Revista Energia y Negocios Edicion 75

EnergĂ­a&Negocios

Editorial

Publicado por ENERGIA & NEGOCIOS PERU S.A.C. Av. Guzman Blanco 154 Ofic. 303, Lima.

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En Brasil: Jorge Risco.

En México: Nicolás Kemper.

Impresión: Puntoygrafía S.A.C. La revista no se solidariza necesariamente con las opiniones expresadas en los artículos firmados que se publican en esta edición. Se autoriza la reproducción de cualquier artículo siempre y cuando se cite su procedencia.

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Más impuestos de Ley.

Hace seis años el gas natural de Camisea llegó a Lima. Aunque en un primer momento se pensó que tomaría mucho tiempo crear una cultura del gas. Los resultados indicaron lo contrario. El uso de este combustible natural creció en poco tiempo y superó todos los pronósticos inclusive a los más optimistas.

Hoy, como desde hace unos años atrás, más regiones quieren gas natural para impulsar el desarrollo de sus ciudades. En ese escenario, tal vez, las que más lo requieren son las regiones del sur.

En los próximos años, los proyectos más importantes con el gas natural de Camisea serán seguramente la construcción del gasoducto andino del sur y el desarrollo de la petroquímica. Pero, ¿qué se está haciendo para lograr que esos proyectos se hagan realidad? Aparentemente, muy poco.

El gas natural más allá de lo que piensan los gobiernos de turno no es sólo un producto para ser exportado como los minerales o la anchoveta, es un bien que debería tener como prioridad el abastecimiento del mercado interno del gas. Camisea debiera formar parte de un proceso dinámico que cohesione económica, social y culturalmente a las regiones del país.

De ese modo, cumpliría no sólo un rol económico sino con uno más importante: el aspecto social. Pues, lograr que las regiones más pobres del país cuenten con gas natural mejoraría la calidad de vida de sus pobladores, no sólo por el desarrollo económico sino también por que llevaría calefacción a las zonas más frías del país. ¿Habrán pensado en esos argumentos algunos de nuestros gobernantes de turno?

contenido pág.

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Coyuntura Inversiones eléctricas alcanzan los US$ 491.8 millones pág.

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Entrevista Alfredo Dammert, presidente de OSINERGMIN: “La demanda de energía eléctrica ha crecido” pág.

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Coyuntura El gas de Camisea llegó a Lima hace seis años pág.

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Coyuntura Futuras inversiones en el sistema de transporte de Camisea pág.

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Coyuntura Gasoducto Andino del Sur: Eje de desarrollo para las regiones del sur pág.

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Energía Presentan EIA de futura central eólica en La Libertad pág.

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GAS Con petroquímica Pisco se convertirá en un polo de desarrollo pág.

El gas natural es importante por todas las oportunidades que ofrece para la apertura de nuevas industrias en el país, como la petroquímica y otras de valor agregado que atenderán las demandas del campo y la ciudad (consumo doméstico, uso vehicular y promoción de centrales de electricidad). El gas representa – es cierto- una fuente importante de renta para el país, pero debiera ser claro para todos que una fuente de energía no renovable y por lo tanto hay que hacer un uso eficiente de este recurso.

El gas natural está hace seis años en Lima, pero también debería llegar a otras regiones del país y esperemos que dentro poco se pueda celebrar que Camisea ya llegó al sur y pronto también en el centro. Esperemos que así sea.

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Empresarial Electrosur construye una gestión empresarial exitosa pág.

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Evento V Convención de Empresas Distribuidoras Eléctricas - FONAFE V CEDELEF TACNA 2O1O

Foto de Carátula: Cortesía Pluspetrol

Proyecto hidroeléctrico de Sinersa La empresa Sindicato Energético S. A.- SINERSA dio a conocer que está en busca de presupuestos para las obras civiles y equipos que se requerirán en la construcción de la futura planta hidroeléctrica de 19.2 MW, que estará ubicada en Piura.

“En diciembre de este año se tomarán las decisiones para adquirir los equipos y contratar los servicios de las empresas que se harán cargo de la construcción de carreteras y líneas de transmisión”, dijo el gerente de la empresa, Branislav Zdravkovic.

Actualmente, SINERSA está negociando la financiación del proyecto con la banca. Planea empezar a construir el proyecto a principios del 2011 y entrar en funcionamiento a finales del 2012. Según el de contrato de 20 años firmado por la empresa y el Estado, la futura planta venderá electricidad por US$59 por megavatio-hora.

Obras de electrificación rural en Cajamarca Con una inversión de S/.137, 663,077 millones, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) viene ejecutando, durante el presente año, 28 obras de electrificación rural que al concluir beneficiarán a más de 179,000 pobladores de 845 localidades rurales de la región Cajamarca.

Estos proyectos se vienen ejecutando en las provincias cajamarquinas de Jaén, San Ignacio, San Miguel, Hualgayoc, Chota, Cutervo, Santa Cruz, Cajamarca, Cajabamba, San Marcos y Celendín.

La Dirección General de Electrificación Rural (DGER), responsable de la ejecución y supervisión de las obras, también tiene proyectado para el periodo 2010 – 2011 la ejecución de 54 obras más en la región Cajamarca, y para su ejecución se prevé una inversión cercana a los S/. 321.8 millones.

GLP: Camisea generó ahorros por US$ 300 millones en usuarios Según un estudio elaborado por Apoyo Consultoría, entre el período 2005 - 2009 los consumidores peruanos de GLP (hogares, comercios, industria y transporte) dejaron de gastar cerca de 300 millones de dólares adicionales en energía.

Este ahorro se da como consecuencia de la entrada en funcionamiento del Proyecto Camisea, que hizo posible que el consumo de GLP casi se triplicara, al contar con una mayor disponibilidad del producto y a una adecuada política de precios.

El Perú era, hasta la entrada en funcionamiento del Proyecto Camisea en el 2004, un importador de este combustible. En la actualidad, el Consorcio Camisea produce aproximadamente un 80% del GLP que el país necesita para su desarrollo. El 20% restante de la demanda es producido y comercializado por Petroperú, Graña y Montero, Procesadora de Gas Pariñas, Relapasa, entre otros.

Construirá línea de transmisión en Tingo Compañía Hidroeléctrica Tingo obtuvo la concesión temporal para construir una línea de transmisión, cuya potencia se calcula en 50 kilovatios, ubicada en la provincia de Huaral, departamento de Lima. Esta línea, con una longitud aproximada de 16,6 kilómetros, conectará las futuras subestaciones de Tingo y Santander. La concesión fue otorgada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

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estadísticas

Avance estadístico del subsector eléctrico Cifras de julio 2010 El 13 de julio del 2010, a las 19:00 horas se registró la máxima demanda en potencia eléctrica que alcanzó los 4 385 MW, 10,3% mayor respecto al mismo mes del año anterior. La hidroenergía participó con el 56%, el gas natural con 37%, 3% diesel y residual, 3% carbón y 0,3% biomasa.

La producción total de energía eléctrica a nivel nacional fue 2 971 GW.h 2; mayor en 12,4% respecto a julio 2009; las empresas del mercado eléctrico generaron 2 797 GW.h y las de uso propio participaron con el 6% del total nacional.

La generación eléctrica con centrales hidráulicas representó el 50% (1 481 GW.h) del total de la producción nacional, y creció 1,5% respecto a julio del año anterior.

La generación termoeléctrica ascendió a 1 490 GW.h, 25,9% mayor que el período similar del 2009 y tuvo también una participación de 50% del total generado en el país.

Con relación a la generación eléctrica por empresas, se destaca entre las mayores aportantes en julio: Edegel con 24% del total, Electroperú participó con 22%, Kallpa con 14%, Enersur con el 11% del total, entre otras del mercado eléctrico.

Asimismo, la generación eléctrica registrada en el COES – SINAC presentó, para las centrales hidráulicas un crecimiento respecto a julio 2009 del orden de 2,0% (de 1 363 a 1 390 GW.h), y un crecimiento para las centrales con recursos térmicos de 27,2%.

Finalmente, las ventas de electricidad a cliente final aumentaron 12,9% (de 2 161 a 2 440 GW.h) respecto a julio de 2009; y se distribuyó al mercado regulado 1 331 GW.h, es decir 9,2% más que el año anterior. La venta de los generadores y distribuidores a cliente libre, que representan el 45% de la venta total, también aumentó de 942 a 1 109 GW.h (17,7% respecto a julio 2009).

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Inversiones eléctricas alcanzan los

US$ 491.8 millones

Las inversiones en el segundo semestre del año serán mayores que en el anterior, alcanzando al cierre del 2010 los US$ 1,681 millones, debido a que las empresas de electricidad definen mejor en este periodo sus estrategias de expansión en compras de activos y equipos.

Las inversiones en el sector eléctrico realizadas en el primer semestre del año llegaron a los US$ 491.8 millones, 11.41% más que lo registrado en similar periodo del 2009, según un reporte del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

IMPORTANTE DINAMISMO

PRECISIONES

El sector eléctrico mostró un importante dinamismo en la primera mitad del año, y entre los sucesos acontecidos se tiene la fusión de Empresa Eléctrica Cahua y Electroandes, ambas pertenecientes al grupo noruego SN Power.

- Consorcio Transmantaro, Abengoa Transmisión Norte y Kallpa Generación son las que más invirtieron hasta junio, sumando en conjunto más de US$ 184 millones.

Paúl Prado, asesor de la Dirección General de Electricidad del MEM, señaló que este incremento en las inversiones va en línea con el otorgamiento de nuevas autorizaciones que realiza esta área.

Asimismo, proyectos hidroeléctricos como el de Quitaracsa (Áncash) pasaron a manos de Enersur, que opera cuatro centrales eléctricas y pertenece al Grupo Suez de Francia.

Según la Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica del MEM, se estima que las inversiones proyectadas para este año serán de US$ 1,681 millones.

Entre los desembolsos efectuados en el primer semestre figuran los de electrificación rural por US$ 80.1 millones, un crecimiento de 83.7% respecto al mismo periodo del 2009, según datos de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER).

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Por el lado de las empresas transmisoras de energía, Consorcio Transmantaro recibió en enero las garantías del Estado para la ejecución del reforzamiento del sistema de transmisión Centro– Norte Medio (Línea ZapallalTrujillo).

Las inversiones por el lado de las distribuidoras también se habrían dinamizado tras las licitaciones realizadas entre marzo y abril pasado, para adquirir 1,213 megavatios de energía a fin de asegurar el abastecimiento de electricidad hasta el año 2020.

En este casos participaron distribuidoras como Edelnor, Luz del Sur, Electrosurmedio, Electropuno y Seal.

- Durante el 2009 se reportaron inversiones por US$ 185 millones en electrificación rural, el mayor récord desde 1996 (US$ 136 millones).

- La Dirección General de Asuntos Energéticos tiene aprobado hasta julio estudios de impacto ambiental de cinco proyectos en los que se invertirían US$ 778.8 millones.

- Dos Estudios de Impacto Ambiental (EIA) aprobados corresponden a proyectos de transmisión eléctrica y tres a generación eléctrica.

Entre estos últimos se tiene el estudio de factibilidad para la central hidroeléctrica de San Gabán I (Puno), la central hidroeléctrica de Molloco, y el componente eléctrico del proyecto Olmos.

E N T R E V I S TA

ALFREDO DAMMERT, PRESIDENTE DE OSINERGMIN

“La demanda de energía eléctrica ha crecido” El máximo representante de OSINERGMIN afirma que se ha incrementado la demanda de energía eléctrica, pero confía en que el suministro está asegurado hasta el 2016 como lo ha dado a conocer el COES. Sobre el Registro de Hidrocarburos (RHO), función que acaba de asumir su institución, comentó que están trabajando para ofrecer un servicio transparente, oportuno y confiable.

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¿Tal como lo pronosticó OSINERGMIN a principios de año. ¿Ha crecido la demanda de energía eléctrica este año?

Es cierto, la demanda de energía eléctrica se ha incrementado; inclusive ha superado los pronósticos efectuados a principios de año, lo cual significa que el país está creciendo más de lo esperado y eso es muy importante para todos los peruanos. Con respecto a este crecimiento, el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), encargado de la programación del despacho de electricidad en el corto,

mediano y largo plazo, ha manifestado en diferentes medios que esto no supondrá un problema de desabastecimiento eléctrico dado que, de manera paralela, se están desarrollando los proyectos de generación necesarios para asegurar el suministro hasta el año 2016.

¿Se podrá abastecer la mayor demanda energética del año 2011? ¿Será suficiente la producción de energía de las actuales centrales?

En el corto plazo corresponde al COES evaluar si la oferta de las centrales

de generación eléctrica es suficiente para abastecer la demanda del año 2011, o si se requiere de plantas adicionales para dar seguridad al sistema. En caso que se requiera de generación adicional, el COES deberá proponer al Ministerio de Energía y Minas (MINEM), las medidas necesarias para atender dicha demanda con la seguridad necesaria y evitar cortes o racionamientos de energía que no benefician al país.

Energía con recursos renovables

¿Qué perspectivas ofrecen al país las futuras centrales eólicas que operarán en los próximos años? ¿Son beneficiosas para el país?

En el año 2008 se publicó el Decreto Legislativo 1002 y su reglamento, normas que tienen como objetivo promocionar la electricidad generada con recursos energéticos renovables (RER).

Considerando que estas normas establecen como prioridad nacional la promoción y desarrollo de la electricidad RER en el país, estamos seguros que el Perú contará en los próximos años con una participación considerable de las RER en la matriz energética. En efecto, dentro de este marco jurídico se ha efectuado la primera subasta RER a través de dos convocatorias, lográndose adjudicar tarifas y energía a 18 proyectos hidroeléctricos, 4 proyectos solares, 2 proyectos de biomasa y 3 proyectos eólicos. Este resultado confirma que el marco normativo es apropiado para promover el desarrollo de estas nuevas tecnologías en el país.

Con relación a las nuevas centrales que se construirán en el país existe buena expectativa, dado que es la primera vez que el país contará, además de las centrales hidroeléctricas, con este tipo de tecnología y la experiencia de su operación brindará mayor información sobre los beneficios al sistema de este tipo de recursos.

¿Cree que se debe continuar propiciando la inversión en centrales eólicas?

Tal como ya se mencionó el Decreto Legislativo 1002 establece como prioridad nacional la promoción y desarrollo de la electricidad RER. De acuerdo con la normativa se encar-

ga al MINEM la elaboración del Plan Nacional para el desarrollo de la Electricidad RER, que permitirá responder esta interrogante de manera apropiada. A partir de este plan se conocerá qué es lo más conveniente para el país y se convocarán a próximas subastas a fin lograr el objetivo del 5% como la contribución relativa de las RER para abastecer el consumo nacional.

¿Cómo viene funcionando el Registro de Hidrocarburos?

El Registro de Hidrocarburos (RHO), desde mayo a cargo de OSINERGMIN, viene funcionando de un modo organizado y descentralizado a través de 6 macroregiones estratégicamente distribuidas a nivel nacional (Lima-Callao, Huancayo, Chiclayo, Trujillo, Arequipa y Cusco).

El documento final de cada región tiene idéntico valor y efecto legal, con lo que no se hace necesario tener que aprobarlo o validarlo a través de la sede de Lima.

Objetivo: Trámite Simplificado

Único

¿Podrá cumplir Osinergmin un papel igual o mejor que la Dirección General de Hidrocarburos?

Se puede señalar que los profesionales designados para las evaluaciones de las solicitudes de Registro de Hidrocarburos han sido especialmente seleccionados y debidamente capacitados para esta importante labor. Se ha considerado pertinente formar un equipo de profesionales para que oportunamente, resuelvan y absuelvan los temas técnicos y legales que se presentan en los trámites, dada la particularidad de cada caso.

En esta nueva función apuntamos hacia el objetivo del Trámite Único Simplificado para obtener el Registro de Hidrocarburos. Nuestro propósito es actuar eficaz y eficientemente en la administración del registro, asumiéndolo como un reto y con el compromiso de lograr, a través de la experiencia y conocimientos de nuestro grupo de profesionales, que el proceso se desarrolle de manera transparente, oportuna y confiable para los administrados.

Con un proceso estable, también estamos identificando aquellas actividades que no generan valor, a fin de realizar una simplificación real del trámite que implicaría que los administrados obtengan en un trámite único el Informe Técnico Favorable y la Ficha de Registro de OSINERGMIN. Las evaluaciones se hacen en estricto cumplimiento de la normatividad existente en materia de hidrocarburos y, siendo minuciosos y proactivos, resolviendo los casos dentro de los plazos de atención establecidos.

¿Podría comentar los primeros resultados del Registro de Hidrocarburos a cargo de Osinergmin?

Durante los años 2008 y 2009, así como durante los meses de enero y febrero del 2010, la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) reportó en promedio mensual 184 solicitudes de registro en el 2008, 203 el 2009 y 291 entre enero y febrero de 2010.

OSINERGMIN, en el periodo de mayo a agosto, ha recibido 2 587 solicitudes, con un promedio mensual de 647 solicitudes, el mismo que supera largamente el promedio de solicitudes recibidas por la DGH. El tiempo promedio de atención en estos primeros meses ha sido de 5 días y el objetivo es ir disminuyendo este promedio ofreciendo un servicio a plena satisfacción del usuario y cumpliendo a la vez con la normativa existente.

Como referencia el procedimiento administrativo considera un plazo de atención máximo de 30 días para estas solicitudes.

Toda nueva tarea o labor, más aún si aparenta ser sencilla, suele implicar encontrarse con ciertas dificultades o situaciones no previstas y nosotros no hemos sido ajenos a esta realidad; sin embargo, como se ha indicado, los primeros resultados del Registro de Hidrocarburos a cargo nuestro son muy buenos y los números lo avalan, sin embargo; estamos en camino hacia el objetivo mencionado de que mediante un Trámite Único Simplificado se obtenga el ITF, el Registro de Hidrocarburos y la autorización de acceso al SCOP; requisitos para la operación y comercialización de combustibles.

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El gas de Camisea En agosto de 2004 llegó el gas de Camisea a Lima y comenzó a operar el más importante proyecto energético del país que marcó el inicio del desarrollo del gas natural a gran escala en Perú.

Seis años después, este combustible natural ha tenido un gran impacto en la economía del país: US$ 15 300 millones de ahorro para consumidores de gas natural y menores costos de generación eléctrica, US$ 9 000 millones en reducción del déficit de la balanza de hidrocarburos y US$ 8 100 millones de impacto acumulado sobre la actividad económica.

Así mismo entre los principales beneficios económicos al 2010, se

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llegó a Lima hace seis años

pueden mencionar las inversiones estimadas en US$ 9 170 millones en el Consorcio Camisea y obras derivadas y los aportes al fisco en regalías que alcanzan los US$ 2 300 millones.

fuerte inversión para desarrollar su capacidad de producción. Igualmente, el Consorcio desarrolla un plan agresivo de exploraciones, para conocer el potencial gasífero de la zona de concesión.

Camisea está conformado por los Lotes 88 y 56 ubicados en la zona del Bajo Urubamba, distrito Echarate, provincia La Convención, Región Cusco. El Consorcio Camisea es el encargado de producir y procesar el gas natural y sus líquidos en las plantas de Malvinas y Pisco.

El Proyecto Camisea es auditado semestralmente por el Banco Interamericano de Desarrollo - BID, con visitas y recorrido a las instalaciones con el objetivo de verificar el cumplimiento de los compromisos asumidos por la empresa en los programas de gestión específicos contenidos en el Plan de Manejo Ambiental del EIAS, que incluye un plan de control de erosión y revegetación y un programa de control de accesos.

La empresa operadora es Pluspetrol y las empresas socias del Consorcio son: Repsol con 10%, Sonatrach 10%, Tecpetrol 10%, Pluspetrol 27.2%, SK Energy 17.6% y Hunt Oil 25.2% El Lote 88 es el único contrato en Perú que tiene precios regulados del gas natural y se viene implementando una

DESAFÍO LOGÍSTICO Y COMERCIAL La operación del Proyecto Camisea representa un ícono por la complejidad del entorno socio ambiental, el desarro-

llo logístico requerido y el planteo de la estructura necesaria para la operación. Allí se anticipó el concepto de licencia social trabajando en base al diálogo y la consulta previa, en convivencia con el entorno.

equipos y materiales requeridos para el desarrollo de Camisea fueron transportados por vía marítima, fluvial, terrestre y aérea.

La construcción y puesta en operación comercial de Camisea representó un gran desafío logístico ambiental, social y comercial.

RETO AMBIENTAL Y SOCIAL

El reto logístico fue desarrollar el proyecto en una zona de difícil acceso, sin carreteras, sin puertos, sin aeropuertos, con ríos navegables solo por un período de 3 meses al año, condiciones climáticas difíciles, movilización de más de 300 mil toneladas de equipos, materiales, insumos y combustible, transporte de miles de personas, profesionales, técnicos y obreros.

Para hacer posible esta logística, en medio de tantas dificultades naturales y de acceso, fue necesario desplegar una innovadora operación de ingeniería y tecnología nunca antes vista en el Perú. Los

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Inclusive fueron construidas 10 embarcaciones en SIMA Iquitos.

Ha sido todo un reto ambiental y social para el Consorcio trabajar en el proyecto Camisea, ubicado en una zona de alta biodiversidad, con un mínimo impacto sobre el ecosistema y conviviendo de manera armoniosa con las comunidades nativas, respetando sus valores culturales y ancestrales.

estimada en aproximadamente 8,000 habitantes.

Desde el inicio del proyecto, se promovieron procesos participativos de información, diálogo y consulta con las comunidades.

“La construcción de Camisea se planificó en base al reconocimiento de la alta sensibilidad de la zona”, afirma Guerra.

Las operaciones de Camisea cumplen con altos estándares de protección al ecosistema y de la normativa vigente, lo que garantiza un adecuado manejo sobre el medio ambiente.

Con la finalidad de generar el mínimo impacto en la zona de influencia del proyecto, se asumió el compromiso de trabajar sin apertura de caminos y concentrar sus instalaciones en la zona de Malvinas, detalla Daniel Guerra, Gerente de Relaciones Institucionales.

En la zona de influencia del proyecto, se desarrolla un Programa de Monitoreo Ambiental Comunitario (Pmac). De este modo, se contribuye a la preparación de las comunidades para que fiscalicen los trabajos y operaciones de Camisea motivando confianza.

La operación “On shore - in land” tiene influencia directa en 7 comunidades nativas y un asentamiento de colonos, así como la influencia indirecta en 15 comunidades nativas. Una población

En el Programa de Vigilancia Fluvial Comunitaria participan 22 comunidades y 44 vigías fluviales que trabajan en garitas especiales a lo largo del río Urubamba y Camisea.

El Programa de Monitoreo de Biodiversidad (PMB) es un proyecto destinado al monitoreo, conservación y desarrollo sostenible con la biodiversidad.

RETO COMERCIAL Este proyecto fue un reto comercial para el Consorcio Camisea.

En el año 2000, cuando se inicia el proyecto no existía mercado de gas natural en el Perú.

Tampoco existía cultura de gas natural y las industrias en Lima utilizaban residuales y diesel principalmente. El parque automotor dependía sólo de diesel, gasolinas y GLP en menor escala.

Ante esto, el Estado peruano promovió el desarrollo del mercado de gas natural, suspendió proyectos hidroeléctricos, negoció con el Consorcio Camisea y fijó precios de GN más bajos, aplicó un precio promocional del GNV y medidas fiscales a favor del GN. “También se promovieron los gasoductos regionales y la exportación de gas natural”, señala Daniel Guerra.

Diez años después, el consorcio enfrenta a una demanda que crece aceleradamente. Ante este escenario ha planteado un plan de acción que incluye una inversión proyectada al 2014 en US$3,722 millones.

Los cuales se traducen en la perforación de 24 pozos productores en 6 locaciones, en los Yacimientos San Martín, Pagoreni y Cashiriari, más de 156 kilómetros de ductos que transportan gas de los pozos productores a Malvinas y la ampliación de la Planta de Separación Malvinas (Cusco) de 1,100 a 1,580 millones de pies cúbicos por día (MMPCD).

Igualmente, el plan de acción incluye la ampliación de la capacidad de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural en Pisco (Ica) de 85 mil a 120 mil

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barriles por día, un agresivo plan de exploraciones que incluye entre 9 y 11 pozos exploratorios en los próximos 4 años.

En el 2010 se llevarán a cabo tres pozos exploratorios en Mipaya, en el 2011 dos en Saniri y 1 en Pagoreni Oeste; en el 2012 dos en San Martin Este y en el 2013 dos en Kimaro y uno en Armihuari.

Según dicho plan, los volúmenes para la exportación de gas natural provendrán exclusivamente del Lote 56, durante los próximos 5 años no se exportará del Lote 88 y se abastecerá de gas natural a la Región Ica.

Mediante licitación pública privada, se ha dispuesto un volumen de 80 MMPCD para proyectos que se inicien en el 2012 y de 99 MMPCD para el desarrollo del proyecto petroquímico.

La planta de Malvinas será ampliada de 1,100 MMPCD a 1,580 MMPCD y la planta de Pisco de 85 MBD a 120 MBD. Del mismo modo, se ha desarrollado un agresivo plan de exploraciones en los Lotes 56 y 88.

Las regalías producidas por Camisea a diciembre de este año alcanzarían los US$ 2,350 millones.

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El Sistema de

Transporte de Camisea

La construcción del Sistema de Transporte es un hito de la tecnología, dado lo desafiante de la geografía peruana (un reto tecnológico). Camisea es un proyecto ambiental y socialmente complejo y desafiante desarrollado con los más altos estándares internacionales.

La empresa TGP, ha cargo de la construcción de los ductos, se constituyó en noviembre del 2000 y ese año se firmaron los contratos de concesión con el estado peruano.

Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) es una empresa peruana con socios locales e internacionales, responsable del diseño, construcción y operación del Sistema de Transporte de Gas Natural (GN) y de Líquidos de Gas Natural (LGN) en Camisea.

Luego de seis años de operación, Camisea es una realidad y la nueva matriz energética también. En nuestro país actual, el

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35% de energía eléctrica se genera a partir de Camisea y se calcula que en los próximos años este porcentaje llegaría al 50%.

Cerca del 50% de los hidrocarburos que consume el país provienen de Camisea.

Estimándose que se cuenta con 2100 MW de capacidad instalada de generación a gas natural, lo que ha significado una importante reducción de la dependencia del petróleo.

Para Rafael Guarderas, Gerente de Relaciones Institucionales de TGP, este proyecto de trascendencia para el Perú se mantiene gracias a la estabilidad política y jurídica del país. “Sin el compromiso del gobierno no se hubiera podido iniciar y mantener este proyecto”, asegura.

Este proyecto ha generado la mayor y más larga emisión de bonos del mercado de capitales local en la historia del Perú. Una muestra de la confianza de los inversores en este proyecto. La última emisión de bonos en abril 2010 fue por US$ 150 millones. Ha contado con bancos multilaterales como garantes del compromiso ambiental y social como el BID y el CAF.

A Diciembre del 2009, Camisea ha posibilitado importantes ahorros para el país en generación eléctrica, los usuarios eléctricos han tenido ahorros por US$ 10,526 millones y los usuarios industriales del gas naturale y del GNV mostraron ahorros por US$ 1,424 millones

LAS PRIMERAS EXPANSIONES El contrato BOOT estipulaba la construcción inicial de un ducto de 205 MMPCD que llegue a 450. TGP cumplió su tarea y construyó al inicio un ducto 50% mayor al solicitado en el BOOT (314MMPCD).

En el año 2007, adelantando obligaciones del BOOT, TGP inició la 1era etapa de ampliación del sistema hasta 380 MMPCD instalando dos plantas compresoras en la localidad de Chiquintirca en Ayacucho con una inversión de US$ 150 millones.

En el año 2008 se lanzó la segunda etapa de expansión a 450MMpcd, consistente en la construcción de un loop (ducto paralelo) de 24” de 107 km en la costa, con una inversión de US$ 150 millones.

El 15 de diciembre de 2009 se culminaron ambos trabajos, lográndose alcan-

zar la máxima capacidad de transporte calculada inicialmente para el 2016.

MÁS ALLÁ DE LOS 450 MMPCD En vistas de este escenario de demanda, el MEM ha solicitado a TGP una propuesta para ampliar el sistema de transporte para el mercado local por encima de los 450 MMPCD. Con el fin de responder a esta demanda lo más pronto posible se firmó el acuerdo de uso de capacidad entre TGP y PLNG. De esta forma en este año se puede transportar 530 MMPCD para el mercado interno.

Además, en línea con el sostenido incremento de la demanda de gas natural, es necesario ampliar la capacidad de transporte de líquidos de gas natural (120 000 bbl/día).

ción de las estaciones de bombeo de NGL, permitirán ampliar la capacidad del sistema de transporte de GN y LGN a 1,550MMpcd y 120,000bbl/día respectivamente.

Durante el décimo primer proceso de oferta publica en el 2008 los contratos en firme más las nuevas solicitudes presentadas, llegaron a 620 MMPCD para los próximos años.

Desde el año 2000, TGP viene invirtiendo más de US$ 1,765 millones en los sistemas de transporte de gas natural y líquidos de gas natural. Se han invertido US$ 865 millones para la construcción y puesta en marcha del sistema de transporte hasta el 2004.

“Este proyecto ha generado la mayor y más larga emisión de bonos del mercado de capitales local en la historia del Perú”

NUEVO ESCENARIO DE EXPANSIÓN Para atender la demanda de gas natural en Lima más los requerimientos de los gasoductos regionales de Ica-Marcona y en el futuro de Ancash, el consumo de los próximos años ascenderían a 850/900 MMpcd para el mercado local.

En este sentido, TGP trabajó en conjunto con el Estado peruano en un proyecto integral que permita dar solución conjunta a ambas necesidades, dotando de redundancia a los sistemas de transporte en el tramo de mayor complejidad de la traza (la selva).

El proyecto consiste en la instalación de dos loops (GN y LGN) de 140km en el 1er tramo de selva, que junto a 36000HP de comprensión en Chiquintirca, 29 Km de loop de 24” en la costa y adecua-

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GASODUCTO ANDINO DEL SUR

Eje de desarrollo para las regiones del sur El proyecto del gasoducto andino del sur consiste en el diseño, construcción y operación del gasoducto que transportará gas natural, desde los yacimientos gasíferos ubicados en la Región Cusco hasta las ciudades de Cusco, Juliaca, Arequipa, Matarani e Ilo. Con una longitud aproximada de 1,085 kilómetros, el gasoducto andino del sur constituirá el eje del desarrollo socio-económico de estas regiones e incrementará la confiabilidad del sistema nacional de suministro de gas natural por tratarse de un ducto independiente del existente.

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Asimismo, ofrecerá el esquema tarifario más competitivo para el desarrollo de polos petroquímicos, la instalación de centrales generadoras de electricidad, el cambio de la matriz energética en la gran industria, la distribución de gas natural domiciliario y la comercialización de gas natural vehicular en el sur del Perú.

Kuntur Transportadora de Gas S.A.C. (KUNTUR) es una empresa constituida en el Perú con el objeto de desarrollar actividades de transporte de gas natural u otros hidrocarburos por ductos. KUNTUR es controlada de forma exclusiva por Latin Power III, uno de los fondos de capitales privados administrados por Conduit Capital Partners.

Conduit Capital Partners es una firma con sede en Nueva York, dedicada a

la gestión de fondos privados de inversión especializados en activos del sector energético en América Latina y el Caribe. En Perú ha participado y participa en empresas tales como Aguaytía y Edegel.

BENEFICIOS El desarrollo del proyecto del gasoducto andino del sur otorgará mayor confiabilidad al SEIN. Actualmente, 30% de la generación total del país depende de un solo sistema de abastecimiento de gas (aproximadamente el 97%).

Además, permitirá menores costos de transmisión (menores pérdidas técnicas y más reservas) y un proceso de industrialización a lo largo de sus 1,085 km y en el sur del país, así como la instalación (reconversión) de centrales de genera-

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ción eléctrica que hoy operan a diesel encareciendo el costo de la electricidad al usuario final.

Este gasoducto otorgará mayor confiabilidad al sistema nacional de suministro del Gas Natural al crear un sistema de transporte independiente, con posibilidad de conexión con el ducto existente, llegando hasta el Sur. El área de influencia del proyecto concentra las poblaciones más pobres del país. En la primera etapa integrará las regiones fronterizas de Cusco, Arequipa, Moquegua y Puno estimándose que durante su etapa de construcción generará más de 5.000 puestos de trabajo. Debe resaltarse que con la marcha de este proyecto, la región sur del país tendrá disponibilidad de una fuente nueva de energía limpia y a menor costo y el potencial de desarrollo de nuevos negocios e industrias.

BUENAS PRÁCTICAS AMBIENTALES Y SOCIALES El estudio de impacto ambiental (EIA) del Proyecto gasoducto andino del sur se está elaborando cumpliendo la legislación ambiental nacional vigente, incorporando al diseño del proyecto las mejores prácticas constructivas y operacionales ambientales y sociales para ductos, así como requerimientos de calidad y participación ciudadana. “Todos los trabajadores seremos responsables del cumplimiento de esta política, en consecuencia, nadie podrá ser relevado de la responsabilidad en cuanto al cuidado de medio ambiente en nuestras actividades”, asegura Alejandro Segret, gerente general de Kuntur.

La traza del gasoducto recorrerá 16 provincias del la Sierra Sur del país (7 corresponden a Cusco, 3 a Arequipa, 2 a Moquegua y 4 a Puno); 49 Municipios y aproximadamente 200 localidades (comunidades nativas, asentamientos rurales, centros poblados, comunidades campesinas, capitales de distritos ) y una diversidad de propiedades Individuales.

Aproximadamente 10.000 familias están ubicadas a lo largo del área de influencia directa. Segret detalló que Kuntur trabajará alineada con las políticas sociales y ambientales nacionales de la ,Organización Internacional del Trabajo-OIT, el Banco Mundial – BM y la Organización de las Naciones Unidas – ONU. La empresa se ha propuesto identificar los puntos críticos -en términos sociales y am-

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bientales- a lo largo de la traza recogiendo las percepciones, las dudas, las preguntas, interrogantes de las poblaciones. Para así iniciar un proceso de relacionamiento con potenciales socios que puedan sumarse al Programa de Apoyo al Desarrollo Local: autoridades locales, provinciales, regionales y nacionales; instituciones financieras internacionales; Banca Local-Cajas Rurales; entre otros.

El compromiso de la empresa es realizar sus actividades, cumpliendo respetuosamente las normas legales, culturales y sociales de las poblaciones y/o pueblos indígenas aledaños al proyecto.

Para la empresa operadora del gasoducto andino del sur, el tema de la pobreza no es un problema de capacidades sino de oportunidades.

De allí, que se está planteando como política no hacer proyectos sino apoyar las iniciativas a través de un enfoque de demanda y no de oferta, con el objetivo de apoyar su vinculación al mercado de manera eficaz y eficiente.

Kuntur buscará la participación activa de los gobiernos locales -con sus recursoscomo socios estratégicos del Proyecto.

Para que sea eficiente y beneficiosa a la sociedad, la estructura económica de un gasoducto debe ser similar a la de un bono, debido a que son inversiones muy cuantiosas de aproximadamente US$1,800 a 2,600 millones, con largos periodos de inversión aproximadamente 5 años y periodos de recuperación de muy largo plazo (unos 25 años).

“Es latente la imposibilidad de generar rentas excepcionales a lo largo de la concesión debido a que la rentabilidad es regulada, los activos revierten al concedente al final de la recuperación y hay que desarrollar mercados hoy inexistentes. En realidad, se genera mucha incertidumbre en la demanda”, reflexionó Segret.

Por lo tanto, para lograr eficiencia y beneficios con la tarifa del gasoducto andino del sur requiere como mínimo para ser viable, contar con un esquema de largo plazo (altamente predecible y confiable durante toda la concesión), se deberá proveer la tarifa más conveniente para el usuario final (tarifa media de largo plazo) y se debe asegurar la recuperación de las inversiones y compensar por el riesgo asumido por los inversionistas al momento

de comprometerse a realizar la inversión.

Esto incluye que se tiene que mantener el valor real del servicio básico provisto en el tiempo (reaccionando a las variaciones del mercado).

Sin embargo, para la empresa Kuntur la resolución sobre las tarifas para este proyecto publicada por Osinergmin haría al gasoducto andino del sur sea imposible de financiar, difícil de buscar socios y perjudicial para el usuario final.

“La tarifa de mediano plazo más altas al inicio en lugar de tarifa media de largo plazo y reglas no claras luego de los ocho años con la imposibilidad de hacer ajustes a la tarifa en ese lapso. La tarifa de mediano plazo (8 años) es mayor al inicio, perjudicando el desarrollo de la demanda y penaliza a los clientes iniciales que deseen convertirse al gas natural”, explicó.

CONSUMO TOTAL: 44.09 TCF El gasoducto andino del sur implica una serie de obras como: Planta de GNL (en la costa), Terminal de líquidos, Central Termoeléctrica en Quillabamba (Cusco), Central Termoeléctrica en la Costa del Pacifico y Distribución de gas para consumo residencial y vehicular.

Así mismo se van a desarrollar proyectos complementarios como la planta de polietilenos, planta de amonio & urea, planta de metanol, puerto, proyecto integrado gas químico, proyectos integrales básicos, proyectos industriales complementarios.

También los proyectos industriales complementarios para producción de polietilenos, monio, urea, metanol y un puerto de sólidos. Para estos proyectos se estima un consumo total en el proyecto de 44.09 TCF con una reserva estimada en 10.75 TCF y una inversión de US $ 12 a 16 millones.

“El área de influencia del proyecto concentra las poblaciones más pobres del país. Su primera etapa integrará las regiones fronterizas de Cusco, Arequipa, Moquegua y Puno”.

GRUPO ISA tiene 10% de participación en mercado peruano Para el grupo colombiano ISA, el mercado peruano representa actualmente el 8% de sus ingresos, que el año pasado alcanzaron los US$ 1,618 millones. Para este año, se espera que los ingresos de Perú representen una cifra similar (entre 7% y 8%), teniendo en cuenta que su facturación en el 2010 alcanzaría los US$ 1,700 millones.

ra–Piura, Pomacocha–Carhuamayo, recientemente concesionadas. Además, el grupo opera las redes propias de REP, de Transmantaro y de ISA Perú. Enrique Sanín comentó que REP mantiene una comunicación fluida con los organismos encargados de las concesiones en Perú y con el Osinegmin y que les gustaría participar en futuras licitaciones y seguir participando en este tipo de proyectos. A la fecha, ISA y sus socios EBB y Transelca han invertido US$1,000 millones en transporte de energía en nuestro país.

Por otro lado, el representante del Grupo Colombiano ISA comentó que están evaluando incursionar, en un mediano a largo plazo, en los negocios de transporte de gas natural y concesiones viales en el Perú.

“Todo dependerá del cronograma de concesiones que presente el gobierno peruano y la capacidad de financiamiento de la empresa”.

“En un plazo de cinco a seis años esperamos conservarnos entre un 8% y 10%, lo que implicaría hacer nuevas inversiones en Perú para mantener el porcentaje, sobre una masa creciente de activos”, dijo el director de planeación corporativa de ISA, Enrique Ángel Sanín.

Señaló que para el 2016, el Grupo ISA será una corporación de negocios de US$ 3,500 millones de ingresos y el 80% será generado fuera de Colombia.

“El grupo empresarial ISA será reconocido entre los primeros tres transportadores eléctricos de América, y el más grande de Latinoamérica consolidando sus plataformas de Brasil y la Región Andina y siendo un jugador relevante en otros países”, puntualizó.

PROYECTOS En cuanto a proyectos en ejecución, detalló que a la fecha se vienen desarrollando las líneas de transmisión eléctrica, Trujillo–Zapallal, Tala-

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ENERGÍA

Presentan EIA de futura central eólica en La Libertad La empresa Energía Eólica S.A. presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para la construcción de la central eólica de Cupisnique (La Libertad) ante la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas (MINEM).

Energía Eólica es una empresa de capitales peruanos y españoles, que tiene planeado construir los parques eólicos de Talara (Piura) y Cupisnique, tras la adjudicación de dos contratos en febrero pasado, que fueron promovidos por OSINERGMIN. Con una inversión estimada en US$370 millones, esta empresa construirá los parques eólicos de

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Energía&Negocios

Talara (Piura) y Cupisnique, que contarán con 110 MW de capacidad instalada y que entrarían a operar a mediados del 2012.

La central eólica Cupisnique de una potencia de 80 Mw y estará ubicada en Trujillo (La Libertad) y la central eólica Talara (Piura) de 30 MW de potencia.

La energía eólica es un tipo de energía renovable cuya fuente es la fuerza del viento, y la forma típica de aprovechar esta energía es a través de la utilización de aerogeneradores o turbinas de viento.

Según el Atlas Eólico, elaborado por el MINEM, el Perú tiene un potencial eólico de 77.394 megavatios (Mw) y una potencia aprovechable de 22.452 Mw. Asimismo posee 28 de los 32 climas iden-

tificados a nivel mundial que son apropiados para la generación de la energía eólica, cuya vida útil es de 25 años como mínimo.

La central eólica Cupisnique estará ubicada a 90 kilómetros al norte de Trujillo (La Libertad) y tendrá una potencia de 80 Mw con una inversión estimada en US$ 210 millones. Mientras que la central eólica Talara (Piura) tendrá una potencia de 30 Mw y demandará una inversión de US$ 70 millones.

Para instalar las dos centrales de Energía Eólica se traerán al Perú los aerogeneradores, que son molinos de 80 metros de altura con palas de 50 metros de largo, cuyo traslado será toda una operación logística nunca vista en el país. Para la compra de estos equipos la empresa está evaluando propuestas de proveedores mundiales como General Electric, Siemens o Acciona, en búsqueda de optar por la mejor tecnología.

Los parque eólicos de Talara (Piura) y Cupisnique dispondrán de más de 100 ae-

ENERGÍA

rogeneradores y serán los primeros en ser construidos en nuestro país.

Ambos demandarán una inversión de más de US$ 370 millones y tendrán una capacidad instalada de 110 MW que se incorporarán al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) de nuestro país.

Para el financiamiento del proyecto la empresa espera contar con fondos de inversión de Estados Unidos y con entidades multilaterales como la Corporación Andina de Fomento, IFC brazo financiero del Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo.

En esta etapa, la empresa está en conversaciones con la comunidad campesina de Paijan (La Libertad) para definir el pago del alquiler las tierras eriazas para la instalación de los aerogeneradores.

INGRESARÁN 142 MW

obra Perú – Perú Energía Renovable ofreció US$ 65.5 por MW.

En la licitación promovida por Osinergmin, Energía Eólica ofreció US$ 85 por MW para la Central Cipisnique y US$ 87 para la Central Talara, mientras que el Consorcio

El Consorcio Cobra Perú – Perú Energía Renovable construirá la central eólica de Marcona (Ica) de 32 MW de potencia.

Es decir, en los próximos años ingresarán 142 MW al sistema eléctrico nacional a precios competitivos para el mercado, contrariamente a lo que se especulaba que esta energía no era conveniente por los altos precios de generación.

El desarrollo de estas centrales eólicas permitirá contar con una energía limpia, que tendrá un positivo impacto en las poblaciones aledañas a los proyectos.

Este proyecto aprovechará el potencial eólico de la región norte del País para producir energía limpia y renovable, que permitirá afrontar el alza sostenida de la demanda por electricidad del país, en forma responsable con el ambiente. Los precios de la electricidad mediante generación eólica están por debajo de los precios de venta de otras fuentes de energía como el diesel y un poco por encima del gas natural.

En los próximos dos años se construirán en Perú tres parques eólicos que producirán 142 megavatios con turbinas eólicas, cuatro centrales de energía solar fotovoltaica (80 megavatios) y 17 pequeñas centrales hidroeléctricas cada una con menos de 20 MW y que en total hacen 162 MW.

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LA HORA DEL GAS

Promoción de la inversión en generación termoeléctrica

Reserva fría de generación Proinversión está promoviendo una licitación para la concesión del proyecto de nuevas plantas de generación térmicas duales hasta por 800 MW, que operarán como reserva fría de generación.

El proceso se inició en enero de este año y culminará en noviembre próximo.

Con una inversión estimada en El compromiso de los inversionistas es la instalación de plantas térmicas en Talara (200 MW), Trujillo (200 MW) e Ilo (400 MW), cada una con

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Energía&Negocios

15% de tolerancia, explicó Luis Ortigas, Jefe de Proyecto en Asuntos Eléctricos e Hidrocarburos de Proinversión.

en casos de emergencia o para cubrir eventuales restricciones en el abastecimiento eléctrico del sistema”, precisó.

El objetivo de este proceso es entregar en concesión al sector privado el suministro al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), de potencia eléctrica bajo la condición de reserva fría, que estará destinado al servicio público de electricidad.

El plazo de la concesión es de veinte años más el periodo de construcción de la Planta. Luego de cinco años, la empresa inversionista podrá optar por renunciar al sistema de reserva fría e ingresar al servicio regular de suministro de energía eléctrica, pero con un aviso previo de dos años.

Los inversionistas respaldarán su compromiso de suministro mediante la instalación de centrales de generación termoeléctricas duales nuevas por ubicar en el norte (Talara), norte medio (Trujillo) y sur (Ilo) del país. “La reserva fría de generación dará seguridad al abastecimiento continuo de energía eléctrica en el SEIN

El proyecto está incluido en el Decreto de Urgencia N° 121-2009, que le otorga prioridad de ejecución, es decir, agiliza los procedimientos de certificación ambiental, transferencia de terrenos estatales e imposición de servidumbres para su implementación.

LA HORA DEL GAS

Para la calificación de los postores se tomará en cuenta el patrimonio financiero y los activos con los que cuenten.

Para ofertar 230 MW deben contar entre US$30 y 90 millones; para 460 MW entre US$ 45 y 135 millones; y para 460 MW entre US$ 90 y 270 millones. El requisito Técnico es que deberán operar plantas de 100 MW a más.

Objetivo de las Plantas El postor que obtenga la buena Pro deberá proveer el servicio de generación de energía eléctrica en condición de reserva fría, utilizando una o más centrales confiables y ecológicamente seguras.

Deberá asegurarse de proporcionar un funcionamiento continuo, cumpliendo con los límites y tolerancias de las normas ambientales vigentes en el país, considerando entre ellas las que determinan los estándares nacionales de calidad ambiental del aire, niveles de ruidos permitidos, entre otros.

La responsabilidad de la conexión a las subestaciones, con los equipos necesarios para adaptarse a los requerimientos de conexión de las unidades en condición de reserva fría, será del inversionista.

Características de las Plantas En cuanto a la planta, el generador deberá tener capacidad de entregar potencia reactiva al SEIN (factor de potencia máximo de 0,85 inductivo).

mientos Mínimos de Equipamiento para los Sistemas de Protección del SEIN”, del COES y que puede ser revisado por los interesados en su página Web.

Contar con estabilizadores de sistemas de potencia, los cuales serán ajustados para no provocar oscilaciones electromecánicas que afecten la operación del SEIN.

El Inversionista no puede vender potencia

Igualmente, debe disponer de las instalaciones de arranque autónomo (Black-start) y el equipamiento para una eventual operación aislada. El tiempo máximo de arranque y sincronización no debe exceder de sesenta (60) minutos, a partir del llamado inicial del COES. También debe asegurar una capacidad mínima de almacenamiento de combustibles líquidos adecuada para mantener operativa la planta a plena carga durante 10 días.

Las características principales de los equipamientos para los sistemas de protección y subestaciones deben cumplir lo señalado en el documento “Requeri-

El Inversionista no podrá vender potencia ni su energía asociada a miembros del COES o a algún cliente en particular.

Los Ingresos que se adjudique cada concesión serán por potencia, de acuerdo a la oferta que se presente en el proceso de adjudicación, y que involucra todos los costos no considerados en los ingresos por energía; y por energía, de acuerdo a los costos variables establecidos en el contrato.

Al inversionista se le reconocerán los costos por transferencia de energía para cubrir a generadores cuyos retiros superen sus inyecciones: constituidos por los costos variables (combustibles y no combustibles); y los costos de las compensaciones por combustible en arranques y paradas (incluye rampas de carga y descarga), operación a mínima carga y costos variables del Black Start.

Operación de las Plantas Térmicas El Inversionista será responsable del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de la planta térmica; lo que comprenderá todo el equipamiento necesario, incluyendo el suministro del combustible y la conexión al SEIN para inyectar su energía, cuando sea requerida.

Entre los requerimientos técnicos exigidos a las futuras plantas térmicas se les está solicitando una eficiencia térmica mínima de 32%, un factor de potencia máximo de 0.85 inductivo, arranque autónomo, entre otros.

Estas plantas –a partir de la fecha de cierre del proceso de licitación- deben presentar el estudio de impacto ambiental (EIA) en un plazo de 12 meses, obtener el cierre financiero en 14 meses y los equipos para la construcción deben llegar a las obras en un lapso de 20 meses.

Los inversionistas tendrán el compromiso de poner las plantas en operación comercial en máximo 24 meses.

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LA HORA DEL GAS

SAVIA Perú tiene importante potencial de reservas de gas que constituye una oportunidad de desarrollo para el norte del país en generación eléctrica, industria petroquímica, GNV, uso domestico y comercial. “Vemos el futuro con optimismo aportando al crecimiento del Perú”, expresó Nelson Castañeda, representante de la empresa.

SAVIA Perú

aspira ser uno de los mayores productores de crudo

SAVIA Perú es la tercera compañía petrolera del país, con una producción de más de 15,000 barriles de petróleo y gas por día. Para el período 2010 – 2016, la empresa espera invertir US$ 2,500 millones. Actualmente, está presente en seis regiones del país: Piura, Lambayeque, La Libertad, Ancash, Lima e Ica. El área de operación alcanza los 8.6 millones de hectáreas, una de las superficies costa afuera más grande de Sudamérica.

La empresa aspira ser uno de los principales productores de crudo y gas del Perú fortaleciendo su posición en el offshore.

Para eso se ha planteado perforar 47 pozos exploratorios y 443 pozos desarrollo, incrementar el factor de recobro, construir 39 plataformas, mantener la excelencia operacional y reducir el lifting cost.

Entre el 2010 y el 2016 tiene la proyección de crecer a un 20% promedio por año con una inversión total de US$ 2,518 millones. US$ 1,880 millones serán invertidos en la producción de 15,000 BOEPD en el lote Z-2B en Piura y US$ 230 millones en perforación en el Lote Z-33 en Lima.

El potencial gasífero se encuentra en los pozos descubiertos: Esperanza, San Pedro

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Energía&Negocios

Este y San Francisco con recursos potenciales de gas del orden de 1 TCF. Se estima que existen recursos por descubrir del orden de 1.1 TCF en los pozos que próximamente se van a perforar: Santa Teresa, Yasila y Puerto Rico.

SAVIA Perú estima que existen sectores interesados en suministro de gas natural en la costa norte, como los fertilizantes con 110 con un volumen de MMPCFD, las plantas de energía con 35 MMPCFD, las compañías pesqueras con 8 MMPCFD, el gas natural comercial y GNV con 10 MMPCFD. El proyecto del gasoducto San Pedro – Bayovar comprende la interconexión de 4 plataformas (SP2, SF1, SP1A y ES1), con el punto de fiscalización en Punta Lagunas. El monto inversión estimado es de US$ 12 mil.

SAVIA Perú tiene un potencial de recursos de gas de 1 TCF equivalente a una producción promedia de más de 100 millones de pies cúbicos por día durante los próximos 20 años De los cuales, 42 MMPCD se podrían utilizar en la planta de generación eléctrica ciclo simple para generar 200 MW y 84 MMP-

CD en planta de generación eléctrica ciclo combinado (dos turbinas) para generar 591 MW.

Demanda energética del norte El norte del país, tiene una demanda energética promedio de 700 MW y se considera desde Chimbote hasta Tumbes. Tumbes, Piura y Lambayeque en conjunto demanda por 250 MW, La Libertad demanda de 300 MW, Ancash (Chimbote) demanda 150 MW. La región Piura ha recibido por concepto de canon más de US$ 400 millones entre el 2006 y el 2009. De este monto, 45% corresponde a la actividad de SAVIA Perú en la región.

Piura es reconocida como una región productora de hidrocarburos: petróleo y gas natural. Por la explotación de estos recursos, recibe un canon petrolero, que equivale al 10% en función del volumen y precio del petróleo, entre otros. Savia aporta el 45.40% en la distribución del canon piurano. Entre el 2005 y 2009 se ha realizado el pago por más de US$ 303 millones en impuestos y retribuciones al Estado según corresponde por ley.

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LA HORA DEL GAS

Con petroquímica

Pisco se convertirá en un polo de desarrollo El proyecto de la empresa Nitratos del Perú está orientado a la fabricación a partir del gas natural de amoníaco y nitrato de amonio, para su comercialización en el mercado interno y cuyos excedentes -en el caso del primero- podrán ser vendidos para otras industrias locales o exportados.

De esa manera, Nitratos del Perú busca garantizar el abastecimiento del producto en el mercado local. Además, este proyecto dará valor agregado al gas natural y creará fuentes de trabajo para más peruanos.

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El amoníaco es usado para fabricar urea, ácido nítrico, nitrato de amonio, productos de limpieza domésticos, en la fabricación de hielo, en máquinas frigoríficas, entre otros.

El nitrato de amonio es usado como materia prima en la fabricación de agentes de voladura los cuales se emplean en las actividades mineras así como en grandes obras de infraestructura. También es usado como fertilizante en la agricultura.

Este es un proyecto que cuenta con una base sólida con financiamiento pre-acordado cuyo monto de inversión se estima en US$ 650 millones. Esta inversión permitirá al Estado (Gobierno Central y Regional) recaudar durante la operación, ingresos superiores a los US$ 100 millones al año, por impuesto a la renta, regalías e IGV.

“El plazo de construcción de 36 meses, relativamente corto, se debe a la utilización de ingeniería e información técnica de dos plantas similares desarrolladas por uno de los socios”, detalló Pedro Calmell gerente de Nitratos del Perú.

Uno de los principales beneficios del proyecto será la generación de empleo en la etapa de construcción de aproximadamente 1,600 puestos de trabajo directos y 4,800 puestos de trabajo indirectos.

En la etapa de operación, se generarían 400 puestos de trabajo directo y alrededor de 1,200 indirectos.

Palanca de Desarrollo Pedro Calmell destacó que este proyecto constituye una importante palanca de desarrollo para la región. Por una parte, es un hecho que Pisco se

convertirá en la primera zona geográfica con Industria Petroquímica del país y por otro lado, será una garantía de la independencia de nuestro país de las grandes transnacionales, al sustituir el 100% de las importaciones de nitrato de amonio por producción local.

El Proyecto se ubicará en el sector industrial del distrito de Paracas, provincia de Pisco, Región Ica, en la zona de amortiguamiento de la RNP; en un terreno de 1,200 hectáreas aproximadamente de propiedad del grupo Brescia.

Los criterios para la localización del proyecto se han basado en el pronunciamiento técnico favorable del SERNANP y las condiciones logísticas apropiadas como el acceso a gas, contar con un puerto para descarga de equipos y la cercanía a la Panamericana Sur. Además, en el entorno se encuentra con un entorno apropiado como colegios, servicios de salud, alojamiento, ambientes recreativos y servicios varios.

Cronograma Según el cronograma del proyecto Nitratos del Perú, la etapa de pre construcción, el EIA y permisos se efectuarán entre 2008 y 2010, mientras que la construcción y entrega a operación se estima sería entre el 2011 y el segundo trimestre del 2013.

“Este es un proyecto moderno, eficiente técnicamente en el uso del gas, ambientalmente correcto y de operación segura, generador de empleo para la Región, Muy importante en ingresos para el Estado y la Región y una oportunidad para construir un modelo de relación sana y sostenible con la comunidad”, destacó.

“Este es un proyecto que cuenta con una base sólida con financiamiento pre-acordado cuyo monto de inversión se estima en US$ 650 millones”

En esta zona industrial se ubican también las Plantas de Pluspetrol, Aceros Arequipa, FUNSUR y las Pesqueras. Calmell destacó que Pisco ha sido declarada zona geográfica determinada para el desarrollo de la industria petroquímica.

El ejecutivo de la empresa resaltó que Nitratos del Perú gestionará ante los municipios de Pisco y Paracas, ministerios de Energía y Minas, Ambiente, Producción, Transporte y Comunicaciones, Salud, Defensa, Educación y otras entidades públicas como OSINERGMIN, las autorizaciones de operación conforme a ley.

Actualmente la empresa cuenta con la Compatibilidad del Proyecto con la Zona de Amortiguamiento de la Reserva Nacional de Paracas (Oficio 317-2009 – SERNANP). Igualmente, el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) se encuentra en pleno proceso de evaluación por parte del Ministerio de Energía y Minas y el SERNANP. A la fecha, la empresa ha concluido su Plan de Participación Ciudadana del EIA, con tres Talleres Informativos en Paracas y otros tres en San Andrés, así como la Audiencia Pública llevada a cabo el 18 de marzo del 2010.

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ELECTROSUR 25 AÑOS

Electrosur cumple Bodas de Plata

Construyendo una gestión empresarial exitosa En los últimos años el Directorio de Electrosur ha diseñado políticas de racionalización y control de gastos, que aunadas a un plan de inversiones sostenido y en crecimiento, han permitido incrementar paulatinamente los resultados económicos.

Técnicamente, los resultados de cobertura eléctrica así lo confirman.

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Energía&Negocios

Si comparamos el coeficiente de electrificación de la empresa con los registrados en otros departamentos del país, los resultados llaman la atención.

De acuerdo a la Dirección de Promoción y Estudios, Oficina de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), Lima y Callao tienen el más alto coeficiente, con 99,2 por ciento.

Sin embargo, en segundo lugar se encuentra Tacna con 97,6 por ciento. En tercer y cuarto lugar están Arequipa e Ica, siendo Moquegua el quinto lugar con 87 por ciento. Esto demuestra el compromiso por brindar un servicio a más peruanos, llegando a diferentes

pueblos y ciudades. Ligado al coeficiente de electrificación se encuentra el Índice de competitividad regional, elaborado por el Consejo Nacional de Competitividad, en cuyas estadísticas aparecen Tacna y Moquegua en los lugares segundo y quinto, de 24 departamentos del Perú.

Si consideramos que los principales determinantes de la competitividad económica son el soporte de infraestructura generada por el Estado, el cual apoya los sistemas productivos y el clima favorable para la inversión productiva, podemos apreciar el compromiso de Electrosur en su zona de concesión, ya que la infraestructura

ELECTROSUR 25 AÑOS

eléctrica con la que cuenta permite que ambos departamentos encabecen los primeros lugares de competitividad a nivel nacional, ya que ha contribuido a elevar la calidad de vida de la población y por ende permite el establecimiento y desarrollo del sector comercial así como la generación de nuevas industrias en el sector pesquero y minero.

Resultados en energía En cuanto a las ventas anuales de energía, en 1985 la empresa inició sus operaciones con 124 mil 162 megavatios, y en la actualidad la cifra supera los 280 mil megavatios. En estos 25 años las ventas se elevaron hasta el 125 por ciento.

Con respecto a las pérdidas de energía, la empresa descendió de un abultado 24,9 por ciento –casi la cuarta parte de la energía adquirida a las generadoras no generaban ingresos económicos– a 7,6 por ciento en la actualidad, siendo esta cifra una de las menores en relación a las otras empresas distribuidoras y comercializadoras de electricidad.

Cuando Electrosur empezó en 1985, contaba con 28 mil 330 clientes; al cumplir 25 años, atiende a más de 123 mil clientes, lo que representa un incremento del 334 por ciento. Este crecimiento exponencial demuestra que la empresa estuvo siempre atenta a las necesidades y requerimientos de energía de la población.

El número de trabajadores que tuvo la empresa al iniciar su gestión fue de 459 empleados, entre administrativos y técnicos. Actualmente la cifra de colaboradores de la entidad no supera las 162 personas, brindando un servicio con menor cantidad de energía perdida y un mayor coeficiente de electrificación.

Obras de Electrificación en Pampas de Viñani En las Pampas de Viñani, dentro de poco los niños no tendrán que estudiar con velas o candiles por las noches.

Los negocios empezarán a crecer y las oportunidades de progreso y desarrollo serán una realidad tangible.

Con una inversión superior a los 11 millones 302 mil nuevos soles, financiado por Electrosur y el MINEM, los vecinos de las etapas I, II, III y IV de las Pampas de Viñani contarán en el corto plazo con un servicio eléctrico confiable y continuo, mejorando su calidad de vida.

Se estima que la empresa Electrosur beneficiará a más de 8 mil 200 familias con la ampliación de redes primarias y subestaciones de distribución eléctricas.

El Proyecto “Electrificación de la Zona Sur de Tacna”, próximo a culminar, comprende dos etapas: en la primera se realizará el reforzamiento y ampliación de las redes primarias en las cuatro etapas de Viñani. Trabajos que incluyen la instalación de dos nuevos alimentadores, con conductor de aleación de aluminio.

Asimismo, se colocarán postes de concreto armado de cemento con una altura estimada de 13 a 15 metros, aisladores poliméricos tipo pin y suspensión.

A los cuales se suman los reconectadores automáticos de media tensión, seccionadores y bancos de condensadores. Para esta primera etapa de la obra, el presupuesto supera los 4 millones 273 mil nuevos soles.

La segunda etapa comprende la ampliación de la capacidad instalada de la Subestación Tacna, con la finalidad de garantizar la oferta de energía en Viñani, jurisdicción del distrito Gregorio Albarracín Lanchipa.

Cabe precisar que la S.E. Tacna se encuentra ubicada en el sector de Para, en el Cercado de Tacna, y hasta donde llega la línea de 66 kilovoltios procedente de la S.E. Los Héroes, para así unirse a las líneas de transmisión del Sistema Interconectado Nacional.

Patio de llaves de S.E. Tacna

En esta subestación se ha previsto la instalación de un transformador de potencia de 25 MVA, en relación 66/10.5/10 kV; incluyendo la adquisición de tableros de control, protección y mando en 66 y 10.5 kV. Allí se realizarán trabajos de montaje, obras civiles y la puesta en servicio, que requerirán suministros electrónicos adicionales.

La ampliación de la Subestación Tacna se completará con el suministro, montaje, obras civiles y puesta en servicio de las celdas de llegada, salida y servicios auxiliares.

La ejecución de la segunda etapa tiene un tiempo estimado de 180 días y la inversión total del Proyecto “Electrificación de la Zona Sur de Tacna” alcanzaría los 11 millones 302 mil nuevos soles.

“Cuando Electrosur empezó en 1985, contaba con 28 mil 330 clientes.

Al cumplir 25 años, atiende a más de 123 mil clientes, lo que representa un incremento del 334 por ciento”

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V CEDELEF TACNA 2O1O

V Convención de Empresas Distribuidoras Eléctricas - FONAFE

V CEDELEF TACNA 2O1O

Con el objetivo de propiciar el intercambio de experiencias y conocimientos sobre los diferentes aspectos de gestión de las empresas distribuidoras eléctricas en nuestro país, la quinta versión de la Convención de Empresas Distribuidoras Eléctricas (FONAFE) - V CEDELEF, se llevará a cabo los días 16. 17 y 18 de septiembre en la ciudad de Tacna. En esta oportunidad, su organización está a cargo de la empresa Electrosur S.A.

nuevas tendencias en gestión y tecnología. De esa manera, se podrá ampliar la perspectiva de los asistentes hacia una mejor calidad de servicio para sus clientes, las nuevas tecnologías y los procesos innovadores que representan la evolución de la industria eléctrica nacional.

La Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad – ELECTROSUR desarrolla actividades de distribución y comercialización de energía eléctrica en los departamentos de Tacna y Moquegua. Cabe resaltar que este año la empresa organizadora está celebrando 25 años de vida institucional. Por consiguiente, el V CEDELEF es la coronación de un año de celebraciones y festejos de esta empresa del sur del país.

El V CEDELEF brindará el marco apropiado para que las empresas expongan sus logros en el campo de la distribución de energía eléctrica, debatan los problemas comunes, propongan alternativas de solución, y lo más importante, promuevan el debate sobre estos temas entre los altos directivos y profesionales de las empresas y las autoridades del sector.

Este importante evento del sector eléctrico contará con la participación de directivos, autoridades, funcionarios, profesionales y técnicos de las empresas eléctricas y de la industria eléctrica nacional e internacional. Asimismo, renombrados expositores y panelistas nacionales e internacionales abordarán la problemática común de las empresas del sector y las

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En forma paralela, se desarrollará una Expo Feria, donde se exhibirán diferentes productos, equipos y desarrollos de tecnologías de información y comunicaciones de las principales empresas de la industria mundial.

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Igualmente, un espacio será dedicado a un ciclo de exposiciones y conferencias técnicas sobre los avances de la industria y la tecnología en el campo de la energía eléctrica a nivel nacional.

Historia Las Convenciones de Empresas de Distribución Eléctrica de FONAFE se iniciaron en el año 2004, a raíz de la necesidad de las empresas del sector público, de analizar temas de interés común que, en ese momento, significaban riesgos para el óptimo cumplimiento de la gestión empresarial; así como intercambiar experiencias sobre su buen desempeño.

La primera convención fue promovida y organizada por Electro Sur Este S.A.A. con gran acogida a nivel nacional. Los presidentes de directorio que asistieron a dicho evento acordaron institucionalizar las CEDELEF como un evento anual que reúna a los directivos y principales ejecutivos de las empresas para analizar temas de coyuntura. De esa manera, a través de esta reunión se podrían efectuar recomendaciones y adoptar acuerdos para mejorar la gestión empresarial y la calidad del servicio que prestan las empresas a sus clientes y en general a todos los usuarios del servicio eléctrico.

La primera Convención de CEDELEF se realizó en la ciudad de Cusco, los días 11 y 12 de noviembre de 2004; con la asistencia de 190 personas. En dicha oportunidad, participaron representantes de las empresas de distribución eléctrica, FONAFE, Ministerio de Energía y Minas (MINEM), OSINERGMIN, entre otros y se abordaron temas sobre regulación tarifaria, alumbrado público, compra de energía y potencia, distancias mínimas de seguridad, reducción y control de pérdidas de energía.

La segunda versión fue organizada por Hidrandina S.A. y se efectuó los días 24 y 25 de noviembre de 2005, en la ciudad de Trujillo. Se contó con la asistencia de 150 personas. En dicha oportunidad, participaron representantes de las Empresas de Distribución Eléctrica, FONAFE, MINEM, OSINERGMIN, Ministerio de Economía y Finanzas y de la Contraloría General de la República. Los temas trataron sobre el efecto de las interrupciones del servicio eléctrico, los retos de las operaciones comerciales en el negocio eléctrico, desarrollo de proyectos de in-

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versión en distribución eléctrica y fuentes de financiamiento, electrificación rural y desarrollo, a cargo de las empresas de distribución eléctrica. También se efectuaron dos conferencias magistrales sobre las modificaciones a la Ley de Concesiones Eléctricas e impacto en las empresas de distribución eléctrica y sobre la evolución del negocio de la distribución eléctrica.

La tercera Convención de CEDELEF fue organizada por SEAL y se llevó a cabo en la ciudad de Arequipa, los días 23, 24 y 25 de noviembre de 2006, habiendo asistido 131 personas. En dicha oportunidad, participaron representantes de las Empresas de Distribución Eléctrica, FONAFE, ELECTRO PERU y OSINERGMIN. Se contó con exposiciones sobre la compra de energía y potencia y modificaciones a la normativa del sector, impacto de la Ley de Electrificación Rural, financiamiento a mediano plazo, establecimiento de

políticas financieras y contables e impacto cuantitativo de las sanciones del OSINERGMIN en los estados financieros, entre otros. Asimismo, dos exposiciones magistrales a cargo de expertos internacionales trataron sobre la calidad del servicio eléctrico y las tendencias internacionales del negocio de distribución eléctrica.

La cuarta y anterior Convención de CEDELEF fue organizada por Electronorte S.A. en la ciudad de Chiclayo entre el 2 y 4 de octubre de 2008. En dicha oportunidad, participaron representantes de las empresas de distribución eléctrica, FONAFE, OSINERGMIN y los temas revisaron aspectos normativos, inversiones, mejora de procesos y aplicaciones tecnológicas y conferencias internacionales. Las conclusiones y el estado de avance de los acuerdos tomados en esta convención serán tratados en la primera sesión del V CEDELEF a realizarse en Tacna.

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AU TO M AT I O N P E R U 2 0 1 0

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MOTOREX S.A.

PROCETRADI S.A.C.

GLOBAL CONTROL AUTOMATION S.R.L.

ABB S.A.

FESTO S.R.L.

ENVIRONMENTAL S.A.

AU TO M AT I O N P E R U 2 0 1 0

LOGYTEC S.R.L.

VALVULAS INDUSTRIALES S.A.

MARPATECH S.A.C.

SOCIEDAD INDUCONTROL INGENIERIA S.A.C.

IMGEPRO S.A.C.

MEGABRAS (BRASIL)

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EXPOFRIO 2010

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VENTVEN

FRIO IMPORTACIONES S.A.C.

GRUPO UEZU

SICREA S.A.C.

CORPORACION Z1 S.A.C.

ACS REFRIGERACION S.A.C.

EXPOFRIO 2010

HI-TECH REFRIGERACION S.A.

FRIOTECNIA INGENIEROS S.R.L.

CORPORACION TERMODINAMICA S.A.

CLIMASTORE

MARCO PERUANA S.A.

AB IMPORTACIONES INDUSTRIALES S.A.C.

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Te c n o l o g í a

Uso del hidrógeno como

una nueva forma de

acumular electricidad

por ejemplo, cuando hay que desconectar un parque eólico en un día de mucho viento porque en ese momento no hay demanda para la electricidad que genera.

“Gracias al hidrógeno podemos pasar la energía solar a la noche o la de un día de viento a otro día en el que no lo hay”, apunta. Y a más largo plazo, el director de este centro de investigación, ubicado en Puertollano (Ciudad Real), cree que el hidrógeno será “el único vector” de energía que exista en los transportes cuando dejen de utilizarse los combustibles fósiles.

Tecnologías del futuro

Prototipo de auto que utiliza hidrógeno como combustible

El futuro del aprovechamiento energético del hidrógeno está ligado al almacenamiento de electricidad de todo tipo de fuentes, pero, sobre todo, a resolver el problema que tienen los parques eólicos y las centrales de energía solar de intermitencia en la producción.

Así lo señaló en la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP) de España, el director del Centro Nacional de Experimentación en Tecnologías del Hidrógeno y las Pilas de Combustible (CNH2), Manuel Montes, durante su intervención en un curso sobre los retos de la producción de energía para un desarrollo sostenible.

Manuel Montes ha remarcado que el hidrógeno, un elemento abundante en la naturaleza, “no es un recurso energético, sino un almacén energético”, por lo que no se puede pensar en él como sustituto de ninguna de las fuentes de energía que hoy se utilizan.

Sin embargo, sí se puede aprovechar su capacidad de almacenamiento para convertirlo en una nueva forma de acumular electricidad, como demuestran las pilas de combustible que existen desde hace años y que ya se han probado en automóviles.

El director del CHN2 piensa a mayor escala y asegura que el hidrógeno puede ser la solución al problema que ocasiona a todo tipo de centrales eléctricas la necesidad de apagarse y encenderse, de funcionar a más o menos rendimiento en función de la demanda de energía que exista en ese momento, con lo que sus sistemas “sufren”.

Pero sobre todo, vislumbra al hidrógeno un futuro ligado a las energías renovables, a resolver uno de su problema de intermitencia: el desperdicio de energía que se produce,

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En el mismo seminario, el director del área de energía del Instituto Madrileño de Estudios Avanzados (IMDEA), David Pedro Serrano, ha resaltado el potencial de futuro de tres tecnologías: la del hidrógeno, los biocombustibles fabricados con algas o cultivos no alimentarios y el reciclaje de dióxido de carbono (CO2). Respecto a este último, Serrano ha explicado que se está ensayando tecnología que va más allá de capturar el CO2 que emiten otros combustibles para almacenarlo, sin más, de forma que no se libere a la atmósfera.

Esta tecnología, ha añadido, busca convertir el CO2 en un nuevo recurso imitando la fotosíntesis que realizan de forma natural las plantas y utilizando, como ellas, la luz solar.

Este representante del IMDEA ha pedido además que las apuestas de las administraciones por este tipo de tecnologías sean prolongadas, porque su desarrollo necesita habitualmente de 15 a 20 años de trabajo, y que no respondan a “modas” que cambian cada dos años.

En el caso del transporte, ha explicado, la moda del momento son los coches eléctricos, pero antes lo fueron las pilas de combustible y, más recientemente, los biocombustibles. EFECantabria.

“Se puede aprovechar la capacidad de almacenamiento del hidrógeno para convertirlo en una nueva forma de acumular electricidad, como demuestran las pilas de combustible que existen desde hace años y que ya se han probado en automóviles”

Tecnolog ía

Cámaras termográficas para el mantenimiento predictivo industrial

Por mucho tiempo la termografía infrarroja fue una de esas tecnologías con muchas promesas pero con poca implementación práctica. Teóricamente los técnicos podían usar las cámaras termográficas para examinar rápidamente sus instalaciones en busca de un inusual calentamiento, almacenar las imágenes patrones del principal equipamiento y luego repetir regularmente el barrido para un mantenimiento preventivo rápido y efectivo.

En realidad, implementar una rutina regular de inspección termográfica requería de contratar expertos para operar sofisticadas cámaras termográficas e invertir hasta US$ 70,000 en hardware, accesorios, software y entrenamiento. La pregunta es: ¿qué ha cambiado? Casi todo.

¿Qué es la termografía infrarroja y como ha evolucionado?

En el corazón de la termografía infrarroja está un arreglo de planos focales (FPA en inglés) con miles de píxeles o detectores individuales de energía infrarroja ordenados, en un rectángulo encima de un circuito integrado.

Este circuito captura la “señal infrarroja” y procesa los datos mostrando una imagen térmica bidimensional en una pantalla LCD o dispositivo similar. Los tamaños comunes de los arreglos incluyen 160X120, 320X240 y aún 640X480 píxeles (a menudo usados en aplicaciones militares y en investigación y desarrollo).

Inicialmente las cámaras termográficas fueron diseñadas para cumplir con requerimientos de performance y especificaciones muy extremas para uso militar y de investigación.

Por ejemplo: los detectores infrarrojos producidos a inicios del año 1990 podían medir en forma precisa diferencias de temperatura absolutas de 0.05 Cº, para hacer ello requerían una estabilización a una temperatura de referencia muy fría usando nitrógeno líquido o algún otro agente de enfriamiento.

Este requerimiento hizo a esta tecnología embarazosa y muy costosa.

Los detectores del presente son también enfriados pero a temperaturas más altas que en el pasado y con solamente un dispositivo pequeño de refrigeración termoeléctrica.

Algunos detectores hoy pueden medir temperatura en forma precisa sin necesidad de refrigeración.

Otros avances en la tecnología y la creciente demanda en el mercado han reducido los costos de los componentes críticos y como resultado los precios de las cámaras termográficas.

Algunos fabricantes como Fluke Corporation han hecho que las cámaras termográficas sean más fáciles de operar para los electricistas y mecánicos de mantenimiento.

¿Por qué usar la termografía infrarroja como parte de un mantenimiento predictivo?

Cuando los sistemas operativos críticos inesperadamente fallan, inevitablemente incrementan los costos, requieren el reubicamiento de equipos y materiales, reducen la productividad y si no son corregidos amenazan la rentabilidad.

De acuerdo a R. Keith Mobley, autor de Una Introducción al Mantenimiento Predictivo, eliminar las reparaciones no programadas o innecesarias permitiría a los fabricantes, empresas de procesos o empresas de generación reducir la necesidad de mantenimiento correctivo hasta en un 90% en un plazo de 5 años.

Ya que el calor es a menudo un síntoma temprano de daño o malfuncionamiento, su monitoreo es clave en programas de mantenimiento predictivo (PdM).

El uso de cámaras termográficas y otras tecnologías de inspección para monitorear el calor como parte de un programa PdM, puede ayudar a mitigar el impacto de, o aún prevenir, sistemas electromecánicos propensos a fallar. Mantener las líneas de producción en funcionamiento constante maximiza la eficiencia que guía al incremento de la productividad.

Notas de aplicación de Fluke y Ferrier S.A.

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Te c n o l o g í a Análisis de Falla de un Transformador de Potencia de 30 MVA

Técnicas de diagnóstico de estado de transformadores

En agosto del 2002, un transformador de potencia nuevo de 30 MVA, 138/27 kV, instalado en una planta de generación, falló en servicio al recibir una falla a través de sus devanados, como consecuencia de la energización fuera de sincronismo de un generador. En este artículo se muestra la correlación entre las diferentes pruebas de diagnósticos realizadas a raíz de la falla, culminando con la decisión de enviar el transformador a un taller especializado para reparaciones mayores.

El transformador fue comisionado en julio del 2002 y puesto en servicio en agosto del mismo año, en la red energética de Florida. La aplicación del transformador era de salida de máquina, conocido en inglés como “Generator Step-up Transformer, GSU”. Al momento de incorporarlo a la red, el generador asociado estaba fuera de sincronismo y provocó una falla a través de los devanados del transformador.

Aparentemente, algunas de las protecciones no estaban en servicio o habían sido desactivadas durante el comisionamiento del transformador, de manera que al energizar el transformador, el interruptor por el lado de 27 kV (proveniente del generador fuera de sincronismo) operó, pero el interruptor por el lado de 138 kV permaneció cerrado y el transformador estuvo energizado por este lado por aproximadamente dos horas más.

El pequeño aumento en capacitancia entre las dos pruebas no representa un punto de alarma y se considera normal.

Tabla 2. Pruebas de Factor de Potencia (%)

Tabla 3. Gases Disueltos en Aceite Dieléctrico

INVESTIGACIÓN DE LA FALLA

Las concentraciones de gases combustibles obtenidas para esta muestra de aceite analizada al día siguiente de la falla indican serios problemas de deterioro y estrés eléctrico del sistema de aislamiento. Para efectos prácticos, con estos resultados es suficiente para tomar la decisión de no energizar el transformador hasta que sea investigado y reparado, pero el dueño del transformador prefirió proseguir con todas las pruebas de rigor.

Lo que permitiría estudiar la correlación entre todas las pruebas realizadas.

Al siguiente día, se solicitó la intervención del contratista que había comisionado el transformador para proseguir la investigación con pruebas eléctricas. Este contratista solicitó soporte de Doble Engineering para profundizar en la investigación. Los resultados de las pruebas hechas y su comparación con los resultados de las pruebas de comisionamiento se detallan en las siguientes secciones.

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El cambio drástico en factor de potencia para el aislamiento CHL entre las dos pruebas (180%) representa un problema de contaminación aguda dado que apenas hay tres semanas entre las dos pruebas. Así mismo se llevó a cabo un análisis cromatográfico de gases combustibles disueltos en el aceite dieléctrico. Antes de comisionar este transformador se habían analizado muestras del aceite dieléctrico y todos los resultados eran aceptables, con concentraciones de gases combustibles muy bajas (apenas medibles).

El transformador sufrió calentamiento excesivo y deformación del tanque por haber permanecido todo ese tiempo en servicio después de la falla. El personal de la planta lo removió de servicio manualmente al notar que estaba sumamente caliente y emitía un ruido sospechoso.

La investigación inicial hecha por el personal de la planta indicaba que la temperatura del transformador alcanzó 248 ºC (medida con un termómetro laser) y se observaba decoloración y abultamiento en un lado del tanque (opuesto al conservador de aceite). Justo antes de desenergizarlo, se escuchaba un ruido sospechoso.

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2.1. Pruebas de Capacitancia y Factor de Potencia: Tabla 1. Pruebas de Capacitancia (pF)

2.3. Pruebas de Corriente de Excitación Tabla 4. Pruebas de Corriente de Excitación (mA)

Tecnología Se observó un aumento en las corrientes de excitación, pero esto puede deberse a magnetismo residual del núcleo. Es posible que estos resultados indiquen un problema en la fase B (H1-H2) donde se observó un cambio más significativo (casi 20%), pero los resultados se consideran inconclusivos porque se observa un patrón aceptable entre las tres fases, dos lecturas similares y más altas en las fases exteriores y un resultado menor en la fase del medio.

2.4. Pruebas de Reactancia de Dispersión Para las pruebas de reactancia de dispersión existen dos procedimientos distintos: Equivalente Trifásico y Prueba Por Fase. Utilizando el procedimiento de Equivalente Trifásico se puede establecer una comparación contra el valor estampado en la placa del transformador, pero si esta prueba no es conclusiva, se recomienda realizar las Pruebas Por Fase para confirmar o desmentir los resultados de la prueba Equivalente Trifásica. Ninguna de estas pruebas fueron realizadas durante el comisionamiento del transformador.

Tabla 5. Reactancia de Dispersión – Equivalente Trifásico

Al analizar resultados de reactancia de dispersión por el método Equivalente Trifásico, si se obtienen resultados dentro del 3% de diferencia contra placa, se considera que no existe deformación en el transformador. Obviamente, en este caso era evidente que existía una deformación mecánica excesiva y no tolerable.

Tabla 6. Reactancia de Dispersión – Por Fase

Estos resultados indican una variación muy significativa en la fase A (H3-H1), lo que representa una deformación mecánica excesiva y no tolerable. Los cambios en las otras dos fases son menores, que indican una deformación menor en esas fases. Con el propósito de experimentar con la técnica de investigación de deformaciones, se realizaron varias pruebas de análisis de respuesta al barrido de frecuencias, conocida también por su nombre en inglés “Sweep Frequency Response Analysis o SFRA”.

Se observan cambios marcados en la respuesta de la fase A (X1-X0, curva de color blanco en la gráfica), lo que confirma los resultados obtenidos en las pruebas de reactancia de dispersión. En los resultados SFRA por el lado de 138 kV se observan unas divergencias en la fase B, pero en muchas ocasiones se obtienen resultados con estas características en transformadores conectados en delta, por lo que no se puede concluir que haya deformación en esta fase basado en esta prueba.

En la Figura 3 se muestran los resultados de SFRA cuando se puso en corto circuito ellado de bajo voltaje (27 kV) y se probó desde el lado de alto voltaje (138 kV). En esta prueba se observa claramente la desviación en la fase A (H3-H1, curva de color blanco en la gráfica), confirmando una vez más que esta fase sufrió la mayor deformación mecánica.

En general, las pruebas de SFRA indican deformación o distorsión de la fase A, especialmente por el lado de bajo voltaje.

Deformaciones menores pueden haber ocurrido en las otras dos fases, o simplemente, la deformación en la fase A puede haber hecho eco en las otras dos fases.

2.6. Pruebas de Razón de Transformación (TTR) En el Apendice 1 se muestran los resultados de las pruebas de Razón de Transformación, conocidas por su nombre en inglés como “Turn-to-Turn Ratio o TTR”. Aunque estas pruebas no indicaron un problema definitivo, se observó una variación en la fase B (H1-H2) al comparar las pruebas antes y después de la falla y al comparar los resultados de esta fase con las otras dos fases.

2.6. Inspección Interna Luego de una reunión con el dueño del transformador para discutir estos resultados, se determinó hacer una inspección interna.

Un contratista se encargó de extraer el aceite y purgar el transformador con aire seco y se realizó la inspección interna.

Se encontraron escombros por todo el transformador en forma de pequeñas piezas de aislamiento sólido quemados, generalmente de menos de 0.25 pulgadas de largo, con una mayor concentración de escombros alrededor del elemento interno tipo serie, que está inmediatamente adyacente al área que por fuera mostraba el descoloramiento en la pintura y la abolladura del tanque. El interior del transformador tenía el característico olor a aceite quemado.

El embobinado principal y el elemento tipo serie no mostraban señas obvias de movimiento o daño físico, pero una de las conexiones del embobinado principal al elemento tipo serie mostraba deterioro sustancial con pérdida de papel aislante y exposición del conductor de cobre.

CONCLUSIONES Con las pruebas realizadas se estableció que el transformador no podía ser puesto en servicio en esas condiciones y se confirmó la necesidad de enviar el transformador a un taller de reparación porque los trabajos para devolverlo a condición operacional no podían ser ejecutados en campo.

Se recomendó hacer una inspección más detallada una vez que la parte activa se haya desencubado, pruebas de Grado de Polimerización al aislamiento sólido para determinar con certeza su vida útil, evaluar la condición estructural del tanque del transformador por si necesitaba reparaciones, un estudio de las causas de la falla y que se tomen las medidas en el sistema de protección para prevenir este tipo de fallas en el futuro; y se demostró la importancia de las pruebas de comisionamiento como punto de referencia para la evaluación de equipos de alto voltaje.

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Te c n o l o gí a

Importancia

de los Implementos de Seguridad Eléctricos Al trabajar con altas tensiones las empresas eléctricas deben llevar con rigurosidad los procesos de instalación y manejo de líneas energizadas, procurando que sus trabajadores utilicen los equipos de protección personal adecuados y debidamente certificados.

El trabajo con electricidad es catalogado como uno de los más peligrosos, por lo que es imprescindible el cumplimiento de lo antes señalado.

Protecciones básicas Toda instalación eléctrica debe estar dotada de una serie de protecciones que la hagan segura, tanto desde el punto de vista de los conductores y los aparatos aéreos conectados, como de las personas que han de trabajar con ellas.

La principal importancia de los elementos de seguridad eléctricos es proteger a los trabajadores de los posibles accidentes. Entendiéndose como accidente a todo hecho no deseado que interrumpe un proceso normal de trabajo y que causa lesiones o pérdida de bienes materiales.

El empleador deberá proporcionar a sus trabajadores, libres de costo, los elementos de protección personal adecuados al riesgo a cubrir y el adiestramiento necesario para su correcto empleo, debiendo, además mantenerlos en perfecto estado de funcionamiento. Por su parte, el trabajador deberá usarlos en forma permanente mientras se encuentre expuesto al riesgo. Los dispositivos de seguridad eléctricos se entienden sobre la base de la necesidad de instalar e intervenir en las líneas de alta, media y baja tensión, de manera de poder extenderlas o mantenerlas en buen estado.

Es así, como con estos dispositivos los trabajadores pueden desempeñarse en su labor con confianza, reduciendo el tiempo de exposición a la electricidad, y maximizando su rendimiento, manteniéndose enfocado hacia un trabajo minucioso y eficaz.

De lo anterior, podemos deducir que un trabajo seguro significa una mayor productividad y un mejor servicio, dado que aleja al trabajador de preocupaciones centrándolo en un buen desempeño de su labor.

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Existen muchos tipos de protecciones que pueden hacer una instalación eléctrica completamente segura ante cualquier contingencia, pero hay tres que deben usarse en todo tipo de instalación: de alumbrado, domésticas, de fuerza, redes de distribución, circuitos auxiliares, etc., ya sean de alta o baja tensión.

Protección contra cortocircuitos: Es la unión de dos conductores o partes de un circuito eléctrico, con una diferencia de potencial o tensión entre sí, sin ninguna impedancia eléctrica entre ellos.

Este defecto, según la Ley de Ohm, al ser la impedancia cero hace que la intensidad tienda a infinito, con lo cual peligra la integridad de conductores y máquinas por el calor generado por dicha intensidad, debido al efecto Joule.

En la práctica la intensidad producida por un cortocircuito siempre queda amortiguada por la resistencia de los propios conductores, que aunque muy pequeña, nunca es cero.

Los dispositivos más empleados para la protección contra cortocircuitos son los interruptores automáticos magnetotérmicos, que se usan en las instalaciones domiciliarias e industriales, pero también existen los fusibles calibrados:

Protección contra sobrecargas: Se entiende por sobrecarga el exceso de intensidad en un circuito, debido a un efecto de aislamiento, o bien a una avería o demanda excesiva de carga de la máquina conectada a un motor eléctrico.

Tecnología

La sobrecarga debe de protegerse ya que pueden dar lugar a la destrucción total de los aislamientos de una red, de un motor de cualquier otro aparato eléctrico conectado a ella.

Una sobrecarga no protegida degenera siempre en un cortocircuito.

Si el conductor neutro tiene la misma sección que las fases, la protección contra sobrecargas se hará con un dispositivo que proteja solamente las fases; por el contrario, si la sección del conductor neutro es inferior a la de las fases, el dispositivo de protección habrá de controlar también la corriente del neutro.

Además debe colocarse una protección para cada circuito derivado de otro principal.

Los dispositivos más usados para la protección contra sobrecargas son los fusibles calibrados, interruptores automáticos magneto térmicos y los relés térmicos.

Sistemas de protección contra electrocución: Frente a los peligros de la corriente eléctrica, la seguridad de las personas ha de estar fundamentada en que nunca puedan estar sometidas involuntariamente a una tensión peligrosa.

Por tal motivo, para la protección contra electrocución deben de ponerse los medios necesarios para que esto nunca ocurra.

Clase A: Esta clase consiste en tomar medidas que eviten el riesgo en todo momento de tocar partes en tensión o susceptibles de estarlo; las medidas a tomar pueden ser la separación de circuitos, el empleo de pequeñas tensiones de seguridad (50,

24 ó 15 V), la separación entre partes con tensión y masas metálicas por medio de aisla¬mientos o la inaccesibilidad simultánea entre conductores y masas.

Clase B: Este sistema es el más empleado, tanto en instalaciones domésticas como industriales; consiste en la puesta a tierra de las masas, asociada a un disposi¬tivo de corte automático (relé o controlador de aislamiento) que desconecte la insta¬lación defectuosa.

La puesta a tierra de las masas o la unión eléctrica entre todas las masas metálicas de una instalación y un electrodo de unión con tierra, que suele ser generalmente una placa, una pica de cobre o hierro galvanizado, un conductor de cobre desnudo (o un conjunto, con varios de ellos), enterrados en el suelo con el fin de conseguir una perfecta unión eléctrica entre masas y tierra, con la menor resistencia eléctrica posible. Con esto se consigue que en el conjunto de la instalación no puedan existir tensiones peligrosas entre masas y tierra.

Con la puesta a tierra se consigue que las corrientes de defecto a tierra ten¬gan un camino más fácil que el que tendría el cuerpo de una persona que tocara una carcasa metálica bajo tensión.

Por tanto, como la red de tierras ha de tener una resis¬tencia mucho menor que la del cuerpo humano, la corriente de defecto circulará por la red de tierra, en vez de hacerlo por el cuerpo de la persona.

Más Información: Av. Nicolas Arriola 885 Santa Catalina – La Victoria Central: 7125500 Ventas: 7125555 Fax: 4710641 www.promelsa.com.pe promotores@promelsa.com.pe

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Te c n o l o g í a

Sistema de Detección de Rotura de Tuberías El reto es implementar un sistema automático de detección de roturas en tuberías en presión con emisión de orden imperativa de cierre de válvula de cabecera. El sistema de monitoreo local debe ser capaz de adquirir y realizar cálculos en tiempo real, sobre todo de manera permanente y confiable, guardando los valores obtenidos de las variables medidas. Finalmente, el sistema debe permitir el monitoreo y control de la válvula a través de un sistema remoto.

RISONIC 2000 usa una alta resolución para la medida del tiempo de tránsito para lograr la mejor precisión en la medida.

La propuesta sugerida por Rittmeyer Madrid - España para la detección de la rotura de tuberías es usar caudalímetros RISONIC 2000 aguas arriba y aguas abajo y un sistema de control que emite pre-alarmas, alarmas y órdenes, por caudal diferencial, por exceso de velocidad, por caída de presión, etc. El sistema de control basado en la estación de proceso RIFLEX M1 de Rittmeyer con panel de servicio (HMI).

RISONIC 2000 compensa este efecto por medio de un cálculo computacional del flujo.

Dependiendo de la precisión de medida deseada y las condiciones hidráulicas pueden realizarse medidas de simple trayectoria o medidas multi-trayectoria. Los sensores provocan distorsión en el flujo por ser intrusivos en la conducción.

Mediante un avanzado análisis de la señal se consigue una correcta detección y mejora de la fiabilidad de la medida, incluso con presencia considerable de sólidos en suspensión.

Descripción de la aplicación Se selecciona la óptima orientación y la mejor configuración de trayectorias de medida para la instalación de los sensores, la cual puede ser simple, multitrayectoria o multitrayectoria con trayectorias cruzadas.

Los sensores provocan distorsión en el flujo por ser intrusivos en la conducción. RISONIC 2000 compensa este efecto por medio de un cálculo computacional del flujo.

RIFLEX M1 Intercambia datos con el proceso y ejecuta tareas de control, regulación, establecimiento de alarmas y almacenamiento «in situ». Los datos se intercambian con otras estaciones del proceso y con el sistema de control superior a través de LAN proceso o enlaces de telecontrol.

El sistema de automatización y telecontrol RIFLEX M1 forma parte de la técnica de dirección de procesos de Rittmeyer.

Las estaciones RIFLEX M1 son modulares y pueden combinarse libremente para cualquier tamaño de instalación.

Pequeño o grande, central o distribuido, el RIFLEX M1 es ampliable y adaptable, y garantiza que solo se apliquen los módulos que realmente son necesarios. De este modo se consigue una estructura del sistema eficaz para cualquier aplicación.

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Tecnología

Esta solución brinda una serie de ventajas al cliente, como funcionamiento completamente automático, posibilidad de fácil verificación periódica por el personal de explotación, libre de mantenimiento, altas fiabilidad, disponibilidad y estabilidad de funcionamiento y es ampliable con telecontrol.

La propuesta RIFLEX M1 – RISONIC 2000 en la configuración indicada es la mejor opción en aplicaciones que conlleven conducciones con riesgo de rotura que puedan originar grandes pérdidas, tanto humanas como materiales; centrales hidroeléctricas sin vigilancia directa o próxima o reducir tiempos de interrupción del servicio hidráulico.

Sociedad Inducontrol Ingeniería es una empresa peruana, con 19 años asesorando y desarrollando proyectos de automatización. Actualmente representa a la marca suiza Rittmeyer, líder en los sectores del agua y la energía.

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CONCLUSIONES La propuesta RIFLEX M1 – RISONIC 2000 es la mejor opción en : · Conducciones con riesgo de rotura que puedan originar grandes pérdidas tanto humanas como materiales · Centrales hidroeléctricas sin vigilancia directa o próxima. · Para reducir tiempos de interrupción del servicio hidráulico.

Tomado de Rittmeyer Madrid – España, compañía subsidiaria del Grupo Rittmeyer.

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Te c n o l o g í a

Con Comunicación Inalámbrica por Internet

Monitoreo en Línea de un Transformador de Potencia 30MVA 115KV Presentamos un sistema de monitoreo en línea de transformadores de potencia empleando transmisión inalámbrica de datos, por medio de la red de telefonía celular y el internet. Con los detalles que permiten que su aplicación sea económicamente viable tanto en transformadores de gran potencia como en las de pequeño y mediano porte.

La confiabilidad de equipos utilizados en los sistemas eléctricos de potencia, tales como los transformadores, es altamente importante ya que desde el punto de vista de las compañías de generación y suministro de energía eléctrica, una falla en servicio de un transformador de potencia representa un costo que puede exceder el costo de un equipo nuevo. Con el objetivo de reducir la probabilidad de fallas en estos equipos, la ingeniería de mantenimiento se está encaminando fuertemente a los sistemas de mantenimiento predictivo, siendo la principal herramienta para eso la utilización de sistemas de monitoreo en línea.

Sin embargo, hasta ahora la aplicación de esos sistemas de monitoreo estaba fuertemente limitada a transformadores de grande porte, debido a los costos asociados al monitoreo. En ese trabajo se presentará la solución adoptada para tornar viable el monitoreo en línea de un transformador trifásico de 30MVA 115/13,8kV instalado en la subestación Macultepec-México, de CFE. Entre los muchos objetivos para este sistema de monitoreo, podemos citar los siguientes, considerados los más importantes para este proyecto: - El rápido diagnóstico del estado actual del equipo, de tal forma que ofrece la fácil toma de decisiones para mantener al transformador en operación.

- El pronóstico de condiciones de falla en sus estados iníciales de evolución, de modo que aumenta la disponibilidad del sistema y hace posible que el equipo este fuera de servicio solo cuando sean necesarias acciones correctivas.

- El monitoreo de las condiciones de operación del equipo a lo largo de su vida, con el fin de mantener su vida útil y mantener controlado el proceso de envejecimiento, el cual es acelerado cuando se utiliza el equipo en los límites de operación.

- La posibilidad del uso del transformador en condicio-

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nes de sobrecarga de emergencia.

- Acceso rápido a la información del estado del equipo a través de la red de Internet.

- Posibilidad de integración con los demás sistemas de monitoreo y de gerenciamiento de mantenimiento de la empresa.

- Una integración de gerenciamiento de mantenimiento y la reducción de sus costos.

- Preservación de una imagen corporativa.

Arquitectura del Sistema de Monitoreo en Línea Para lograr obtener los objetivos indicados arriba para el sistema de monitoreo en línea, él tiene tres partes principales, que se detallan a continuación: - Sensores para mediciones en el transformador - Software de tratamiento de datos de los sensores para obtención de diagnóstico y pronóstico del estado del equipo - Medio de transmisión de datos de los sensores hasta el software de tratamiento y de transmisión de los diagnósticos y pronósticos hasta el usuario.

Arquitectura de sensores para el Monitoreo en Línea Una de las características clave para que el sistema de monitoreo pueda aplicarse a transformadores de pequeño y medio porte, sin que su costo torne inviable el proyecto, es que el tenga una arquitectura de sensores modular y descentralizada.

Con eso, se pueden escoger e instalar, de acuerdo a las necesidades y posibilidades, solamente los sensores que se consideran esenciales. Sin embargo, no se elimina la posibilidad de que acrecentaren nuevos sensores en el futuro.

En la arquitectura se observa también que, debido al hecho de ser empleado sensores tipo IED (Intelligent Electronic Device), los sensores se conectan directamente a una red de comunicación del tipo RS485, eliminándose por consiguiente la necesidad de instalación de un elemento centralizador – generalmente un Controlador Lógico Programable – en el transformador mismo, eliminándose así ese costo adicional.

Arquitectura de Transmisión de Datos Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la condición del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los datos brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se hace normalmente por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas especialistas.

No obstante, la estructura de comunicación para transmisión de los datos de mediciones de los sensores hasta el software de tratamiento de datos podría presentar costos muy altos para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y medio porte.

Tecnolog ía

Para evitar ese inconveniente, se empleó en ese transformador una arquitectura en que los datos de los sensores se transfieren al software de tratamiento de datos y diagnóstico de manera inalámbrica, por medio de la red de telefonía celular GSM como ilustra la figura 1, de manera a asegurar un costo muy bajo, una vez que se aprovecha toda la infraestructura de comunicación de datos ya existente en esa red.

La transmisión inalámbrica de los datos hasta la base de radio de la operadora de telefonía utiliza el protocolo GPRS (General Packet Radio Service). Después de ese punto, la información sigue por red Internet para alcanzar el servidor en el IDC (Internet Data Center) remoto. Para hacer un paralelo familiar a la mayoría, tratase de proceso similar al empleado en los lectores de tarjeta de crédito inalámbricos.

Conforme muestra la figura 1, el acceso de los usuarios a las mediciones en línea de los sensores y a los diagnósticos del sistema de monitoreo se hace por medio de la internet con un navegador patrón – por ejemplo, Internet Explorer o Mozilla Firefox. Eventuales condiciones anormales en el transformador que sean detectadas por el sistema de monitoreo son señaladas a los usuarios por medio de mensajes de texto a teléfono celular o por mensajes de email.

Arquitectura de Tratamiento de Datos para Diagnóstico Para que el sistema de monitoreo sea efectivo para el diagnóstico de la condición del transformador es esencial que el mismo efectúe el tratamiento de los datos brutos de los sensores, de tal manera a obtenerse información útil, lo que se hace por medio de un software con modelos matemáticos y/o sistemas especialistas.

No obstante, esa etapa de tratamiento de datos podría presentar costos muy altos para la aplicación del monitoreo a transformadores de pequeño y medio porte. Para evitar ese inconveniente se empleó una solución de software totalmente basada en la Internet, de acuerdo a los más modernos conceptos de computación por la web, lo que se denomina generalmente como Web 2.0.

De acuerdo a esa filosofía, el sistema de tratamiento de datos para diagnóstico se ejecuta de manera permanente en un servidor ubicado en un IDC (Internet Data Center), lo cual está especializado en proveer toda la infraestructura especializada para garantizar la ejecución permanente del sistema y la seguridad de los datos.

Algunas características de ese IDC son: - Servidores con alta disponibilidad (24h x 7 días/semana); - Contingencia para falta de energía, con no-breaks y grupos generadores de emergencia; - Banda de acceso a la Internet redundante, de manera a garantizar la disponibilidad de acceso al sistema; - Copias de seguridad de los datos; - Firewalls; - Protocolo https (sitio seguro), por medio del padrón SSL (Secure Sockets Layer); - Seguridad física, con rígido control de acceso.

Fig. 1 – Arquitectura de Comunicación del Sistema de Monitoreo

Los siguientes módulos de ingeniería para se están ejecutando en el software de monitoreo para tratamiento de los datos, con el objetivo de proveer al usuario los diagnósticos y pronostico del estado del transformador: - Envejecimiento del Aislamiento: - Pérdida de vida útil del aislamiento - Tasa diaria de pérdida de vida - Tiempo restante para el fin de vida teórico, en años, con selección del criterio de fin de vida de acuerdo a las opciones de la norma IEEE/ANSI C57.91-1995.

- Humedad en el aislamiento: - Contenido de agua en el aceite - Contenido de agua en el papel aislante - Aceleración de pérdida de vida del aislamiento por la humedad (hidrólisis) - Temperatura con riesgo de formación de burbujas por exceso de humedad en el papel - Temperatura con riesgo de formación de agua libre por exceso de humedad en el aceite - Eficiencia del sistema de enfriamiento natural y forzado: - Cálculo de temperatura esperada para el aceite en función de la carga, temperatura ambiente y grupo de enfriamiento en operación - Comparación con la temperatura real medida y alarma en caso de baja eficiencia del enfriamiento - temperatura medida muy arriba de la esperada - Mantenimiento del enfriamiento forzado - Tiempo de operación de los ventiladores desde su inicio de operación - Tiempo de operación de los ventiladores desde su ultimo mantenimiento - Promedio diario de horas de operación de los ventiladores - Tiempo restante para alcanzar el mantenimiento recomendado para los ventiladores y avisos con anticipación programable - Previsión de temperatura futura - Temperatura del devanado después de la estabilización térmica - Tiempos restantes para alcanzar temperaturas de alarma/ desconexión del transformador - Cromatografía - Banco de datos con histórico de pruebas de cromatografía gaseosa

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Te c n o l o g í a

- Cálculo de tasas de aumento de gases - Diagnósticos conforme la norma IEC60599, Duval o otros métodos especificados - Físico-químico - Banco de datos con histórico de pruebas físico-químicas en el aceite - Diagnósticos conforme las normas especificadas - Simulación de cargamentos - Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de aceite y devanados basado en curvas de carga y temperatura ambiente simuladas por el usuario - Cálculo y presentación de curvas de variación de temperatura de aceite y devanados basado en las condiciones de carga y temperatura actuales y en simulación de cambio de carga por el usuario - Cálculo de las pérdidas de vida útil y tiempos de vida restante correspondientes.

Experiencia en Fábrica y en Sitio El sistema de monitoreo fue instalado y empezó su operación ya en la fábrica, registrando los datos durante las pruebas de calentamiento del transformador en el Marzo/Abril de 2008. El sistema permite que se monitoreen tanto las pruebas del transformador como su operación normal en sitio de forma remota y con total seguridad por Internet.

La figura 2 muestra detalles de la instalación de algunos sensores en fábrica.

Experiencia en Sitio En Septiembre de 2008 el transformador y su sistema de monitoreo empezó su operación en sitio, en la subestación Macultepec.

Además de los beneficios relativos al diagnóstico en línea del estado del transformador, algunas ventajas observadas en el uso de esa solución de monitoreo inalámbrico y por la Internet son: - Garantiza de actualización permanente del software de monitoreo, ya que su ejecución en el IDC es administrada directamente por su fabricante; - Garantiza de actualización de los hardwares (servidores, etc.) en la medida del crecimiento del software de monitoreo, por ejemplo, con la inclusión de nuevos sensores o transformadores; - Garantiza de integridad de los datos, debido a los respaldos (backups) realizados; - Ejecución continua del software, sin paradas por falta de alimentación; - Acceso a las informaciones del monitoreo desde cualquier parte del mundo; - Evitase la sobrecarga de la equipe de TI interna de la empresa con el mantenimiento regular del sistema, lo que incluiría la ejecución de backups, supervisión de operación, no-breaks, actualizaciones de softwares (sistema operacional, antivirus, software de monitoreo, etc.), etc.

- Se evitan elevadas inversiones para adquisición, mantenimiento e actualización periódica de hardwares y licencias de software.

Conclusiones La utilización de sistemas de monitoreo en línea para transformadores de potencia trae diversos beneficios, tales como la reducción del riesgo de fallas catastróficas, el control y extensión de la vida útil del equipo, el aumento de disponibilidad del sistema eléctrico debido a la reducción de paradas del equipo para mantenimiento predictivo, la reducción de los costos de mantenimiento y de contratación de seguros, etc.

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Fig. 2 – Instalación de los sensores del Sistema de Monitoreo durante la fabricación del transformador. (a) Conexiones para monitoreo de bushings; (b) Sensor de humedad en el aceite; (c) Sensor de temperatura ambiente; (d) Sensor de rotura de bolsa; (e) Frente del gabinete con IED’s de monitoreo; (f) Interior del gabinete con IED’s de monitoreo y modem GPRS.

La experiencia aquí presentada, de un sistema de monitoreo para un transformador de 30MVA 115kV, demostró que eses beneficios pueden estar disponibles no solamente para transformadores de grande potencia, sino también para transformadores de pequeño y medio porte. Uno de los principales factores que contribuyeron para eso fue el empleo de tecnologías de punta, tales como la arquitectura de los sensores modulares y descentralizados y la transmisión inalámbrica de datos por la infraestructura de telefonía celular y por la Internet. Igualmente, la innovadora contratación del software de monitoreo y su infraestructura en forma de servicios, y no en la modalidad de adquisición de bienes como se hace tradicionalmente.

Las tecnologías modernas de comunicación en combinación con el creciente desarrollo de equipos inteligentes para el monitoreo de equipos eléctricos son herramientas que proporcionan confiabilidad a los sistemas de potencia modernos.

“Con el objetivo de reducir la probabilidad de fallas en estos equipos, la ingeniería de mantenimiento se está encaminando fuertemente a los sistemas de mantenimiento predictivo” Mayor información: www.logytec.com.pe

Tecnología

Bornes Viking 3 de Legrand:

diseñados para operar en atmosferas explosivas - Envolvente antideflagrante - Seguridad aumentada - Seguridad intrínseca - Encapsulado

“d” “e” “i” “m”

La utilización de estos modos de protección debe hacerse en función a varios parámetros entre las que están la naturaleza de la atmósfera (composición química) y la zona geográfica de instalación del material: - Zona 0: atmósfera explosiva en presencia permanente.

- Zona 1: Atmósfera explosiva en presencia intermitente.

- Zona 2: atmósfera explosiva en presencia esporádica.

Legrand lleva más de 30 años fabricando borneras Viking 3 en todo el mundo, y diferentes generaciones de instaladores las han utilizado en sus diversas versiones. La nueva gama Viking 3 aporta nuevas ventajas tecnológicas ya que basa su concepción de diseño en las experiencias de los instaladores usuarios, quienes aportan ideas para su mejora.

En esta nueva versión se mantienen las condiciones de estos bornes para operar en atmósferas explosivas.

En el mundo industrial, ciertas atmósferas son explosivas por la presencia de sustancias inflamables tales como gases y vapores. Es el caso de las mineras, las refinerías; o por la presencia de polvos, caso de los silos de grano.

Los tableros de conexionado de uso general se encuentran generalmente en las zonas 1 y 2.

Los bornes VIKING 3, utilizados en tableros son denominados COMPONENTES de acuerdo a la DIRECTIVA 94/9/CE, ya que no pueden ser utilizados solos sino integrados dentro de una cubierta que deberá responder a las exigencias de la directiva y de las normas indicadas.

Los Bornes certificados como COMPONENTES para ser incorporados a aparatos o sistemas finales deben disponer de dos formas de protección: - Seguridad aumentada “e” - Seguridad intrínseca “i”

Las fuentes potenciales de inflamación son numerosas: chispas, llamas, arcos eléctricos,etc. Los aparatos eléctricos y no eléctricos utilizados en las atmósferas explosivas deben ser concebidos y utilizados de forma que no presenten ningún riesgo para la seguridad de las personas, los animales y los bienes.

Los Bornes Viking 3 de Legrand, están marcados y cuentan con estas formas de protección, además de ser fabricados a base de poliamida 6.6, material auto extinguible libre de halógenos, ideal para la industria con elevados estándares de seguridad. Cuentan con certificaciones RU, CSA, NF,VDE, IMQ, BV, etc.

La Directiva Europea ATEX 94/9/CE del año 1994 y cuya aplicación es obligatoria a partir del Julio del 2003 define las exigencias esenciales de seguridad de estos equipos.

Los bornes Viking 3 de Legrand llevan la marcación Ex la misma que específica la protección contra riesgo de explosión. A continuación una explicación de las nomenclaturas que acompañan dicho sello de marcación:

Clasifica los aparatos en grupos y categorías en función al uso y describe los procedimientos de evaluación de su conformidad. Los aparatos conforme a esta directiva deben llevar un marcado específico para facilitar su utilización.

La norma genérica NF EN50014 da una lista de las diferentes posibilidades de protección para los materiales eléctricos para atmósferas explosivas.Estas posibilidades de protección corresponden a medios técnicos normalizados diferentes: - Inmersión en el aceite - Supresión interna - Relleno pulverulento

“o” “p” “q”

II : Tipo de atmósfera industrial idóneo para el producto.

2 or 1 : Categoría de aparato para la zona 2 o 1respectivamente.

G : Protección para gases inflamables.

EEx e/i : Diseñado para operar en atmósfera explosiva con protección aumentada e intrínseca.

LCIE 02 : Laboratorio Central de Industrias Eléctricas Francesas ATEX 0039U : Norma relativa a atmósferas Explosivas Esta importantísima ventaja es solo una de las muchas justificaciones de la preferencia de los instaladores industriales por los Bornes Viking 3 a nivel internacional.

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NOTAS EMPRESARIALES

CURSO: PROTECCION DE SISTEMAS ELECTRICOS PARA INGENIEROS La empresa Schweitzer Engineering Laboratories Inc. (SEL), organizó entre el 9 y 13 de agosto el Curso PROT 401 “Protección de Sistemas Eléctricos para Ingenieros” en el hotel Meliá. El Curso fue coordinado y llevado a cabo por la división SEL- University, que se encarga de los aspectos de capacitación de la empresa.

En el Curso se analizaron los fundamentos de los sistemas de protección y sus aplicaciones, así como la discusión de casos prácticos desarrollados en el Perú y en el extranjero, dando lugar a interesantes discusiones sobre soluciones poco comunes, aplicadas a esquemas críticos de los sistemas eléctricos, para los cuales SEL ha desarrollado interesantes soluciones, en base a la características sobresalientes de los relés de su fabricación. El Curso en mención ha tenido buena acogida entre el personal de las empresas eléctricas dedicado a los aspectos de protección eléctrica. Por lo anterior, SEL-Perú organizará en los próximos meses un Curso complementario al que acaba de concluir.

EL NUEVO RESPLANDOR DE PROMELSA PROMELSA inauguró el 26 de agosto su nueva sede principal que está ubicada en Santa Catalina, la Victoria. Esta exitosa empresa peruana cuenta con 42 años de existencia dedicados a apoyar el desarrollo de la industria local.

Su fundador y director gerente de la empresa, José Mallqui Peña, presidió la celebración, acompañado de sus hijos: Máximo Alí, Betty, José Ángel y Gloria.

PROMELSA es una empresa dedicada en exclusividad a la venta de materiales eléctricos y a la fabricación de transformadores para uso industrial y domésticos, así como a la importación variada de productos eléctricos.

INAUGURAN NUEVO LOCAL DE NPI PERÚ NPI PERU S.A.C. está cumpliendo diez años de esfuerzo constante para brindar a la industria nacional la mejor calidad en instrumentación, con instrumentos eléctricos para la automatización industrial.

Ahora, la empresa inicia una nueva etapa inaugurando nuevo local, más amplio, en Santa Catalina, La Victoria, una ubicación más céntrica y accesible para sus clientes. De esta manera, reafirma su compromiso de contribuir a hacer más eficiente, sólida y segura nuestra industria mediante el uso de la tecnología más avanzada con respeto por las personas y el medio ambiente.

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