a Inv + O y M

CT = Costo total de transmisión (anual).

Inv. = Anualidad del valor nuevo de remplazo.

O y M = Costos anuales de operación y mantenimiento.

• Pago del costo total: El consumidor final paga :

CT = IT + PC

IT = Ingreso tarifario basado en costos marginales.

PC = Peaje de conexión.

• Ingreso tarifario:

IT= IT (por potencia) + IT (por energía)

IT= ((Pr x Ppr)-(Pe x Ppe)) + ((Er x Per) -(Ee x Pee))

Pe, Pr = Potencia de entrega y retiro.

Ee, Er = Energía de entrega y retiro.

Ppe, Ppr = Precios de potencia en barras de entrega y retiro.

Pee, Per = Precios de energía en barras de entrega y retiro.

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• Peaje de conexión :

PC = CT - IT

PC unitario = PC / Demanda máxima.

PRECIO DE BARRA

• Denominamos Barra al lugar físico donde se realizan entregas y retiros de energía.

• Existen 51 barras de referencia en nuestro sistema.

• Los precios de barra se fijan cada 6 meses.

• Las valorizaciones finales de entrega y retiro de energía para el prorrateo final se realizan en función a la barra de referencia de Santa Rosa.

COMPONENTES DEL PRECIO DE BARRA

• Precio de potencia de punta a nivel de generación.

• Cargo de peaje unitario por conexión al SPT.

• Precio en barra de la potencia de punta.

• Cargo de peaje secundario por transmisión equivalente en energía.

• Precio de la energía nivel de generación en HP.

• Precio de la energía nivel de generación en HFP.

PRECIOS DE DISTRIBUCIÓN

Estimación del valor agregado de distribución

• Cada 4 años (noviembre) la GART-Osinerg establece los costos de distribución aplicables a las tarifas del mercado regulado de electricidad.

• Estas tarifas deben corresponder a precios eficientes de operación eficiente del sistema económicamente adaptado, representado por el VAD de una empresa modelo eficiente bajo el modelo económico del “Yardstick Competition”.

• La empresa modelo se construye mediante costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución de energía por unidad de potencia suministrado.

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SECTORES TÍPICOS

Los VAD se determinan para cada uno de los cuatro sectores típicos del PERÚ.

• Son instalaciones de distribución con características técnicas similares en la disposición geográfica de la carga, así como los costos de inversión, operación y mantenimiento.

• Se tienen cuatro sectores típicos :

SDT 1: Urbano de alta densidad (Lima norte)

SDT 2: Urbano de media y baja densidad (Tacna)

SDT 3: Urbano rural. (Chupaca-Huancayo)

SDT 4: Rural (Huayuchi-Huancayo)

• La determinación de los sectores típicos están en función a cuatro indicadores:

I1: Grado de consumo por cliente. ( MWh/cliente-año)

I2: Densidad de la carga (kVA / km MT)

I3: Grado de utilización de las redes. (metros BT/ cliente BT )

I4: Rentabilidad o inversión y explotación de la red (metros (MT+BT)/MWh)

ESTRUCTURA DE PRECIOS

• Generación ST1 58%

ST4 37%

• Transmisión ST1-ST4 10%

• Distribución ST1 32%

ST2 53%

TIPOS DE CLIENTES

LIBRE: Cuando el usuario tiene una demanda superior o igual a 1 MW, o cuya demanda sea mayor al 20% de la máxima demanda de la concesión del agente distribuidor de energía.

• Puede comprar directamente a las generadoras o distribuidoras fijando precios en forma libre por mutuo acuerdo.

REGULADO: Se le aplican tarifas reguladas, cuyas condiciones de cálculo varían cada 4 años.

• Se rige por el DS 1909-2001 EM , vigente hasta el 2005.

50


• Se tiene un menú tarifario en media tensión ( 3 opciones ) y en baja tensión (5 opciones)

Clientes en media (MT) y baja (BT) tensión

• Clientes en media tensión

Suministro conectado a redes cuya tensión es superior a 1 kV y menor a 30 kV.

• Clientes en baja tensión

Suministro conectado a redes cuya tensión es inferior o igual a 1 kV.

kV = kilovoltio

Horas punta (HP) y horas fuera de punta (HFP)

• Horas punta

Periodo comprendido entre las 18:00 y 23:00 horas de cada día.

• Horas fuera de punta

Resto de horas no comprendidas en las horas punta (HP).

Periodo de facturación

• El periodo de facturación es mensual y no podrá ser inferior a 28 días ni superior a los 33 días calendario.

• Cuando durante el período de facturación se presenten dos pliegos tarifarios, se deberá calcular el monto a facturar, proporcionalmente a los días respectivos de cada pliego considerando las tarifas vigentes en cada uno de ellos.

Opciones tarifarias

• Media tensión

- MT2 : 2E2P

- MT3 : 2E1P - calificación : p y fp

- MT4 : 1E1P - calificación : p y fp

• Baja Tensión

- BT2 : 2E2P

- BT3 : 2E1P - calificación : p y fp

- BT4 : 1E1P - calificación : p y fp

- BT5 : 1E

- BT6 : 1P

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*E = medición de energía

*P = contratación de potencia

*p = usuario presente en punta

*fp = usuario en horas fuera de punta

Función normativa

• Dictar, en el ámbito y en materia de sus respectivas competencias, los reglamentos, normas de carácter general y mandatos u otras normas de carácter particular referidas a intereses, obligaciones o derechos de las entidades o actividades supervisadas o de sus usuarios.

Función fiscalizadora y sancionadora

• Imponer sanciones dentro del ámbito de su competencia por el incumplimiento de obligaciones derivadas de normas legales o técnicas, así como las obligaciones contraídas por los concesionarios en los respectivos contratos de concesión.

Función de solución de controversias

• Conciliar intereses contrapuestos entre entidades o empresas bajo su ámbito de competencia, entre estas y sus usuarios, o de resolver los conflictos suscitados entre los mismos, reconociendo o desestimando los derechos invocados.

Función de solución de reclamos

• Dirimir, en segunda y definitiva instancia administrativa, respecto a discre-pancias entre las empresas o entidades prestadoras de los servicios supervisa-dos y los usuarios del mismo.

Función supervisora específica

• Supervisar el cumplimiento de las actividades de post privatización por privatizaciones y concesiones expedidas al amparo del Decreto Legislativo N° 674.

Aportes por regulación

• No más del 1% de la facturación de las empresas supervisadas.

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• Sub-sector electricidad:

- 0.65% para OSINERGMIN

- 0.35% para la DGE/MEM

(Función normativa técnica general)

Régimen laboral

• Régimen laboral de la actividad privada.

• Trabajos a través de:

- Plana profesional altamente especializada propia (grupo reducido)

- Fiscalizadores externos, seleccionados a través de concursos públicos y trabajan a dedicación exclusiva en asuntos específicos.

• Fiscalización de las actividades energéticas por terceros.

CAMPO ESPECÍFICO DE ACCIÓN DE OSINERGMIN

La energía

Energía (del latín energía, y este del griego energeia), f. Eficacia, poder, virtud para obrar. Fuerza de voluntad, vigor y tesón en la actividad. Física: Agente o elemento físico indestructible que acompaña a la materia, capaz de producir trabajo mecánico o manifestaciones diversas como la luz, calor, electricidad, movimiento, etc. llamadas formas de la energía; ésta no se crea ni se destruye, solo se transforma.

Tabla 1.9. La energía no se crea ni se destruye, solo se transforma

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¿Por qué electricidad?

• Forma de energía de uso fácil.

• Permite acceso a la modernidad.

• Facilita las labores industriales, comerciales, domésticas, servicios.

• Intensifica las comunicaciones.

¿Abastecimiento Individual?

• Cada usuario o grupo de usuarios tendría sus generadores propios.

• La eficacia sería muy baja.

• La calidad de la energía resultaría menor.

• Los costos serian muy altos.

• La distancia a las fuentes de la energía dificultaría acceso a fuentes renovables.

Servicio público de electricidad

• Altamente intensiva en capitales.

• Conveniencia de continuidad del servicio.

• Explota recursos renovables del Estado.

• Consumo intenso de recursos no renovables.

• Actividad de característica monopólica que requiere que el Estado provea:

- Normatividad, concesiones-autorizaciones.

- Cautela del ambiente-patrimonio cultural de la Nación.

Principales actividades

• Empresas de electricidad

- Generación

- Transmisión

- Distribución

- Comercialización

• Usuarios

- Utilización

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Figura 7. Empresas de integración vertical

Situación en 1992• Baja calidad del servicio - Frecuentes interrupciones - Sin reservas ni adecuado mantenimiento• Difícil situación económico-financiera - Tarifas irreales - Subsidios cruzados - Enormes perdidas técnicas y comerciales• Baja cobertura (47% de electrificación)

- Sistema de distribución costeado por interesados y entregando a título gratuito.

Causas frecuentes de InterrupcionesDesregulación• Segmentación de la actividad - Empresas de generación - Empresas de transmisión - Empresas de distribución

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• Mercado de clientes libres

• Mercado de clientes regulados

• Organismos reguladores

MODELO DE REGULACIÓN ELÉCTRICA EN EL PERÚ (ACTIVI-DADES DESINTEGRADAS)

Figura 8. Actividades eléctricas

Figura 9. Rol del Estado

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Regulación tarifaria:

Electricidad

Todo el sistema debe estar diseñado para satisfacer:

La demanda

Figura 10. Curva de demanda

Figura 11. Curva de duración

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La generación tiene que satisfacer la curva de la demanda buscando la forma más eficiente.

Costos de inversión y costos de operación

• Las plantas de generación tienen diferentes costos de inversión y de operación.

• Las plantas hidroeléctricas son de alta inversión y bajo costo de operación.

• Las plantas con motores diésel o turbinas de gas son de baja Inversión, para operar requieren combustibles limpios; si es petróleo diésel, el costo de operación es alto.

• Las plantas de vapor tiene elevada Inversión, pero pueden usar casi cualquier combustible; para ser eficientes tienen que operar a carga constante.

• Las plantas de ciclo combinado son muy eficientes, requieren combustible limpio y deben operar a carga casi constante.

Figura 12. Diagrama de carga y costo de inversión

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Tecnologías y costos

• Cada tipo de generador obedece al régimen de uso previsto en un periodo de vida prolongado.

• Las plantas hidráulicas pueden iniciarse como plantas de punta y luego afian-zar sus reservorios para trabajar más horas.

• Las plantas con turbo gas pueden iniciarse como ciclo simple y luego pasar a ciclo combinado.

• La tecnología actual permite el uso de petróleos y carbón de diversas clases, respetando los niveles permisibles de contaminación.

• El agua y el gas natural son los “combustibles” más limpios (menos contami-nación ambiental).

Figura 13. Calidad de servicios eléctricos

59


Figura 14. Rol del regulador

Conceptos previos

Figura 15. Agentes del sector eléctrico

60


Figura 16. Generación de energía por fuente al 2011-Mercado eléctrico

Centrales convencionales

Dentro de las centrales convencionales podemos citar a:

- Centrales hidráulicas.

- Centrales térmicas.

- Centrales nucleares.

A) Centrales hidráulicas

Las centrales hidráulicas utilizan la energía potencial del agua para convertirla en energía mecánica y luego en eléctrica.

La captación del agua provoca un desnivel que origina energía potencial acumulada, el agua al impactar en las paletas de la turbina hace que ésta obtenga un movimiento giratorio que acciona al generador produciendo energía eléctrica.

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Figura 17. Centrales hidroeléctricas

Situación actual del uso de la energía hidráulica

Se aprovecha solamente 5% del potencial hidráulico del Perú, mayormente en centrales hidroeléctricas grandes conectados a la red nacional, y suministrando 23% de toda la energía consumida en el Perú y 71% de la energía eléctrica.

Es la energía potencial de recursos hídricos naturales (ríos, riachuelos, quebra-das) y artificiales (canales).

Dispositivos de aprovechamiento

• Molinos de agua• Turbinas hidráulicas

- Pelton - Francis - De hélice - Kaplan - Bulbo - Etc.

Parámetros principales del recurso• Caudal - Q (m3/s)• Caída - H (m)

Potencia teórica (KW) P=10 *Q*H

Determinación de parámetros principales del recurso

• Caudal - hidrología y meteorología• Caída - topografía

62


Componentes de una Central Hidroeléctrica

• Presa. Se ubica en el rio para detener el agua y formar un embalse, el cual tiene un nivel determinado, el desnivel entre el nivel del embalse y el de la turbina se aprovecha para generar energía eléctrica.

• Toma. Capta el agua para elevarla a través de un canal o túnel a presión a la turbina del grupo generador ubicado en la casa de máquinas. Siempre, al ingreso de la toma se instala una reja para detener el material flotante, troncos, ramas, plásticos, etc., evitando que puedan llegar a la turbina y causar desperfectos.

• Desarenador. Para decantar los sólidos que transporta el agua, se instala en el canal un desarenador, en el cual la velocidad de agua disminuye y por gravedad se depositan en el fondo los salidos en suspensión (limo). De esta manera se previene el desgaste innecesario en los rodetes de la turbina.

• Túnel a presión. Conduce el agua a presión hasta la chimenea de equilibrio que absorbe la sobrepresión llamada comúnmente «golpe de ariete».

• Casa de máquinas. En la casa de máquinas se ubican los grupos generadores, con sus Elementos de control, mando, señalización y protección así como los servicios auxiliares.

• Turbinas hidráulicas. Hay tres tipos principales de turbinas hidráulicas:

- Pelton: para grandes alturas

- Francis: para alturas medianas

- Kaplan o hélice; para pequeñas alturas.

B) Centrales térmicas

Son aquellas centrales que producen energía eléctrica a partir de la combustión del carbón, petróleo o gas.

El esquema de funcionamiento de las centrales termoeléctricas es prácticamente el mismo entre sí. La principal diferencia consiste en el tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y en el diseño de sus quemadores, que varían según el tipo de combus tible empleado.

Una central termoeléctrica clásica posee, dentro del propio recinto de la planta, un sistema de almacenamiento del combustible que utiliza, para asegurar así su disponibilidad permanente.

63


Figura 18. Central de gas de ciclo combinado

Figura 19. Motor Diesel

64




65


Figura 22. Turbina a Vapor

¿Cómo funcionar’a esta central termoeléctrica a gas?

Planta termoeléctrica

es la cantidad total deenergía que producirála planta termoeléctrica

se generarían mediante elprocesamiento del vapor

se generará por el usode gas natural

es la cantidad de aguaque se utilizara

Patio de llavesElevan la tensiónde la electricidadobtenida para que estélista para el transporte.

¿Cómo funciona unaplanta de ciclo combinado?Emplea el agua caliente y elvapor en dos ciclos distintos.Toma de agua:está a 75 m de laplaya y a 12m deprofundidadDiámetro dela tubería15 m

Luego el vapor pasa atener una baja presiónllega al condensador.

Turbina a vaporEl vapor de alta presiónproveniente de lastorres activa un nuevomotor que genera másenergía eléctrica

El aire caliente que se generapor la activación de losmotores es recuperado enunas torres para calentaragua fría y así generar unagran cantidad de vapor.

Turbinas a gas naturalEl gas natural ingresa a lasinstalaciones y activa unmotor, el cual genera energía.

Según la empresa, el aguaregresaría a menos del 19 0C Océano Pacífico

Figura 23. Funcionamiento de central termoeléctrica

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C) Centrales nucleares

Una central eléctrica nuclear, es una instalación en donde la energía mecánica que se necesita para mover al rotor del generador y por lo tanto para obtener la energía eléctrica, se obtiene a partir del vapor formado al calentar el agua en un reactor nuclear.

Un reactor nuclear es una instalación capaz de iniciar, mantener y controlar las reacciones de fisión en cadena de los combustibles radioactivos, con los medios adecuados para extraer el calor generado.

La fisión nuclear es una reacción que se produce mediante el bombardeo con neutrones de determinados núcleos, denominados núcleos fisionables. En la fisión acontece que al romperse el núcleo se liberan varios neutrones con una energía igual o superior a los de los neutrones incidentes, lo que permite que los neutrones producidos den lugar a nuevas fisiones, generándose así una reacción en cadena.

DISPOSITIVODE CONTENCIÓN

GENERADORDE VAPOR

TORREDEREFRIGERACIÓN

BOMBA

COMBUSTIBLE

REACTOR NUCLEAR

CONDENSADORTRANSFORMADOR

ALTERNADOR

REDELECTRICA

TURBINADE VAPOR

Figura 24. Central nuclear

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Las centrales nucleares son aquellas instalaciones en las que se producen reacciones nucleares forma controlada, para aprovechar los neutrones, radiaciones y la energía térmica que se genera.Hay dos tipos de centrales: las de investigación y docencia; y las de potencia, cuyos objetivos son producir energía eléctrica, desalinizar agua de mar, calefaccionar y generar combustible nuclear.Aquí vemos como la energía términa o.

TurbinaEs accionada por

la presion delvapor.

GeneradorProduce

electricidad a25.000 voltios

Torres de

suministro

TransformadorIncrementa el

voltaje a300.000 voltios

Agua fríaRefrigera el

condensador.

CondesadorEl vapor de

condensa enaguay regresaal generador

de vapor

RefrigeranteSuele ser agua,

aunque hayreactores queemplean gas.

Circula alrededor delos elementos

combustibles paraenfriar el núcleo.

CombustibleGeneralmente se usa

óxido de uranioenriquecido con uranio-

235. En forma depastillas se introducenen una varilla o tubo

metálico de uno cuatrometros de longitud.

Núcleo del reactorEs la zona en la que

se encuentran loselementos

combustibles y lasbarras de control.

Barras de controlCapturan losneutrones que seproducen en la fisiónpara controlar lareacción en cadena

Generadorde vapor

Convierte elagua en vapor.

Energía atómica

Figura 25. Energía atómica

Edificio de contención1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

15

16

16 14

1210

11

8

9765

24

3

2021

2213

1 21

23

4

17

17

18

1819 19

20

21

22

23

24

Recubrimiento de acero

Tuberías de vapor principalEdificio de turbinas

Turbina de alta presiónTurbina de baja presión

Generador eléctricoTransformadoresLineas de transporte de energía eléctricaCondensadorAgua de refrigeraciónSala de control

Grua de manejo del combustiblegastadoAlmacenamiento de combustiblegastadoReactor

Almacén de combustible nuevoFoso de carga de contenedoresde combustible gastado

Grúa del edificiode combustibleBomba de refrigerantedel reactorGrúa manipuladorade combustiblePresionador

Generador de vaporTorre de refrigeraciónGrúa polar del edificio

Figura 26. Partes de una central nuclear

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Centrales no convencionales

A) Centrales eólicas

Los generadores eólicos (aerogeneradores), transforman la energía cinética del viento en energía mecánica primero y en energía eléctrica posteriormente.

El aerogenerador es el dispositivo donde se ubican los diferentes elementos necesarios para producir la energía eléctrica.

Tabla 1.10. Central eólica

Item Componentes

1

2

3

4

5

6

7

8

Turbina

Cables conductores

Carga de frenado

Toma de tierra

Caja de control de batería

Fuente auxiliar

Acumuladores

Líneas de transporte de energía

Figura 27. Central eólica

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GENERADOR EÓLICO DE MARCONA150 KW.Pisco - ICAFigura 28. Turbina-Generador

B) Centrales solares

Una central solar es aquella en la que se aprovecha la radiación solar para pro-ducir energía eléctrica.

En la actualidad, la energía solar está siendo aprovechada para fines energéticos a través de dos vías basadas en principios físicos diferentes.

• La vía térmica, que absorbe la energía solar y la transforma en calor.

• La vía fotovoltaica, que la transforma directamente la energía solar en energía eléctrica mediante células solares o células fotovoltaicas.

Figura 29. Centrales solares

Item Componentes

12345678

CalderaCampo de heliostatosTorreAlmacenamiento térmicoGenerador de VaporTurbo-AlternadorAero-condensadorLíneas de transmisión

70


Recurso solar

VentiladorSalida de calor Buhardilla

Aislamiento

Buhardilla

Percianasabiertas

Sol

Murode hormigón

gruesoRespiradero

Sol

Persianasborradas

Orina

Espacio solar

Refrigeración solar pasiva(Verano)

Depósitos de agua

Espacio solar

Depósitos de aguapara almacenamiento de calor

Calentamiento solar pasivo(invierno)

Figura 30. Utilización Pasiva-Arquitectura Solar

Junta de estanquidad

Caja colectorSoporte placa

Tubos para conexiónentrada - salida delfluido al colector

Canales de distribución del fluido en la placa absorvente

Placa captadora921 m/m

Cubierta transparente

1841

m/m

Canales verticalesde circulación

Figura 31. Colectores Planos-Calefacción (Baja temperatura - hasta 90 °C)

71


ESQUEMACOLECTOR SOLAR PARABOLICO

AGUA FRIA

AGUA CALIENTE

Figura 32. Esquema de funcionamiento del colector concéntrico

ALTERNADORTURBINACALDERATANQUESDE ACEITE

COLECTOR COLECTOR COLECTOR TRANSFORMADOR

Figura 33. Colectores concéntricos - Generación de energía (Media temperatura - hasta 300 °C)

72


Figura 34. Helióstato

Figura 35. Central eléctrica solar con helióstatos-altas temperaturas

73


Figura 36. Cesa-1 en Almería (España) 1.2 MW; helióstatos N° 300; 11,900 m2

Solar Cells

ACLoads

DCLoads

ChargeController

Ba�eries

InverterAC Power

DC Power

Figura 37. Sistema fotovoltaico domiciliario aislado

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Solar Panels

Inverter

MeterHome Power/

Appliances

UtilityService

Residential Grid-Connected PV System

Figura 38. Sistema fotovoltaico domiciliario conectado a la red

Energía solar

1. La constante solar Isc es la cantidad de energía solar por unidad de tiempo que incide perpendicularmente sobre una superficie de área unitaria coloca-da fuera de la atmósfera terrestre a una distancia promedio Sol-Tierra (1367 W/m² ).

2. La superficie en la Tierra recibe mucha menor energía debido a absorción, refracción y reflexión. La energía solar total anual que incide sobre el territorio del Perú varía según la región entre 4 y más de 7.5 KWh/m².

3. El impacto ambiental de los sistemas solares es mínimo; sin embargo:

a) Para sistemas de conversión térmica:

•Peligro para pájaros e insectos (colisión e incineración);

•Escape de líquidos tóxicos de sistemas de transferencia de calor;

•Riesgo para tráfico aéreo y terrestre (destellos);

•Cambios climáticos (evapotranspiración).

b) Sistemas fotovoltaicos:

•Componentes obsoletos (baterías).

Situación actual del uso de la energía solar

• Fotovoltaica alrededor de 10 000 SFV instalados.

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• Con una potencia total de 1,5 MW y en foto térmica de 25 000-30 000 termas solares instalados en Arequipa y con todas las demás aplicaciones de energía solar no se llega ni al 1% de la energía consumida en el Perú.

C) Centrales geotérmicas

Es la energía interna y cinética asociada al vapor de agua que sale directamente a la superficie en zonas volcánicas y al aumento de temperatura que se produce conforme profundizamos en la superficie terrestre.

D) Centrales a biomasa

Es la energía asociada a los residuos orgánicos generados en la transformación de productos agrícolas, forestales y a los residuos sólidos urbanos, produciendo gases combustibles que se utilizan para generar energía eléctrica.

E) Centrales mareomotrices

Es la energía asociada a las mareas provocadas por la atracción gravitatoria del sol y principalmente de la Luna, aprovechada por las turbinas hidráulicas para producir energía eléctrica.

F) Mini centrales hidráulicas

Las mini centrales hidráulicas son construidas especialmente para abastecer de energía eléctrica a poblados aislados que no se encuentran conectados al sistema interconectado nacional.

El caudal necesario de agua para la generación es pequeño; a veces se hace uso de los canales de regadío, con lo cual se disminuyen los costos de construcción.

Estas centrales trabajan en sistema aislados y básicamente cubren las necesidades de alumbrado público y servicio doméstico.

Energía geotérmica

La energía geotérmica es la energía calórica contenida en el interior de la Tierra, que se transmite por conducción térmica hacia la superficie.

El conjunto de técnicas utilizadas para la exploración, evaluación y explotación de la energía interna de la Tierra se conoce como Geotermia.

Tiene sus inconvenientes ecológicos, como por ejemplo:

• Emisión de ácido sulfhídrico que se detecta por su olor a huevo podrido, pero que en grandes cantidades no se percibe y es letal.

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• Emisión de CO2, con aumento de efecto invernadero.

• Contaminación de aguas próximas con sustancias como arsénico, amoniaco, etc.

• Contaminación térmica.

Silenciador

Separador

VaporductoTurbogenerador

TurbinaGenerador

Subestación

Torre de enfriamiento

A laatmosfera

Gases incondensables

Bomba de succión

Pozo caliente

Bomba decirculaciónCondensador

barométrico

Magma

Basamento granítico

Lulitas y areniscas

Arcillas, arena y grava

Zonaproductora

Lagunade

evaporación

Figura 39. Esquema de energía geotérmica

Biomasa

La biomasa es el nombre dado a cualquier tipo de materia orgánica que procede de las plantas como resultado de la fotosíntesis, de los seres vivos o residenciales y de sus derivados; además, de los procesos fisiológicos y biológicos de animales que están contenidos en un ecosistema o comunidad.

La energía de biomasa se puede obtener a partir de:

1. Biocombustibles sólidos, líquidos y gaseosos primarios y secundarios derivados de los bosques, árboles y otros terrenos boscosos; es la energía producida tras la combustión de leña, carbón vegetal, pellets, briquetas, etc. (conocida como dendroenergía), a través de técnicas de:

• Combustión directa

• Gasificación

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2. Cultivos energéticos, que son las plantaciones o cultivos cuyo principal objetivo es la producción de biomasa con fines energéticos mediante combustibles derivados de ellos.

3. Biogás, que es la mezcla de gas producido por bacterias metanogénicas que transforman material biodegradable en condiciones anaerobias.

preparación

almacenamientode combustible

generador

condensador

tanque de agua

calderafiltro

cenizas

transformador

a la redeléctrica

dosificador

Figura 40. Esquema de central de biomásica

El impacto ambiental en el uso de biomasa es mayor que de otras fuentes de energía renovable:• Su combustión produce GEI y contamina el medio ambiente (CO2 CO, Nox,

cenizas).

• Plantaciones de cultivos energéticos requieren tierras y agua, lo que podrá causar deforestación y conflicto con el uso de los mismos recursos para fines alimenticios.

• El uso de biocombustibles reduce CO y VOC (Volatile Organic Compounds - “partículas orgánicas”) en los gases de escape de vehículos, pero la cantidad de Nox no será aminorada significativamente.

Energía mareomotriz

La energía mareomotriz es la energía de las mareas, que son el cambio periódico del nivel del mar, producido principalmente por las fuerzas gravitacionales que ejercen la Luna y el Sol.

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La energía estimada de mareas es de 24,000 TWh.

La central de Rance (Francia), construida entre 1960 y 1966 tiene 240 MW y funciona con 13.2 m de diferencia entre pleamar y bajamar.

El impacto ambiental de una central de mareas es considerable:

a) Requiere largas presas y embalses.b) Causa la salinización de amplias zonas interiores (embalse).c) Afecta al ecosistema marino, zonas costeras y zona de inter-marea (zona que

periódicamente se inunda y seca por efecto de marea).

EMBALSEMAR

En pleamar el aguafluye del mar embalse

EMBALSEMAR

En bajamar el aguafluye del embalse al mar

Figura 41. Esquema de energía mareomotriz

El Estado pierde peso en el sector eléctrico

En el 2002 se desató una de las más furibundas protestas que se pueda recordar en Arequipa. Las calles fueron tomadas, las carreteras de acceso estaban blo-

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queadas y todas las actividades económicas de la Ciudad Blanca habían quedado totalmente paralizadas. ¿La razón? La población estaba en contra de la privatiza-ción de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (Egasa), que había sido concedida a la entonces belga Tractebel.

En esa época, el ahora ministro de Energía y Minas, Pedro Sánchez, dirigía el comité de privatización de esta firma. Finalmente, el proceso quedó trunco, pero con esto también quedó en suspenso la privatización del resto de compañías de generación estatales.

Han pasado muchos años desde aquella decisión y Electro-Perú, Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu (Egemsa), Egasa, Empresa de Generación Eléctrica del Sur (Egesur) y Empresa de Generación Eléctrica San Gabán se han mantenido dentro de los linderos del Estado. Sin embargo, el crecimiento de esas firmas ha sido prácticamente nulo y han perdido drásticamente participación en el mercado.

En cifras

En diciembre del 2001, la participación de las empresas estatales en la producción eléctrica era de 63,64% frente al 36,36% del sector privado. Entre estas firmas destacaba Electro-Perú, que tenía cerca del 36,3% de la generación eléctrica del país.

La demanda de energía peruana se ha incrementado y casi se ha duplicado entre el 2001 y el 2010. Dicho crecimiento ha sido atendido principalmente por las generadoras del sector privado. Esta nueva configuración hace que hoy la fotografía respecto de la repartición del mercado sea totalmente distinta. Las generadoras estatales han reducido su participación a 30,98%.

Electro-Perú, la otrora poderosa empresa del Estado, hoy solo tiene un 20,8% de la producción eléctrica. Por otro lado, Edegel, del grupo italiano Enel (que dicho sea de paso tiene capitales estatales), es la mayor generadora de energía del país.

Mario Gonzales Del Carpio, director ejecutivo del Fondo Nacional de Financia-miento de la Actividad Empresarial del Estado (Fonafe), holding que administra las generadoras del Estado, reconoce que el crecimiento de estas empresas se ha detenido por múltiples circunstancias. Las estatales han dejado de invertir en infraestructura de generación eléctrica y no han construido nuevas centrales pese a que la demanda del país así lo requiere. Gonzales refiere que si bien se intentó desarrollar algunas inversiones, este esfuerzo se ha topado con múltiples obstá-culos que ha impuesto el Estado en su ejecución.

“En el caso de Electro-Perú, habíamos proyectado construir una central térmica que produjera a gas natural; sin embargo, se tuvo que pasar por una serie de evaluaciones en el Ministerio de Energía y Minas, el Fonafe y el Sistema Nacional de Inversión Pública, que hizo que se retrasara el proyecto. Cuando ya contábamos con todas las licencias, las cifras del mercado se habían modificado.

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Esto no pasaría con una empresa privada que en dos meses puede decidir si va a adelante o no”, señala.

La única inversión estatal en generación es la reconstrucción y ampliación de la central hidroeléctrica de Machu Picchu, a cargo de Egemsa. Como se recuerda, en 1998 un aluvión destrozó parte de sus instalaciones y desde ese año perdió capacidad de producción. Recién en el 2009, luego de múltiples licitaciones, se le otorgó a Graña y Montero la buena pro para rehabilitar la generadora, que tendrá capacidad para producir 200 megavatios (MW), lo que significará una inversión de aproximadamente US$148 millones. Esta es la única inversión y es solo para recuperar la capacidad de producción, más no así para atender los requerimientos de la nueva demanda.

Según explica Gonzales Del Carpio, las empresas estatales son rentables; sin embargo, por ser en su mayoría generadoras hidroeléctricas, su economía está expuesta a las condiciones del clima, pues si no llueve, no producen.

En el sector eléctrico es conocido que una compañía hidroeléctrica requiere complementar su producción con generadoras térmicas (si es a gas natural mucho mejor) porque de no llover podrán seguir abasteciendo a sus clientes con estas centrales. De lo contrario, deben comprar energía eléctrica a precio ‘spot’ (precio de generación marcado por la generadora cuyo costo de operación sea el más caro del sistema) a otras empresas de generación eléctrica, lo que les resultaría muy costoso.

Varias firmas privadas tienen ambos tipos de producción, por lo cual registran menores pérdidas frente a las estatales. Además, considerando que tienen estos dos tipos de producción, pueden ser más agresivas en la venta de su energía.

¿Qué hacer?

El presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC), César Butrón, opina que se requiere que el Estado tome una decisión respecto del futuro de sus empresas de generación eléctrica. Si es que definitivamente se pretende mantenerlas bajo su tutela, es necesario permitirles crecer y tener una participación más activa en el mercado; mientras que si se desea privatizarlas, es necesario no dejarlas perder peso en el sector porque cada vez serán menos atractivas.

Las firmas estatales requieren de grandes inversiones para repotenciar sus instalaciones y no dejar que estas se mantengan obsoletas. Esto de alguna manera estaba pasando con Egasa y Egesur.

Ambas tenían generadoras termoeléctricas a diésel y residual que dejaron de operar al implementarse las que funcionan con el gas de Camisea, en el 2004. Antes de que estas quedaran inutilizadas, ambas empresas decidieron trasladar sus generadoras desde Tacna y Arequipa, donde se hallaban, hasta Pisco, con el fin de aprovechar el gas natural y seguir produciendo.

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Sin embargo, este traslado no significa una ampliación de la capacidad de potencia eléctrica de estas empresas, sino una reutilización de su capacidad.

Nuevas opciones

Si bien las compañías estatales han dejado de invertir en ampliar su infraestructura eléctrica, están buscando nuevos mecanismos para no dejar de perder mercado.

El presidente de Electro-Perú, Luis Alejandro Bedoya Wallace, indica que, por ejemplo, en esta firma se está estudiando la posibilidad de integrar al sector privado en nuevas inversiones.

“Electro-Perú tiene varios proyectos hidroeléctricos que podría desarrollar en alianzas con empresas privadas que están interesadas en asociarse con la más grande compañía estatal de energía eléctrica”, indica.

Mario González, por su parte, señala que se está evaluando la participación del sector privado vía ampliación de capital o emisión de bonos; sin embargo, aclara que esto no significa que el Estado perderá el control de la empresa, pues se trata de esquemas usados en compañías estatales como Petrobras o Ecopetrol.

Asimismo, indica que el financiamiento para nuevos proyectos puede venir del mer-cado de capitales. En ese sentido, explica que probablemente a finales de abril las empresas de generación podrían estar cotizando en la Bolsa de Valores de Lima, lo que les daría la posibilidad de levantar dinero para determinados proyectos, ya que hoy es difícil obtener dinero del tesoro público para nuevas plantas de generación.

“Desarrollar un proyecto de 100 MW hidroeléctricos nos costaría unos US$200 millones. No podría ir a solicitar este dinero al tesoro porque me dirían que una generadora no es prioritaria frente a las necesidades de educación o salud que tiene el país. Por eso tenemos que buscar otras alternativas”.

Conclusiones

1. El ingreso de los principales proyectos de demanda se da a partir del año 2013, fecha que coincide con el ingreso de importantes proyectos de generación.

2. La potencia efectiva de la generación termoeléctrica (52%) ya es mayor que la hidroeléctrica (48%) en el SEIN.

3. El SEIN depende cada vez más del gas natural de Camisea, el cual es transportado por una misma ruta de gasoducto. La generación con centrales a gas natural se encuentra concentrada en Lima.

7. La generación con recursos energéticos renovables (RER) ya ha empezado a hacerse notoria en el SEIN. En el horizonte del 2016, se estima que llegaría al 4% con las RER comprometidas al presente.

9. La generación a instalarse tendrá que asociarse a adecuadas instalaciones de transmisión, a fin de evitar congestiones en el SEIN.

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10. La estructura del mercado eléctrico peruano vigente requiere reformas regulatorias que hagan viable la eficiencia económica en él a través de una mayor competencia entre todos los agentes.

11. Estimar técnicamente el nivel de poder de mercado existente, asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva.

12. Eliminar las barreras a la participación de la demanda en el mercado de competencia perfecta y en la operación del sistema, introduciendo el segmento de comercialización que actualmente está monopolizado por los distribuidores.

13. Que Electro-Perú pueda tener producción termoeléctrica, lo que hará posible la competencia en el mercado eléctrico peruano.

15. Eliminar la garantía ¨transitoria¨ por la red principal (gas Camisea), por ser un recargo anti técnico en la tarifa al consumidor final y un subsidio cruzado a otros sectores (industrial y comercial).

17. Considerar la conveniencia de instituir un comité de monitoreo y vigilancia del mercado eléctrico, con autonomía e independencia de los agentes y grupos de intereses, integrado por expertos reconocidos.

21. Reglamentar la relación del COES con el operador gasista.

22. Estudiar medidas alternativas para mitigar el poder de mercado y propiciar la competencia en el mercado de generación.

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