Energia y Negosio Peru by Energía y Negocios Perú

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E d i tori al Con oportunidad de realizarse la 30 Convención Minera PERUMIN 2011 en Arequipa, ENERGÍA & NEGOCIOS ha preparado un informe sobre los emprendimientos energéticos desarrollados por las empresas mineras, con el propósito de atender su propia demanda energética y poner en marcha nuevos proyectos o la ampliación de sus actuales operaciones. Publicado por ENERGIA & NEGOCIOS PERU S.A.C.

Av. Guzmán Blanco 154 Ofic. 303, Lima. Teléfonos: (511) 330 0903 (511) 424 6755 E-mail: jjsilva@energiaynegociosperu.com silviag@energiaynegociosperu.com

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Juan José Silva Ramos. Administración:

Edith Andrade Bermeo. Dirección de Arte y Diagramación:

Johan Orreaga Muñoz. Impresión: Cartolan

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.

En esta edición detallamos las experiencias de Sociedad Minera Cerro verde, Volcan Compañía Minera y de Compañía de Minas Buenaventura. En todos estos casos, sus iniciativas también benefician a las poblaciones de su entorno llevando la energía eléctrica de la cual carecen o ampliando la potencia del fluido eléctrico. Como sabemos, mayormente estos pueblos y comunidades se encuentran en las zonas más alejadas y pobres del país. Cerro Verde firmó un acuerdo con EGASA que le asegura el suministro de energía hasta el 2015, luego de financiar parte de la construcción de la presa Bamputañe en Arequipa; Buenaventura promueve la construcción de la C.H. Huanza de 90.6 MW y tiene como subsidiaria al Consorcio Energético de Huancavelica - CONENHUA; y finalmente Volcán ha adquirido varias centrales hidroeléctricas para dotar de energía a sus operaciones y está desarrollando el proyecto C.H. Chancay de 110 MW.

co n t en i d o pág.

COYUNTURA

Firmarán contratos para proyectos con energías renovables

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ESPECIAL ENERGÍA EN MINERÍA Cerro Verde apoya construcción de presas para Arequipa

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ESPECIAL ENERGÍA EN MINERÍA Buenaventura trabaja para cubrir su demanda energética

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ESPECIAL ENERGÍA EN MINERÍA Volcan tiene proyectos energéticos propios

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ENERGÍA

Lineamientos de Políticas de Desarrollo Energético

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Hemos dedicado un espacio a los avances del Proyecto central hidroeléctrica de Chaglla que estará ubicada en la región Huánuco entre los distritos Chaglla y Chinchao. La futura central tendrá capacidad para generar 2,500 GWh/año que serán entregados a la red eléctrica nacional. Este proyecto demandará una inversión de US$1,200 millones y está cargo de la empresa Generación Huallaga, integrante de la organización Odebrecht.

ENERGÍA

GRUPO ISA: Inversiones en Perú

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ENERGÍA

Chaglla será la segunda hidroeléctrica más grande del país

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Suscripción anual: Lima. US $ 59.00. Inc. IGV. Provincias. US $ 80.00. Inc. IGV. Internacional. US $ 130.00. Inc. IGV.

Igualmente, en esta oportunidad se han incluido artículos sobre el sector energético relacionados con temas de vital importancia como las políticas energéticas que deberá desarrollar el nuevo Gobierno para el quinquenio, los proyectos de REP en transmisión y la generación con energías renovables como la eólica, con buenas perspectivas en nuestro país.

ENERGÍAS RENOVABLES

La Energía Eólica en Perú

Foto de Portada: Presa de Bamputañe (Arequipa): Foto Agencia Andina

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ANALIZARÁN ACUERDO ENERGÉTICO CON BRASIL El ministro de Energía y Minas, Carlos Herrera Descalzi, anunció que el acuerdo energético entre el Perú y Brasil será revisado y luego se darán a conocer los resultados y que es lo más conveniente al país.

lo con Ecuador y Colombia, de manera que podamos poner en valor nuestros recursos; pero siempre bajo el compromiso de dar prioridad al mercado interno”.

“Aunque aún no ha sido aprobado por el Congreso, tenemos la idea de analizar el tema, para lo cual invitaremos a los miembros de la Comisión de Energía y Minas para exponerles nuestras razones”, indicó. “Nos parece importante la integración, comentó, por ser un tema fundamental, pero particularmente creo que las obras se tienen que hacer licitándose”. Dijo que cualquier compromiso debe ser absolutamente transparente y la prioridad en el uso de los recursos siempre la debe tener el Perú. “Nos gustaría poder ser exportadores de energía, no solamente a Brasil, sino también a Chile y tener buen víncu-

RESALTAN LA NECESIDAD DE REDUCIR EL TIEMPO DE APROBACIÓN DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS El gerente general de Luz del Sur, Mile Cacic, resaltó que la nueva administración gubernamental deberá agilizar los trámites destinados a consolidar proyectos del sector energía, especialmente los hidroeléctricos. “Me parece positivo lo anunciado por el ministro de Energía y Minas, Carlos Herrera Descalzi, sobre agilizar el proceso de aprobación de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) y los permisos respectivos para los proyectos hidroeléctricos”, manifestó. Precisó que esta medida incentivará las inversiones y la realización de los proyectos, lo cual permitiría llegar a un 20% en el margen de reservas de electricidad y satisfacer la demanda creciente de la población, como resultado del desarrollo económico. “Es importante reducir el tiempo que dura el proceso de aprobación de los proyectos hidroeléctricos. Actual-

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mente estos trámites duran tres años, lo ideal sería que duren tan sólo un año”, precisó Cacic.

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SE INCREMENTÓ COBERTURA ELÉCTRICA EN ÁREAS RURALES El jefe de Energía y Mitigación del Cambio Climático, de la Organización de Estados Americanos (OEA), Mark Lambrides, calificó de muy positiva la mayor cobertura de electricidad en las áreas rurales en nuestro país.

El Perú, comentó, ha avanzado en el desarrollo de la energía eólica y solar (200 megavatios en funcionamiento). “Para el futuro hay un recurso que hasta el momento no se ha desarrollado: la geotermia; que es una tecnología que puede contribuir con la producción de electricidad a un costo muy razonable”, aseguró.

“El avance del Perú en el sector energía ha sido impresionante. Es importante el aumento en la producción de la energía eléctrica en los últimos años, además del incremento en la cobertura en las áreas rurales”, afirmó. Lambrides comentó que hace 15 años la cobertura eléctrica en el país era del 60% a 70%. “Ahora está llegando a más del 90% lo que representa un esfuerzo muy importante. Pero tenemos que seguir trabajando, manteniendo el enfoque no solo en proveer electricidad adecuada, sino también proteger el medio ambiente”, agregó.

IPEN IMPLEMENTA LABORATORIO PARA CONSERVACIÓN DE SUELOS Con la cooperación del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), el Instituto Peruano de Energía Nuclear (IPEN), se viene implementando un laboratorio para análisis de Cesio 137 y Berilio 7, entre otros, que será empleado para realizar estudios para la adecuada conservación de suelos que asegure una óptima producción de alimentos. Entre las ventajas que ofrece el uso de estos radioisótopos está el reducir significativamente el tiempo y costo de los estudios de erosión y sedimentación de suelos, con respecto a procedimientos convencionales usados en la actualidad. Cabe mencionar que, los terrenos agrícolas se han incrementado considerablemente a costa de la disminución de los bosques tropicales. Según el IPÉN los suelos degradados a nivel mundial alcanzan 1,900 millones de hectáreas. En Latinoamérica y El Caribe son 300 millones de hectáreas, de los cuales, el 51% corresponde a suelos de uso agrícola.

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JULIO: Máxima demanda registró los 4 691 MW El 15 de julio del 2011, a las 19:00 horas se registró la máxima demanda en potencia eléctrica que alcanzó los 4 691 MW, 7,0% mayor respecto al mismo mes del año anterior. La hidroenergía participó con el 51%, el gas natural con 43%, 3% diesel y residual, 3% carbón y 0,2% biomasa. La producción total de energía eléctrica a nivel nacional fue 3 234 GW.h 2; mayor en 8,2% respecto a julio 2010; las empresas del mercado eléctrico generaron 3 017 GW.h y las de uso propio 217 GW.h (7% de la participación del total de la producción nacional). La generación eléctrica con centrales hidráulicas representó el 50% (1 612 GW.h) del total de la producción nacional, y creció 9,7% más que en julio del año anterior. La generación termoeléctrica ascendió a 1 622 GW.h, 6,6% mayor que el período similar del 2010 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 22% del total, Electroperú participó con 21%, Enersur con 16% y Kallpa con el 13% del total, entre otras del mercado eléctrico. Asimismo, la generación eléctrica registrada en el COES – SINAC presentó un crecimiento para las centrales hidroeléctricas respecto a julio 2010 de 9,3% (de 1 390 a 1 518 GW.h); en cuanto a las centrales con recursos térmicas, éstas crecieron en 7,2%. Finalmente, las ventas de electricidad a cliente final a nivel nacional aumentaron 8,1% (de 2 439 a 2 637 GW.h) respecto a julio de 2010; y se distribuyó al mercado regulado 1 467 GW.h, es decir 10,2% más que el año anterior. La venta de los generadores y distribuidores a cliente libre, que representan el 44% de la venta total, también aumentó de 1 108 a 1 170 GW.h (5,6% respecto a julio 2010).

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DURANTE EL PRIMER SEMESTRE DEL AÑO, EN GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

SECTOR ELÉCTRICO: INVERSIONES POR US$ 900 MILLONES Las inversiones que se efectuaron en el sector eléctrico durante el primer semestre del año, sumaron 900 millones 183 mil dólares, según lo dio a conocer la Dirección General de Electricidad (DGE).

En el primer trimestre, el monto total invertido en dicho sector fue de US$ 421 millones 921 mil. En este periodo, las empresas de generación privadas destinaron al avance o culminación de sus proyectos, US$ 280 millones 892 mil, mientras que las generadoras del sector público lo hicieron con US$ 6 millones 410 mil. En el ámbito de la distribución eléctrica, las empresas del sector privado ejecutaron proyectos por 17 millones 283 mil dólares y las empresas públicas lo hicieron por US$ 15 millones 400 mil. Por su parte, las empresas de transmisión eléctrica privadas en los tres primeros meses del año avanzaron con el desarrollo de sus proyectos en diferentes lugares del territorio nacional, por un monto de US$ 55 millones 811 mil.

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En este primer trimestre del año, las inversiones de la Dirección General de Electrificación Rural para llevar la electricidad a los pueblos que aún carecen de este importante servicio, fueron del orden de US$ 46 millones 125 mil. Durante el segundo trimestre del 2011, las inversiones en el sector eléctrico se incrementaron y alcanzaron la cifra total de US$ 478 millones 262 mil. INVERSIÓN PRIVADA AVANZA En esta etapa, las empresas de generación privadas avanzaron con los proyectos que vienen ejecutando, por US$ 276 millones 885 mil; en tanto que las empresas de generación del sector público invirtieron US$ 10 millones 693 mil en las obras que programaron. En el campo de la distribución eléctrica, las empresas del sector privado realizaron proyectos por valor de US$ 30 millones 301 mil, mientras que las empresas

de distribución del sector público lo hicieron por US$ 20 millones 325 mil. Las inversiones de la Dirección General de Electrificación Rural en este periodo fueron por US$ 54 millones 011 mil.

Las inversiones de la Dirección General de Electrificación Rural en este periodo fueron por US$ 54 millones

aviso ENERGROUP

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PROYECTOS ADJUDICADOS GENERARÁN 210 MW

FIRMARÁN CONTRATOS PARA PROYECTOS CON ENERGÍAS RENOVABLES

A fines del próximo mes de septiembre, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) firmará diez contratos de suministro de electricidad con Recursos Energéticos Renovables (RER). Los mencionados proyectos contribuirán a la diversificación de la oferta de generación eléctrica, y por ende, de garantía al abastecimiento de la demanda, informó el Director General de Electricidad (DGE), Ing. Roberto Tamayo Pereyra.

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Explicó que de los proyectos adjudicados, 7 son hidroeléctricos (102 MW), 1 eólico (90 MW), 1 solar (16 MW) y 1 biomasa (2 MW). “Las correspondientes energías adjudicadas son de 680 GWh/año a las hidroeléctricas, y 473 GWh/año a las otras energías renovables (eólica/biomasa/solar). Estos proyectos entraran en operación comercial antes del 31 de diciembre de 2014”, indicó. La media de los precios adjudicados (ofertados por los postores adjudicata-

rios) fueron: Hidro 53 US$/MWh; Eólica 69 US$/MWh; Biomasa 100 US$/MWh; y Solar 120 US$/MWh. En síntesis, Tamayo Pereyra sostuvo que en esta segunda Subasta RER se ha adjudicado una potencia total de 210 MW con una energía total de 1 153 GWh/ año (58,2% del total requerido), a un precio medio de adjudicación de 61,96 US$/MWh, que representa 23% menos que el precio medio obtenido (80,46 US$/MWh) en la primera Subasta RER cuya adjudicación de Buena Pro fue en febrero de 2010.

Conforme al cronograma establecido en las Bases, el 30 de septiembre de 2011, el MEM firmará con los Postores adjudicatarios los correspondientes contratos de suministro de electricidad con RER por un plazo de 20 años.

SUBASTA

El proceso de Subasta ha sido conducido por el Comité conformado por dos representantes de Osinergmin, uno de los cuales lo presidía, y uno del MEM. La presentación de sobres técnicos y económicos se efectúo el 15 de julio de 2011, publicándose la relación de Postores calificados el 09 de agosto de 2011 y posteriormente el Acto Público de apertura de sobres económicos y otorgamiento de la Buena Pro fue desarrollado el pasado 23 de agosto.

DESARROLLO DEL PROCESO El Director General de Electricidad (DGE), Roberto Tamayo recordó que el proceso se inició el 29 de marzo de 2011 con la publicación del Aviso Previo por parte del MEM y la apertura del Registro de Participantes en el Portal Web de Osinergmin, quién efectúo la correspondiente convocatoria, nacional e internacional, el 28 de abril de 2011.

Conforme al marco regulatorio que promueve la inversión en generación de electricidad con RER, el MEM elaboró las Bases de la Subasta, encargándose Osinergmin de la conducción del proceso. Dicho proceso se inició el 29 de marzo de 2011 con la publicación del Aviso Previo por parte del MEM y la apertura del Registro de Participantes en el Portal Web de OSINERGMIN, quién efectúo la correspondiente convocatoria, nacional e internacional, el 28 de abril de 2011.

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ENERO DE 2012 OPERA SEGUNDA FASE DE C.H. MACHU PICCHU Las obras de rehabilitación para la segunda de hidroeléctrica Machu Picchu se ejecutan con una inversión de más de US$148 millones. Una vez que entre en operación la central tendrá una capacidad de generación de 192 MW.

En enero del 2012, debe iniciar su operación comercial la Segunda Fase de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, cuya rehabilitación se viene ejecutando con una inversión de US$148 millones 691 mil y que permitirá generar a la central, en su conjunto, una potencia de 192 megavatios (MW). Entre los diversos beneficios que aporta este proyecto, está la reducción de los precios de la energía a los usuarios, el incremento de la seguridad y confiabilidad del sistema sur y la mejora de la estabilidad del sistema eléctrico interconectado nacional. Para la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA), empresa del Estado de derecho privado, la ejecución de dicha obra constituye la mayor inversión en materia hidroenergética del sur y contribuirá a satisfacer la demanda de energía eléctrica que requiere el país.

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Los trabajos de la segunda fase de la mencionada hidroeléctrica están a cargo de la empresa G y M. La supervisión del proyecto está bajo la responsabilidad del Consorcio C.H. Machupicchu II Fase, integrado por Lahmeyer Agua-Energía de Alemania y Estudios Técnicos (de Alemania, Perú y Colombia) respectivamente, mediante un contrato de US$5 millones 324 mil. El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que fue aprobado por la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del MEM, contempla un riguroso Plan de Manejo Ambiental que asegura la preservación del valioso entorno natural y del patrimonio arqueológico cultural que rodea a la central. La ejecución de las labores de la segunda etapa de rehabilitación de la Central Machu Picchu representa la materialización de un sueño largamente anhelado por la población del Cusco.

Como se recuerda, desde que se produjo el deslizamiento de la quebrada de Ahobamba, que sepultó la central en 1998, se logró su recuperación parcial en una primera fase el 2001. La segunda fase se convierte en realidad en el presente año, después de un largo camino de gestiones y procedimientos.

IMPORTANTES BENEFICIOS

La obra constituye la mayor inversión en materia hidroenergética del sur y contribuirá a satisfacer la demanda de energía eléctrica que requiere el país, generando una potencia 192 megavatios. Entre los diversos beneficios que aporta esta obra, se pueden mencionar la reducción de los precios de la energía y tarifas a los usuarios, el incremento de la confiabilidad del sistema sur y mejora de la estabilidad del sistema. Un aspecto sumamente importante que considera esta inversión, es la preservación del valioso entorno natural y del patrimonio arqueológico cultural que rodea a la central.

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E S P E C I A L E NE RG Í A Y MINE RÍ A

RECIENTEMENTE APOYÓ LA CONSTRUCCIÓN DE LA PRESA BAMPUTAÑE EN AREQUIPA

Cerro Verde tiene asegurado su suministro de energía

Sociedad Minera Cerro Verde suscribió en el 2004 con la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (EGASA) un contrato de suministro de electricidad para atender parte de sus operaciones mineras, entre el 2007 y el 2015. 16

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De acuerdo con el contrato, EGASA se compromete a suministrar electricidad por el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2015. La Compañía se compromete a ejecutar la obra de construcción de la presa Bamputañe, que estará ubicada en el distrito de Santa Lucía, provincia de Lampa (Puno). El presupuesto de ejecución fue estimado en cinco millones de dólares.

puesto era significativamente mayor al establecido inicialmente.

En junio de 2011, EGASA y la compañía suscribieron una adenda al contrato para la construcción de La Presa Bampuñate, reconociendo que el presu-

Este contrato firmado por Cerro verde le permitirá obtener energía eléctrica a una tarifa fija durante el periodo de nueve años.

De acuerdo a los estudios de pre factibilidad realizados por la compañía al 31 de diciembre de 2008, se estimó el nuevo presupuesto en catorce millones de dólares reconociéndose un activo intangible por ese importe y una amortización de US$ 1.7 millones, con un costo neto de US$ 12 millones 289 mil.

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El 1 de diciembre de 2009, la compañía entregó formalmente la presa Bamputañe a EGASA determinándose un costo final de US$ 11,390 millones y la amortización acumulada a esa fecha fue recalculada.

Asimismo, permitió hacer realidad la construcción de la segunda etapa del proyecto de sulfuros primarios de Cerro Verde incrementando su producción en 300 mil toneladas de cobre anuales, con una inversión cercana a los US$ 850 millones. La empresa minera asumió parte de la inversión porque necesitaba el agua para extraer los minerales. Construida en el año 2005, la represa Pillones forma parte del Proyecto de Abastecimiento de Agua para la Central Hidroeléctrica Charcani V; provee con 1.5m3/seg a la Mina Cerro Verde que aportó 40% del financiamiento y también a la Junta de Usuarios de Riego de Arequipa.

A diciembre de 2010, el valor del activo intangible asciende a US$ 8.1 millones, neto de una amortización de US$3.2 millones. El intangible es amortizado durante el periodo del contrato que es de 9 años. Entre setiembre y diciembre de 2010, EGASA completó las pruebas pre operativas de la Presa Bamputañe, quedando únicamente por realizar los trámites administrativos para la inclusión del embalse al sistema regulado del Río Chili. Pertenece a la estatal Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (EGASA), la cual invirtió US$ 18 millones en su construcción. Gracias a ella se incrementan los recursos hídricos regulados para permitir la operación de las hidroeléctricas que la empresa posee en Caylloma (Arequipa) y Lampa (Puno). Asimismo, el río Chili puede aumentar su caudal regulado en 1.3 metros cúbicos por segundo en épocas de estiaje, lo que le permite generar 12 megawatts adicionales de electricidad. Además, gracias a su aporte hídrico se amplían en tres mil hectáreas las zonas de cultivo. La represa fue inaugurada el 12 de junio del año 2010.

REPRESA PILLONES

Anteriormente, un acuerdo entre la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa (EGASA) y la Sociedad Minera Cerro Verde inauguraron y pusieron en servicio la represa de Pillones, ubicada en el Centro Poblado de Imata, distrito de San Antonio de Putina-Chivay (Arequipa). En su construcción se invirtieron más de US$ 20 millones. Pillones es considerada como la obra más trascendental para el desarrollo de Arequipa, la más importante construida en los últimos 25 años desde la Represa de Condoroma. La represa ha permitido incrementar la generación hidroeléctrica de EGASA en 20% y ampliar la frontera agrícola de esa provincia entre tres mil a cinco mil nuevas hectáreas, dependiendo del tipo de riego, así como atender el consumo de la población en agua potable.

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E S P E C I A L E NE RGÍ A Y MINE RÍ A

TIENE IMPORTANTE CARTERA DE PROYECTOS MINEROS PROYECTOS

Buenaventura trabaja para cubrir su demanda energética

Con más de 50 años de existencia, Compañía de Minas Buenaventura, mantiene inalterable el objetivo de expansión de sus actividades. La empresa desarrolla proyectos energéticos para cubrir su propia demanda y asegurar un alto nivel de productividad. 18

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Entre sus planes inmediatos, Buenaventura se ha propuesto poner en marcha el proyecto aurífero Tantahuatay (40% Buenaventura) ubicado a 20 kilómetros al norte de la mina La Zanja, en julio del 2011 con una producción estimada en 100,000 onzas de oro al año. Igualmente, se ha iniciado la construcción del proyecto Mallay (100% Buenaventura) en las cercanías de Oyón a 200 Kms. al norte de Lima; que espera se inicie a fines de este año. Este proyecto, consiste en un yacimiento polimetálico con leyes interesantes de plata, plomo, zinc, cobre y pequeños valores de oro que no resultan despreciables en las actuales cir-

cunstancias. La planta concentradora procesará 400 toneladas diarias en un inicio, pero está concebida para incrementar su producción en la medida en que se incrementen las reservas cubicadas. También viene ejecutando los trabajos de ampliación de 6,000 a 18,000 toneladas diarias de tratamiento en Sociedad Minera El Brocal (46% Buenaventura). Así como la conclusión de la primera etapa que permite tratar hasta 10,000 toneladas diarias. Esta inversión sería de US$ 239 millones, habiéndose invertido ya US$104 millones. Se espera que esté listo el 2012.

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E S P EC I A L E NE RGÍ A Y MINE RÍ A

En la provincia de Oyón se continúa apoyando con el suministro de 100 KW de energía eléctrica con una inversión de S/. 250 mil soles. Actualmente, su construcción muestra un buen nivel de avance en la construcción del túnel de 10.079 m, la excavación total de la presa Pallca y progresos tanto en la presa Conay, rampa para la tubería de presión y casa de máquinas.

Por otro lado, la empresa Buenaventura busca sacar adelante el proyecto Breapampa, (100% Buenaventura) ubicado en la provincia de Parinacochas con 4’883,000 TMS de mineral y 1.27Gr/TMS de ley de oro en recursos, se ha obtenido la aprobación del respectivo Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en el enero de este año y el inicio de producción está programado para el tercer trimestre del 2012. Como vemos Cía. de Minas Buenaventura cuenta con una interesante cartera de proyectos propios, que a medida que se

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pongan en operación demandarán un mayor consumo de energía eléctrica. Para atender esta futura demanda, la empresa ha iniciado la construcción de la Central Hidroeléctrica Huanza (100% Consorcio Energético de Huancavelica, 100% Buenaventura) en las nacientes del río Santa Eulalia tributario del río Rímac que pasa por la ciudad de Lima. En este caso, se trata de una planta hidroenergética que tendrá la capacidad para generar 90.6 MW. La inversión programada ha sido estimada en US$ 145 millones. La C.H. Huanza entraría en funcionamiento antes de diciembre del 2012.

Con lo cual se prevé que el proyecto entrará en operación en el plazo programado. En lo que se refiere a infraestructura eléctrica, Buenaventura ha continuado las obras de electrificación rural, tanto en las poblaciones aledañas a Minera La Zanja, donde se invirtió S/. 1.14 millones de soles. Asimismo, en la provincia de Oyón, se continúa apoyando con el suministro de 100 KW de energía eléctrica con una inversión de S/. 250 mil soles.

CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA (CONENHUA) Buenaventura también cuenta como subsidiaria a la empresa Consorcio Energético de Huancavelica (CONENHUA) dedicada a la transmisión de energía eléctrica. En el 2010, en Huancavelica transmitió 60.53 millones de kWh en 60 kV (29.19% más que el 2009).

ESP ECIAL ENERGÍA Y MIN ER Í A

En la operación que realiza por contrato en la LT Paragsha II - Uchucchacua, en 138 kV, se transmitió 150.21 millones de kWh (50.47% más que el 2009, ya que Iscaycruz normalizó sus operaciones). En la operación de la SE El Palmar, a cargo de CONENHUA por contrato con Buenaventura, para atender a la unidad minera Antapite, se transmitió un total de 13.08 millones de kWh (5.5% menos que el 2009). La actividad de generación eléctrica en Huancavelica, constituida por las centrales hidroeléctricas Ingenio, Huapa y Tucsipampa, generó un total de 19.32 millones de kWh, disminuyendo 10.27% respecto al año 2009 debido principalmente a la paralización forzada por la rotura de la presa de relaves de Cía. Minera Caudalosa. Cabe mencionar que, el 2010 compró a Compañía Minera Huanca la Central Hidroeléctrica Ingenio, por un valor total de US$ 600 mil.

ENERGÍA PARA MINERAS

Mina La Zanja encargó a CONENHUA la construcción del sistema de distribución eléctrica en 10 kV por US$ 1.16 millones, el sistema eléctrico rural San Lorenzo y Bancuyoc por US$ 0.44 millones, así como diferentes obras civiles por US$ 1.18 millones. Asimismo, Coimolache le encomendó la construcción de la LT Cerro Corona – Tantahuatay, en 22.9kV (8 Km ), la ampliación de la SE Cerro Corona y la construcción de la SE Tantahuatay para dotar de energía al proyecto, con una inversión de US$ 1.35 millones. Cabe resaltar, que la empresa eléctrica también ha rehabilitado la LT Callahuanca - Huanza en 60kV y la Sub Estación que facilitarán la construcción del Proyecto C.H. Huanza, a cargo de Cía. de Minas Buenaventura.

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E S P EC I A L E NE RG Í A Y MINE RÍ A

CONSUMO TOTAL DE ENERGÍA FUE DE 551 GWh EN EL 2010

Volcan desarrolla proyectos energéticos propios El suministro de energía eléctrica en Volcan Compañía Minera y subsidiarias, Empresa Administradora Chungar y Empresa Explotadora de Vinchos, se obtiene del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y de la generación propia de sus centrales hidroeléctricas. En el año 2009 Volcan inicia con buen pie su plan energético de largo plazo con miras a llegar a una producción propia de auto generación hídrica por un total de 140 MW de capacidad. En el mes de abril se concluyó exitosamente la central hidroeléctrica de Baños IV, iniciando en el siguiente mes el proyecto hídrico Baños V. Paralelamente, la empresa viene trabajando ambiciosamente el proyecto de la central hidroeléctrica de Chancay Grande, con una capacidad de 108 MW. El consumo total de energía de Volcan durante el año 2010 fue de 551 GWh con una máxima demanda de potencia de

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72 MW. Por lo tanto, existió un incremento en el consumo eléctrico total del orden de 16.1% en energía y 10.8% en potencia respecto del ejercicio 2009. Del consumo eléctrico de energía, el 85% es decir, 462 GWh fueron suministrados por Electroperú, mediante un contrato que establece una tarifa fija reajustable en promedio de 50.0 US$/MWh para nuestras unidades mineras. En octubre de 2010 se firmó un nuevo contrato de suministro de electricidad con Electroperú para el periodo 2011 - 2017, en el cual la potencia y energía contratadas para las unidades mineras han sido ampliadas para cubrir el incremento, según la demanda eléctrica proyectada.

Asimismo, en octubre de 2010 se firmó el contrato con la empresa ATN 1, filial de Abengoa Perú, para el diseño, construcción y operación de la línea de transmisión de 220 kV y 55 km de longitud, desde la subestación Paragsha II hasta la futura subestación Francois (a 5 km de Animón), en un plazo de 18 meses. Por otro lado, en julio de 2010 se inició la construcción de la Central Hidroeléctrica Baños V de 9.2 MW, que está prevista concluirse en abril de 2012. En agosto de 2010 se constituyó la Empresa de Generación Eléctrica Río Baños (EGERBA), como nueva subsidiaria, la cual tiene previsto absorber los activos eléctricos de Empresa Administradora Chungar conformados por centrales de generación, subestaciones y líneas de transmisión.

ESP ECIAL ENERGÍA Y MIN ER Í A

En relación al Proyecto de la Central Hidroeléctrica Chancay, cabe resaltar que desde marzo de 2010, Empresa Administradora Chungar tiene procesos contra Sinersa, en defensa de los derechos de agua obtenidos desde el año 2002 para desarrollar dicho proyecto. En junio de 2010 Volcan creó una nueva empresa subsidiaria para sus operaciones energéticas, denominada Empresa de Generación Eléctrica Río Baños S.A.C. (EGERBA).

El sistema de centrales hidroeléctricas está conformado por un grupo de centrales que operan en cascada en la Cuenca del río Chicrín: C.H. Cacray, Yanahuin, Huanchay I, Huanchay II y Shagua. Las centrales que Chungar adquirió de Centromin Perú que es el sistema hidroeléctrico de Baños I, II, III y IV, las cuales operan en cascada y están ubicadas en la Cuenca del río Baños. Finalmente, las centrales Francois y San José de la Cuenca del río San José también adquiridas por Chungar y que están ubicadas en el departamento de Pasco.

La cual tendrá a su cargo los activos eléctricos de su subsidiaria Chungar, conformados por 10 centrales hidroeléctricas y 5 líneas de transmisión de 22,9 kV y 50 kV. Además absorberá los proyectos hidroeléctricos en curso, consolidándose como el brazo energético del grupo Volcan Compañía Minera.

PROYECTOS HIDROENERGÉTICOS

La Empresa Administradora Chungar, en adelante Chungar, cuenta con un sistema propio de generación de energía mediante pequeñas centrales hidroeléctricas en los valles de Baños y Chicrín, en la cuenca del río Chancay y en el valle de Huaral. Estas centrales operan interconectadas al SEIN, mediante dos líneas en 50 kV, la primera de Shelby a Animón en servicio desde el 2005 y la segunda de Animón a Baños IV que está en servicio desde mediados del año 2008. Chungar en su condición de autoproductor, generó en el 2010 con sus 10 pequeñas hidroeléctricas el 60% del total de la energía requerida por sus operaciones mineras, tomando la diferencia del SEIN en un promedio de 6.3 MW de los 16.7 MW de máxima demanda de potencia. De estas centrales, ocho se ubican en los ríos Baños y Chicrín, y dos en el río San José.

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E S P EC I A L E NE RGÍ A Y MINE RÍ A

Las obras civiles y eléctricas están a cargo de Abengoa Perú (lotes 1 y 3) y las obras electromecánicas están a cargo de Voith Hydro (lote 2). Al mes de diciembre del año 2010 la ingeniería de detalle tiene un avance del 90%, habiéndose ya concluido la construcción del campamento. Se tiene un avance del 19% en las obras civiles y se estima que deberán estar en operación en el mes de abril del año 2012.

CENTRAL HIDROELECTRICA CHANCAY

NUEVO PROYECTOS ENERGÉTICOS

Volcan viene estudiando el potencial hidroeléctrico de las cuatro cuencas mencionadas anteriormente. Todos los proyectos cuentan con el Estudio de Factibilidad concluido y el Proyecto Central Hidroeléctrica Chancay de 110 MW cuenta además con el Estudio de Preoperatividad aprobado y el Estudio de Impacto Ambiental concluido, en fase de aprobación final. La obra de captación del Proyecto C.H. Baños V se desarrolla en la confluencia del río Quiles con el río Baños, ambos afluentes del río Chancay, aprovechando un salto bruto de 357 m, con un caudal de diseño de 3,0 m³/s. La potencia instalada de la central será de 9.2 MW y su producción anual de energía 58 GWh/año.

El consumo total de energía de Volcan durante el año 2010 fue de 551 GWh con una máxima demanda de potencia de 72 MW

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El Proyecto C.H. Chancay de 110 MW se ubica sobre el río del mismo nombre, en la vertiente del Océano Pacífico, entre las localidades de Acos y Pacaraos. Este proyecto aprovecha un salto bruto de 954 m, con un caudal de diseño de 14 m³/s. La potencia instalada de la central será de 110 MW y su producción anual de energía 550 GWh/año. Los afluentes del río Chancay son los ríos Chicrín, y Baños, que a su vez confluyen en la cota 2,760 msnm. En las nacientes de los ríos Chicrín y Baños se encuentran la mayoría de las áreas nevadas, lagunas y/o embalses de la cuenca, que se tienen previsto afianzar a futuro. Desde octubre de 2009 el Proyecto C.H. Chancay cuenta con concesión temporal para la generación de energía hidroeléctrica. El proyecto cuenta también con los Estudios de Factibilidad y Preoperatividad concluidos. El Estudio de Impacto Ambiental (EIA) ya se ha presentado al Ministerio de Energía y Minas. Actualmente se viene realizando la firma de convenios de servidumbre con las comunidades involucradas. A diciembre de 2010 el proyecto se encuentra en los trámites finales para obtener la concesión definitiva.

PROYECTO HIDROELÉCTRICO

En enero de 2011, Volcan anunció la adquisición, a través de su subsidiaria Empresa Administradora Chungar, del 100% de las acciones de la Compañía Energética del Centro, titular y propietaria del proyecto Central Hidroeléctrica Belo Horizonte, ubicado en Huánuco. Con esta adquisición, la compañía minera continúa con la expansión de su cartera de proyectos energéticos. La hidroeléctrica

Belo Horizonte tendrá una potencia instalada estimada de 180 MW y una energía anual estimada de 1,220 GWh.

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

La Nueva línea de transmisión PomacochaYauli es un proyecto de 12 km y 50 kV con una inversión de US$ 5.5 millones. Cuenta con el Estudio de Preoperatividad aprobado por el COES e ingeniería definitiva en proceso de adecuación según los lineamientos de la ampliación principal (REP/ DGEMINEM). Asimismo, el Estudio de Impacto Ambiental se encuentra en proceso de aprobación final. La construcción se llevará a cabo en dos fases: primero, la línea de transmisión durante el 2011 y luego la ampliación de la subestación en el 2012. Esta línea permitirá garantizar el abastecimiento eléctrico de la unidad minera Yauli desde la subestación Pomacocha-SEIN. La nueva línea de transmisión troncal de 220 kV es un proyecto de 55 km de longitud desde la subestación Paragsha II (Cerro de Pasco) a la subestación Francois (Huaychao), con una inversión de 22 millones de dólares. La minera ha firmado un contrato con la empresa ATN1 para los servicios de transmisión de energía eléctrica, en el que se incluye la operación y el mantenimiento. Este proyecto de línea y subestación asociada de 220/50 kV permitirá atender el crecimiento de la demanda eléctrica de las unidades mineras Chungar, Alpamarca y Cerro de Pasco, así como la evacuación de energía de las futuras centrales hidroeléctricas hacia el SEIN.

La nueva línea de transmisión Pomacocha-Yauli es un proyecto de 12 km y 50 kV con una inversión de US$ 5.5 millones

ESP ECIAL EN ERGÍA Y MIN ER Í A

PARA GENERAR EN LOS PRÓXIMOS CINCO AÑOS IGUALES OPORTUNIDADES PARA TODOS LOS PERUANOS

Lineamientos de Políticas de Desarrollo Energético

El Ing. Eduardo Zolezzi, Consultor del Banco Mundial, rescata en este artículo los principales lineamientos de política energética que el país debe seguir en los próximos cinco años, con el propósito de generar similares oportunidades para todos los peruanos.año 2013.

A fines del año 2010, cerca de cinco millones y medio de personas, principalmente en las zonas rurales predominantemente pobres del Perú, carecían de acceso a la electricidad u otras formas modernas de energía como el gas natural. Con 55% de cobertura en las zonas rurales y poco más de 80% a nivel nacional, la tasa de electrificación del Perú es una de las más bajas de América Latina. “En cinco años puede ser posible incremen-

tar la cobertura eléctrica rural de 55% a 80% y la nacional de 80% a 90%, incorporando al servicio a unos tres millones de personas adicionales”, asegura. La máxima demanda de electricidad en el 2010 fue 4,580 MW y la generación total de energía eléctrica fue 35,790 GWh. El crecimiento promedio anual del consumo de electricidad en los últimos cinco años ha sido 6.75%.

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E S P E C I A L E NE RGÍ A Y MINE RÍ A

A este mismo ritmo, en los próximos cinco años necesitaremos incorporar unos 3,500 MW nuevos, incluyendo pérdidas y una reserva adecuada de un 20%. “Por ello, el buen funcionamiento de un mercado imperfecto debe ser siempre la responsabilidad final de las autoridades nacionales, del sector y del marco jurídico correspondiente”, plantea. El indicador principal de la oferta y la respuesta de la demanda en un mercado es el precio al que se comercia el bien o servicio. Incluso en mercados imperfectos, como la electricidad, el precio constituye tal vez la referencia más importante para decidir nuevas inversiones.

Por otra parte, Zolezzi comenta que investigaciones sobre energía y clima identifican la importancia del desarrollo y la difusión de las nuevas tecnologías de energía limpia como esencial para la continuidad futura del desarrollo.

Es así, añade, que debería hacerse un seguimiento cercano del comportamiento del mercado de los grandes usuarios, que representa aproximadamente el 50% de la demanda total del país. “Recomendaría incorporar un grupo independiente de seguimiento del mercado de la electricidad”, anota el experto.

“Las energías limpias no solo son una fuente sostenible con potencial importante para satisfacer una parte de los requerimientos mundiales de energía, sino que son necesarias para reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, causantes del calentamiento global y el cambio climático”, enfatiza.

SEÑALES ADECUADAS

La interconexión de los sistemas eléctricos presenta una serie de ventajas técnicas y económicas, principalmente por las economías de escala y la utili-

Indica que es necesario evitar la distorsión de precios en el sector, implementando un sistema que proporcio-

ne las señales adecuadas para cada tipo de recurso. “Si estas señales no existen o están mal estructuradas, la combinación de tipos de plantas que se implementen serán económicamente ineficiente respecto al sistema, aunque pueden ser individualmente factibles. No hay que olvidar que nuestro país cuenta con dos fuentes autóctonas de energía primaria para la generación de electricidad que son limpias como el agua y el gas natural”, resalta.

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IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN

zación de recursos complementarios y la diversidad de demandas que pueden existir; por lo tanto en general es recomendable examinar las posibilidades de interconexión con los sistemas de otros países. “Pero en estos mecanismos deberán primar el interés nacional”, indica. La reforma del sector definió el papel del sector público, limitándolo básicamente a la regulación y a la supervisión del sector de energía. Aunque el planeamiento sigue siendo una función del MEM, esta fue reorientada dándole un carácter referencial sin mayor peso en la toma de decisiones de expansión en el sector.

En los próximos cinco años necesitaremos incorporar unos 3,500 MW nuevos, incluyendo pérdidas y una reserva adecuada de un 20%

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“Es indispensable implementar un marco de planificación del sector coherente y coordinado, que responda a las necesidades del sistema y el mercado eléctrico en el corto y largo plazo”, expresó Zolezzi.

MARCO INSTITUCIONAL Y REGULATORIO

El sector ha estado muy activo tratando de evitar una potencial crisis de oferta y otros problemas proponiendo legislaciones Ad-Hoc que no solucionan las deficiencias y más bien han introducido distorsiones en el sistema regulatorio y han transferido los potenciales impactos económicos y financieros de todas estas medidas, directa o indirectamente, a los consumidores de electricidad.

“Es prioritario trabajar en una agenda institucional y regulatoria del sector que corrija adecuadamente las actuales deficiencias y apunte a una modernización del sector después de 20 años de realizada la reforma; siendo urgente reformular el sistema de concesiones para el desarrollo hidroeléctrico”, comentó el experto.

ROL EMPRESARIAL DEL ESTADO

La gobernanza corporativa (GC) de las Empresas Públicas (EPs) se refiere a las reglas que definen las relaciones entre una EP y el Estado como su propietario y la sociedad. La GC de la mayoría de EPs de los países en desarrollo es generalmente muy débil o inexistente en la práctica.

De allí la necesidad de redefinir el rol del estado en la propiedad de las EPs en el sector eléctrico, así como el rol del FONAFE en las EPs del sector, principalmente en la gestión o la gerencia de las mismas.

Es necesario evitar la distorsión de precios en el sector, implementando un sistema que proporcione señales adecuadas para cada tipo de recurso

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GRUPO ISA: Inversiones en Perú

El crecimiento de la producción nacional va de la mano de una mayor demanda de suministro eléctrico en todo el país, de allí la importancia de la visión empresarial del Grupo ISA para invertir en nuestro país, que ostenta una de las economías más estables de la región. 30

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Al tomarse conocimiento que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), entre los años 2011 al 2013, tenía previsto poca margen de reserva. Lo cual podría representar un mayor riesgo de interrupción de suministros, como resultado de las contingencias que se podrían suscitar a nivel de transmisión y generación; el Grupo ISA decidió invertir en los sistemas de 500 kV y la repotenciación de líneas en 220 kV en el Norte y Sur del país. “Esta nueva infraestructura ha repercutido muy favorablemente, dadas las actuales condiciones del sistema. Es más, con el propósito de evitar racionamientos, REP está instalando de

manera provisional transformadores de potencia de reserva en las ciudades de Huacho, Guadalupe y Puno”, explica el ingeniero Alberto Echevarría, representante de la empresa. Para aliviar la congestión del sistema en el corto plazo, se hace imprescindible que los proyectos de transmisión de 220 y 500 kV se ejecuten en las fechas previstas, en el supuesto de una mayor demanda en los próximos años. “Para el diseño de estos proyectos ha sido necesario considerar materiales y equipos resistentes a las diferentes condiciones ambientales (como es el caso de la costa peruana que es altamente corrosiva por la humedad que la carac-

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teriza), de modo que se garantice una operación confiable y segura durante la vida del proyecto”, precisa. Dada la envergadura de esta inversión, menciona, que se requiere mucho apoyo del Estado con la finalidad de cumplir con la ejecución de las obras dentro de los plazos establecidos, lo que sin duda redundará en un mejor servicio a favor de los usuarios.

PROYECTOS

El grupo ISA tiene una cartera de proyectos ejecutados y los que están por ejecutarse entre los años 2005-2013. Se trata de siete concesiones entre las que se incluyen: transformación en 5745 MVA, compensación en 1650 MVAR, líneas de transmisión en construcción o repotenciación por 2946 Km. De igual modo, tienen bajo su responsabilidad 11 ampliaciones entre las que podemos citar la transformación en 765 MVA y compensación en 115 MVAR, así como Líneas de Transmisión en construcción o repotenciación por 1802 Km.

Para aliviar la congestión del sistema en el corto plazo, los proyectos de transmisión de 220 y 500 kV deben ejecutarse en las fechas previstas

BENEFICIOS

El ingeniero Echevarría indica que el sistema Chilca – Planicie – Zapallal a 500 kV, ha contribuido a mejorar la calidad del servicio en la ciudad de Lima y es el inicio de la gran troncal de 500 kV que va desde Moquegua a Lambayeque. Paralelamente, permite transportar la energía generada en Chilca descongestionando de esta manera las líneas de 220 kV existentes. Este es el primer circuito que se puso en servicio en el país en este nivel de tensión.

REFORZAMIENTO Y AMPLIACIONES

Igualmente, el reforzamiento de las Líneas de Transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya y la Compensación serie en Cotaruse y el SVC de Socabaya, incrementó la capacidad de transmisión de la línea de 300 a 505 MVA en condiciones n-1 desde el pasado 24 de julio del presente año, lo que ha evitado el racionamiento de energía en la zona sur de nuestro país. Las ampliaciones y proyectos en desarrollo mejorarán la confiabilidad del sistema norte, a través de la instalación de un segundo circuito en 220 kV desde Zapallal a Talara. De igual manera, se ha fortalecido el sistema eléctrico sur medio, mediante un segundo circuito Independencia – Ica y la repotenciación de la línea Independencia - Ica - Marcona.

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LOS TRABAJOS DE CONSTRUCCIÓN SE INICIARON EN MAYO DE ESTE AÑO

Chaglla será la segunda hidroeléctrica más grande del país La empresa Generación Huallaga, integrante de la organización Odebrecht, tiene la concesión para la construcción, operación y mantenimiento de la Central Hidroeléctrica Chaglla que tendrá capacidad para generar 2,500 GWh/ año. El proyecto demandará una inversión de US$1,200 millones.

Ubicada en la región Huánuco entre los distritos Chaglla y Chinchao, la futura central entregará la energía producida a la red eléctrica nacional. El esquema general de la C.H. Chaglla se sustenta en la captación y regulación de los recursos hídricos del río Huallaga por medio de una presa aguas abajo de la quebrada Saria, en la vertiente oriental de los andes.

El proyecto demandará una inversión de US $1200 millones y se estima que generará 2 000 empleos directos

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Los componentes de la infraestructura del proyecto se desarrollarán sobre la margen izquierda del Río Huallaga, aproximadamente en una altura de 1000 metros sobre el nivel del mar. La Central Hidroeléctrica Chaglla contará con una presa de enrocado con cara de concreto, 199 metros de altura y 273 metros de longitud de corona, que servirá para embalsar 375 hm3 en un área de 5 km2. Asimismo, dispondrá de un vertedero compuesto de tres túneles de sección tipo baúl de 12 metros con una longitud total de 2,900 metros aproximadamente, con compuertas de control. Una pequeña central hidroeléctrica aprovechará de la descarga del caudal eco-

INGENIERÍA DEL PROYECTO Potencia firme de aproximadamente: 406 MW. Energía media anual: 2,545 GWh. Área de embalse: 4.66 km2. Caminos de acceso: 38km. Túnel de desvío: 940m. Presa: 199m de alto y 273 metros en la cresta. Túnel de aducción: Aproximadamente 15 km. Línea de transmisión: 137 km para conectar al proyecto con el SEIN.

ESP ECIAL EN ERGÍA Y MIN ER Í A

lógico de 3.69 m3/s, una caída de 190 aproximadamente y una potencia de 6 MW; mientras que el túnel de aducción medirá 15 kilómetros de de longitud y 7.60 metros de diámetro. La casa de máquinas principal tendrá dos turbinas Francis de 200 MW cada una, con potencia total instalada de 400 MW. En tanto que, las vías de acceso definitivo, constructivos y servicio, tendrán una longitud total de 55 km.

GENERACIÓN DE EMPLEOS

Los trabajos de construcción de la Central Hidroeléctrica de Chaglla se iniciaron en mayo del presente año y tendrán una duración de 57 meses. Cuando empiece a operar se convertirá en la segunda hidroeléctrica más grande del Perú, después de la Hidroeléctrica del Mantaro.

El proyecto demandará una inversión de US $1,200 millones y se estima que generará 2 000 empleos directos y 5400 indirectos. Asimismo, contará con una potencia instalada de 406 MW.

RESPONSABILIDAD SOCIAL

La Central Hidroeléctrica de Chaglla es el primer proyecto que incorporará dentro de sus actividades de responsabilidad social el Programa CREER Perú. El objetivo específico del referido programa es calificar y preparar a los hombres y mujeres para atender las necesidades generadas por la obra, mitigar la migración de trabajadores de otras regiones del país y promover el desarrollo de la región.

La C.H. Chaglla contará con una presa de enrocado con cara de concreto, 199 metros de altura y 273 metros de longitud de corona

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SITUACIÓN DE LA

GEOTERMIA EN EL PERÚ La Geotermia es una fuente de energía renovable valorada a nivel mundial por sus bajos impactos al ambiente. Además, es una fuente permanente de generación de electricidad. El potencial geotérmico del Perú puede satisfacer una parte significativa de la demanda eléctrica, lo que permitiría diversificar la matriz energética. Sin embargo, actualmente parte de las áreas con mayor potencial se superponen con ANP, lo que podría afectar su desarrollo. Aún existen en el marco regulatorio algunos vacíos en el tratamiento de las actividades geotérmicas. Por lo cual, es necesario mejorar la atención de las solicitudes de derecho geotérmico, para lo cual las autoridades competentes debieran contar con los recursos necesarios. “El Estado debería implementar políticas e incentivos que fomenten las inversiones en el aprovechamiento de los recursos geotérmicos, y que disminuyan los riesgos asociados a las actividades de exploración y explotación”, asegura el Dr. Carlos Ugaz de Laub & Quijandría. Recién, a partir de diciembre de 2010, la DGE inició el otorgamiento de autorizacio-

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nes de exploración geotérmica (conforme al criterio de orden de ingreso de las mismas). A pesar que la Ley y Reglamento establecen que la DGE debe pronunciarse dentro de determinados plazos, el tiempo promedio en la práctica viene tomando alrededor de un año (las primeras solicitudes ingresadas datan de diciembre de 2007).

“Después de más de un año de presentación de solicitudes, se ha comprobado la superposición con áreas naturales protegidas. Esto significa que esas zonas están restringidas para el desarrollo de actividades de geotermia en las mismas”, asegura Ugaz.

A la fecha se han presentado aproximadamente 78 solicitudes. Algunas de las empresas interesadas son: Magma Energía, Hot Rock, Energía Geotérmica, Muruhuay , Geo Global Energy Perú, Andes Power, Eco Energy , etc. Cabe resaltar que de las 78 solicitudes, tan sólo han sido aprobadas 13.

La Dirección General de Energía (DGE) asumió la responsabilidad de resolver las solicitudes geotérmicas, adicionalmente a la carga en temas eléctricos, sobrecargando sus funciones.

Uno de los principales problemas que presenta el otorgamiento de concesiones para uso geotérmico es la superposición de áreas solicitadas. Esto se debe a que no existe un catastro unificado de los derechos otorgados en minería, hidrocarburos y electricidad, donde pueda verificarse las áreas de interés para los inversionistas.

SOBRECARGA DE TRABAJO

Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) no ha asignado mayores recursos a la DGE para que pueda atender de mejor manera este tema. En consecuencia se percibe una demora en la evaluación y aprobación de solicitudes, que denotan la falta de interés del Estado en promover verdaderas políticas de fomento de inversión para esta tecnología.

Otra dificultad que enfrenta el desarrollo de esta fuente natural de energía está relacionada con la falta de conocimiento sobre la actividad geotérmica en zonas donde se encuentra el potencial. Este es un tema social que requiere ser atendido. La geotermia frente a los altos riesgos y costos de exploración: enfrenta precios de energía regulares actuales que no justifican las inversiones. Asimismo, el mecanismo que hace viable estos proyectos, la Subasta RER, no ofrece certeza sobre los precios para esta tecnología.

de los usos integrales de la geotermia y de los beneficios de la incorporación de MDL en flujo de caja de proyectos. Con el antiguo reglamento se establecen reglas de juego, un marco orientado hacia generación eléctrica, aunque existen otros usos. Pero, no se favorecía a las inversiones, debido principalmente a una excesiva cantidad de requisitos para las solicitudes de autorización (ej. Garantías, experiencia en actividad, solvencia inversionista, patrimonio neto, respaldo financiero, etc.).

PROBLEMAS EN LA REGULACIÓN

Con el nuevo reglamento del 2010 a la fecha se ha notado un cambio en la promoción de la geotermia. La regulación pasó a otro extremo. La flexibilización de los requisitos para autorización (ej. no se exige garantías –salvo prórroga, sin tope–, solvencia económica, competencia técnica, experiencia previa en actividad, informe

Cuando no existía reglamento, entre el 1997 al 2006, había una ausencia de las “reglas del juego”, no habían incentivos económicos para los inversionistas y lo precios de la energía eran más favorables para las fuentes convencionales (hidro, gas, petróleo). Muy poco conocimiento

NUEVO REGLAMENTO

general de exploración, detalle de infraestructura, cronograma de cada actividad, etc.). Aunque se mantiene criterio de evaluación en función de orden de presentación. Se modifica las etapas del proceso de exploración (dos fases: antes y después de perforación de pozos profundos: estudios y perforación). No se distingue pozos de gradiente térmica ni pozos delgados. Se fijan plazos para la exploración de acuerdo a fases (1ra. fase, antes de perforación de pozos profundos - 2 años / 2da. fase, para perforación de dichos pozos - 1 año). Se exige la perforación de 3 pozos profundos en 1 año (2da. fase). Se limita la actividad de explotación (concesión) a las 1000 ha. “Se establece que los proyectos necesitan “Estudio Ambiental” antes de iniciar exploración, el cual estará en función de actividad (no se precisa el tipo de instrumento aplicable a cada etapa)”, puntualiza.

ieb

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IMPORTANCIA DE SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN ÉPOCAS DE LLUVIA Debido a las constantes lloviznas que han azotado a nuestra ciudad capital y el alto índice de humedad que se ha registrado en algunos distritos, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) brinda algunas recomendaciones para proteger la vida de las personas, mediante el uso del Sistema de Puesta a Tierra y otras medidas preventivas. En tal sentido, el MEM a través de la Dirección de Normatividad de Electricidad indica el uso obligatorio del Sistema de Puesta a Tierra y de los interruptores en una instalación eléctrica: el Termomagnético y el Diferencial. Esta medida es muy importante ya que protege la vida de los seres humanos y además reduce la posibilidad de incendios. En el caso del Interruptor Termomagnético, este dispositivo cumple la función de proteger sólo al conductor eléctrico contra las sobrecargas y los cortocircuitos. Mientras que en el caso del Interruptor Diferencial, protege a las personas frente a una posible fuga de corriente. Debemos de recordar que en un cortocircuito además de tener una alta intensidad de corriente, desarrolla altas temperaturas, debido a que el cobre se funde a 1083 º C.

MEDIDAS DE SEGURIDAD

Hay que tener en cuenta que toda instalación que se encuentre expuesto a la lluvia, como las lámparas, los timbres, los tomacorrientes y afines, pueden ser afectada por las precipitaciones. En este caso, con el adecuado Sistema de Puesta a Tierra, cualquier fuga de corriente que se origine, irá a la tierra como destino de manera inmediata, y el interruptor diferencial cortará el servicio eléctrico; con lo cual evitaremos una descarga sobre la persona. Todas estas medidas se establecen en la última actualización vía Código Nacional de Electricidad Utilización 2006 y su modificatoria en el 2008, dónde se reitera la obligación del uso del Sistema de Puesta a Tierra así como los Interruptores Termomagnéticos y Diferenciales. Asimismo, el mencionado Código indica que se debe emplear enchufes de espigo redondo en vez de los planos. Además para evitar que el niño ingrese un alambre u objeto en el tomacorriente, estos tienen una cortina interna que impide que haga contacto eléctrico.

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Con el fin de proteger la vida de las personas, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) indica a la población la importancia del uso del sistema puesta a tierra y otras medidas preventivas en esta época del año caracterizada por constantes lloviznas en nuestra capital. También se puede correr riesgo de un accidente cuando las edificaciones (casas, oficinas) están muy cerca de la líneas eléctricas aéreas (postes de luz, teléfonos), con lo cual no se cumple con las distancias mínimas de seguridad exigidas. Según la normativa actual, ningún inmueble debe salirse de su límite de propiedad, al hacerlo se obstaculiza la vía pública que está destinada a los servicios públicos y otros. Es por ello que las empresas eléctricas cumplen con instalar sus redes teniendo en cuenta estos límites entre una construcción y un poste de luz, con ello se evita correr algún riesgo eléctrico que afecte a las personas al interior del edificio.

EVITAR CONTACTO CON LA LLUVIA O AGUA

Finalmente, el MEM recomienda que al momento de utilizar los empalmes, éstos deben estar ubicados dentro de su caja de empalmes o de conexión, nunca debe quedar un empalme dentro de la tubería, sino en su respectiva caja, y debe estar con su tapa, para así evitar el contacto con la lluvia o el agua. Además se debe realizar revisiones periódicas de los mismos, ya que la humedad, la intemperie o estar ubicados en el suelo, puede dañar el aislamiento.

Se puede correr riesgo de un accidente cuando las edificaciones (casas, oficinas) están muy cerca de la líneas eléctricas aéreas (postes de luz, teléfonos)

LA ENERGÍA EÓLICA EN PERÚ

El Perú podría aprovechar su potencial en energías renovables a precios competitivos, como es el caso de la energía eólica, destacó el consultor Juan Coronado al comentar los pros y contras de este tipo de generación. A pesar que la energía eólica no puede brindar energía firme, sí ofrece muchas ventajas que la hacen el tipo de generación de energía que más perspectiva tiene en el mundo; más aún cuando su impacto ambiental es mínimo y positivo. En tal sentido, lamentó lo ocurrido en la segunda subasta RER, que se encuentra en curso. “Lamentablemente, se le da poco espacio a la generación eólica. Se requiere mejorar el marco normativo (en cuanto al Factor de Corrección) y promover la industria nacional”, acotó. El sistema energético con la energía eólica es seguro y posibilita el ahorro de dinero, con lo cual será posible orientar la tarifa hacia abajo. “El Perú debe apostar por las energías renovables limpias como hidroeléctricas, eólica y otras en una

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Asimismo, indicó que según el Comité de Operación Económica del Sistema del Sistema Interconectado Nacional (COES) la cobertura máxima demandada de potencia del SEIN es del 67,98% de origen hidráulico y el 32,02% de origen térmico. A manera de ejemplo refirió que, las centrales eólicas de Marcona, Talara y Cupisnique producirían en conjunto un total de 142 MW de energía eólica.

PARQUE EÓLICOS

Así, tenemos que el Parque Eólico Cupisnique ubicado en San Pedro de Lloc (La Libertad) producirá una potencia 80MW para lo cual contará con 45 aerogeneradores de 1,8 MW (40 2MW) y línea de 27 Km 220KV a SET Guadalupe. En estos momentos, se están realizando los trámites y estudios definitivos para iniciar su construcción durante este año.

matriz balanceada. De esta manera combatiremos el cambio climático y tendremos un desarrollo sostenible y sustentable”, dijo Coronado.

GENERAR UNA ENERGÍA MEDIA

Las energías no gestionables como la eólica tienen una producción que variará anualmente debido a la variabilidad. Sin embargo, en el mediano plazo (5-10 años) la producción de energía debe ser muy cercana a la media de largo plazo. Es por ello que, en algunos países se crean compensaciones entre un año debajo de la media y los años con superávit. “En el Perú en los años de buena producción de viento, los ingresos tienen el precio del mercado spot, y por lo tanto no permiten la recuperación de las pérdidas de los años malos”, manifestó el especialista.

DEMANDA ENERGÉTICA

La producción de energía eléctrica en el año 2010 fue de 32 426,83 GWh, cifra que representó un crecimiento de 8,79% con respecto al año 2009; precisó el experto al tiempo de indicar que de la energía producida, el 58,48% fue de origen hidráulico, mientras que el 41,52 tuvo origen térmico.

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Ubicada en Talara (Piura), el Parque Eólico Talara tendrá una potencia de 30 MW. Con ese fin contará con 17 aerogeneradores de 1,8 MW (15 2MW). La fecha de puesta en operación comercial ha sido fijada en diciembre de 2012 Actualmente, se están realizando los trámites y estudios definitivos para iniciar la construcción durante el 2011. Al respecto, Coronado destacó que ambos proyectos califican como MDL, mientras que la reducción en su conjunto alcanzará las 200,000 toneladas de CO². A su vez, los ingresos por la venta de los CERS han hecho posible que los proyectos presenten tarifas competitivas en la subasta.

BENEFICIOS

Normas como el D.L. 1002 (Ley RER) y el D.S. 050 establecen beneficios para el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) tales como la eólica, solar, mareomotriz, geotérmicas y las mini hidroeléctricas. Estos beneficios incluyen que tengan prioridad en el despacho del COES al Sistema eléctrico interconectado nacional, la devolución anticipada del IGV; así como el establecimiento de una prima de mercado o compensación que se pagará a los generadores RER anualmente. El especialista resaltó que la subasta con proyectos RER tiene la finalidad de ganar una participación dentro del 5 % de la demanda nacional de energía eléctrica.

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MEDIO AMBIENTE PARTICIPARON REPRESENTANTES DE COMUNIDADES Y EMPRESAS DE HIDROCARBUROS

DÍA DE INTERCAMBIO CULTURAL Los 30 participantes del programa de pasantía en hidrocarburos para comuneros andinos y las empresas de hidrocarburos que operan en nuestro país, participaron en un día de intercambio cultural organizado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) Este evento denominado el “Día del Intercambio Cultural” forma parte de las actividades del IV Programa de Pasantía en Hidrocarburos para Líderes de las Comunidades Andinas.

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Esta actividad, que se realizó a través de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE), tiene como objetivo crear un ambiente favorable que permite a los pasantes dar a conocer distintas facetas culturales de sus comunidades, como sus danzas, canciones y comida. Al mismo tiempo, se busca mostrar los avances de lo aprendido en la pasantía, mediante los trabajos mostrados como la exposición de sus perfiles de proyectos de desarrollo. La titular de la DGAAE, Iris Cárdenas Pino, sostuvo que dicho evento permite a las empresas, explicar, con un lenguaje directo y sencillo, su misión, objetivos y responsabilidad social, así como los lugares donde trabaja, código de conducta y su contribución con el desarrollo local y del país. Los pasantes representan a comunidades andinas de las regiones de Cusco, Puno, Ayacucho, Arequipa, Huancavelica y Pasco ubicadas en el Área de Influencia Directa (AID) de la traza del Gasoducto Sur a cargo de empresa Kuntur Transportadora de Gas, las comunidades ubicadas a lo largo del eje de transporte del gas natural desde Ayacucho a la Planta de Licuefacción a cargo de Perú LNG, así como aquellas que se encuentran el AID del Programa de Prospección Sísmi-

ca 2D en el Lote 141 a cargo de la empresa Petrominerales. Asimismo las ubicadas en el lote 156 en Puno donde se realizan actividades de exploración y aquellas ubicadas en el AID del Proyecto de Construcción y Funcionamiento de la Nueva Planta de Ventas Pasco a cargo de la empresa Petróleos del Perú. Las empresas de hidrocarburos que participaron de la reunión fueron: Perenco, Perupetro, Talismán Energy, Perú LNG, Sapet, Hunt Oil, BPZ, Cepsa Perú, Savia Perú, Petrominerales, Olympic Perú, Kuntur, Petroperú, Petrobras, Burlington Resources, además de las Consultoras Gema, Walsh Perú y ERM.

Los pasantes representan a comunidades andinas de las regiones de Cusco, Puno, Ayacucho, Arequipa, Huancavelica y Pasco

Cárdenas Pino subrayó que la población tiene que estar preparada para conocer cuáles son sus deberes y derechos, entender la responsabilidad social así como temas relacionados con el medio ambiente y desarrollo sostenible.

FORTALECIMIENTO DE CAPACIDADES

“El MEM ha fortalecido esas capacidades a través de este mecanismo que se denomina pasantía en hidrocarburos, a través de la cual en 70 días se les enseñó a los pasantes temas como la estructura del Estado, los derechos y deberes ciudadanos, las actividades se desarrollan, la gestión ambiental, los recursos naturales y la responsabilidad social”, añadió. La titular de la DGAAE apuntó que en la formulación de perfiles de proyectos es donde los pasantes aprenden a identificar necesidades y plantear actividades para el futuro del desarrollo. “El evento concluyó con una muestra de danzas típicas presentadas por los pasantes de las que también participaron, con mucho entusiasmo, los representantes de las empresas”, anotó.

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ENERGÍA 2O11

SE REALIZÓ LOS DÍAS 17 Y 18 DE AGOSTO

El IX Congreso Internacional Energía 2011 El IX Congreso Internacional Energía 2011, organizado por el Grupo Perú Events, cumplió su propósito: la cita fue una oportunidad de encuentro entre los protagonistas del sector eléctrico para revisar la agenda pendiente para los próximos cinco años, por la importancia que tiene para el sector productivo del país.

IX Congreso Internacional ENERGIA 2011

El Congreso fue un espacio de contacto directo y reflexión de los ejecutivos, especialistas y autoridades del sector sobre la realidad, perspectivas y alternativas para el crecimiento y promoción del negocio eléctrico. Durante el congreso, se revisaron temas relacionados con las perspectivas del sector energía hacia el 2016, propuestas de política del sector para los próximos cinco años, los proyectos de REP en transmisión, los principales proyectos de inversión para los próximos años, la generación con energías renovables y las políticas de responsabilidad social. Participaron como expositores: Ing. César Butrón Fernández, Presidente del COES-SINAC; Eco. Iris Cárdenas, Directora General de la DGAAE; Ing. Irwin Frisancho, Gerente Comercial de Kallpa Generación; Dr. Pedro Gamio, Director América Latina de Gvep International; Ing. Juan Coronado, Gerente general Energía Eólica; Ing. Erlon Alfelli, representante de la Dirección de Energia Odebrecht; entre otros.

La charla: “Herramientas de medición Fluke para las distribuidoras de Energía Eléctrica” fue presentada por el Ing. Emigdio Morales, Regional Sales Manager Fluke Industrial, AmPac Region. La empresa FERRIER es representante de FLUKE en el Perú.

CHARLAS TÉCNICAS EMPRESARIALES

La “Utilización de enlaces de radio digital para optimizar la Protección de la SET Barranca” fue abordada por el Ing. Henry Mendoza de SEL PERÚ. Las “Nuevas aplicaciones de sistemas de protección y control en alta tensión” fueron explicadas por el Ing. Said Agüero de ABB.

Los temas estuvieron a cargo de destacados profesionales de las principales empresas proveedores de la industria eléctrica.

Igualmente, se ofreció el tema: “Diagnóstico de la condición de cables aislados en media tensión por descargas parciales” a cargo de la Ing. Rosa Tipacti Tafur de LOGYTEC; y “Smart Grid (Redes Inteligentes)” ofrecida por el Ing. Jorge Quiroz Gil de General Electric (USA).

El segmento especial denominado: Charlas Técnicas Empresariales contó con una amplia asistencia de los participantes del Congreso Energía 2011.

Ing. César Butrón Fernández. Presidente del COES-SINAC.

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TECNOLOGIA

Los “PDC” y la protección contra impactos directos de rayos ING. JOSÉ CASALINO R. / PROMELSA

Los rayos son fenómenos atmosféricos inevitables de gran energía, que la mayoría de veces ocasionan pérdidas de vidas humanas, animales, materiales y en los procesos. Como resultado se producen alteraciones importantes en la gestión, capaces de hacer ineficiente una actividad económica.

La pérdida humana es invalorable por lo mucho que significa. Sin embargo, la pérdida material es reemplazable a un costo y la parada de un proceso puede ser muy significativa dependiendo del rubro económico de la actividad. Ese es el caso de la gran minería que al quedarse sin suministro de energía por una fracción de hora por salida de la línea de transmisión por impacto de rayo, afecta los procesos dependientes de dicha energía, dando un coste de pérdida alto. Dado que los rayos son inevitables y si la actividad social o económica se desarrolla dentro de un área expuesta a impactos de rayo por corresponder a una zona de nivel ceraúnico registrado; no queda más que proteger contra los impactos directos del rayo, a los espacios de tránsito de personas, los recintos o edificaciones y las instalaciones que garantizan el desarrollo las actividades y los procesos.

Puntas simples o pararrayos tipo franklin, cordeles o cable de guarda, cuyo radio de protección y de apantallamiento (impactación) está limitado al nivel de protección adoptado. PDC (Pararrayos con Dispositivo de Cebado), que tiene un avance de cebado ∆T(µs) ≡ ∆L (m), que conjugado con el nivel de protección adoptado da una mayor cobertura en lo que respecta a radio de protección o apantallamiento. Los Pararrayos con Dispositivo de Cebado PDC, cuentan con una fuente generadora de iones que al activarse por el aumento de la intensidad del campo eléctrico del suelo, producto del acercamiento de una tormenta, da origen a un trazador o líder ascendente que se enlaza con el líder descendente de la descarga atmosférica (rayo) en su camino a tierra, enlace producido dentro del volumen de influencia y de acuerdo a la geometría de ambos trazadores o lideres. Por lo tanto bajo este concepto los diseños de una protección contra impacto directo del rayo contempla el radio de influencia o de impactación del líder descendente (criterio del proyectista) conocido como NIVEL de protección, y el avance de cebado ΔT(µs) ó en ΔL(m) que representa al líder ascendente y que es una propiedad intrínseca de los PDC. Los avances de cebado característicos optados por los fabricantes son de 15, 30, 45 y 60 µs.

La protección contra impacto directo consiste en: - Captar el rayo dentro de la zona a proteger. Rol que cumplen los pararrayos. - Derivar o conducir la corriente del rayo, hacia la puesta a tierra, sin causar o lo menos posible, daños por efectos indirectos de dicha corriente. Rol de las bajantes. - Drenar o introducir la corriente de rayos a la tierra física, sin causar daños a personas o instalaciones. Rol de las puestas a tierra artificiales. Para lograr una correcta y eficiente protección debe de realizarse: - Un análisis de riesgo: Nivel de protección - Diseño técnico garantizado: Profesional competente. - Suministro garantizado: Equipo y materiales de calidad, con certificados de pruebas. - Correcta instalación: Cumpliendo las normas. Selección del tipo de pararrayos de acuerdo a la cobertura de protección:

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Mayor información: promotores@promelsa.com.pe

TECNOLOGIA

CON SINCRONIZACIÓN Y REPARTO AUTOMÁTICO DE CARGA

Sistema de transferencia automática Una gran diversidad de empresas adquiere o cuenta con equipos de generación eléctrica diesel para utilizarlos como sistemas de generación propia para eventuales cortes de energía y no les dan utilidad al 100% de lo que permite su equipo. Se presentan diversas opciones para aumentar la rentabilidad del equipo adquirido y la más eficaz es la puesta en paralelo de los grupos generadores entre sí (muy utilizada por plantas industriales con generación propia). En otros casos ya se cuenta con sistemas de alimentación con la red y solo utilizan los grupos generadores para cubrir las horas punta. El punto muy poco considerado es la Transferencia Automática con Sincronizacion y Exportación de Carga. Un poco de esto se puede explicar en el diagrama; donde se muestra la conexión de un grupo y la red principal, siendo todo monitoreado por un Modulo Deep Sea Electronics modelo DSE7520. Imagine un equipo que permite que, a la falla de la red principal, arranque y conecte el grupo generador a la carga; así como también al regreso de la misma pueda sincronizarse con la red y realice un traspaso (exportación) de la carga con la misma, de manera que no se sienta la transferencia. Pero mas importante aún es la rápida puesta en marcha, y conexión con la carga, del grupo generador para evitar paradas innecesarias de la producción. Además, considere anular un equipo externo de visualización de los parámetros principales, tanto de grupo como red, tales como: V, Hz, A, la potencia (kW, kVAR, kVA), energía (kW-h, kVAR-h, kVA-h), secuencia de fase, factor de potencia y sincronización del grupo electrógeno, entre otros. A esto inclúyale un monitoreo total del equipo de generación (presión, temperatura, combustible entre otros).

MÁS VERSATILIDAD

Si desea más versatilidad o usted tiene un equipo generador de ultima generación (con CANBus Motor), el módulo ofrece entradas para monitoreo directo del motor a través de ese tipo de comunicación (SAE j1939). En algunos casos, el grupo generador se ubica en una planta industrial totalmente automatizada y donde todo es monitoreado a través de un sistema SCADA, pues mediante este módulo usted podrá conectarse a ese sistema ModBus de comunicación (sea RS232 o RS485). Si usted se preocupa por la seguridad de su equipo, pues el módulo se preocupara por usted al mantener protegido al equipo por potencia inversa, alta temperatura del motor, baja presión de aceite, nivel de combustible y refrigerante, protecciones a tierra, sobre y bajos voltajes, cortocircuitos y otras muchas mas. Además le da la opción de programar tiempos de protecciones, arranque, alarmas y demás; así como también mediante un SMS o GMS a su celular le puede avisar de cualquier evento ocurrido (Telemetría). Cabe recalcar, que la unidad DSE 5520 puede trabajar con grupos generadores que tengan regulación de velocidad con servomotores vía Switch o Pulso.

MEDIDOR DE BAJO COSTO

Adicionalmente, si desea tener un monitoreo más completo de parámetros eléctricos, recomendamos un analizador muy versátil y completo como la unidad SHARK100 marca Electro Industries (Americana), diseñado para permitir al usuario realizar lecturas de múltiples parámetros eléctricos a través de su pantalla LEDS de 0.56” de alto.

mucho más costosos. Esta unidad es perfecta para nuevas aplicaciones de medición y para un reemplazo directo y simple de los medidores analógicos existentes y es excelente para la medición de Energía de alta pre¬cisión excediendo las normas de medición de Energía ANSI C12.20 (0.2%) e IEC 687 (0.2%). La unidad emplea tecnología de alta velocidad tipo DSP con conversión A/D de gran resolución para proveer precisión certificada de facturación, para empresas eléctricas, medición de sub estaciones, medición principal y sub medición así como aplicaciones de medición crítica. Cubre una gran variedad de parámetros eléctricos tales como voltajes (fase – neutro o entre fases) corriente línea, frecuencia, potencia activa, potencia reactiva y potencia aparente; así mismo calcula potencia activa máxima, mínima e instantánea, potencia reactiva, factor de potencia, energía activa y reactiva, % TDH y % barra de carga. Tiene un gran campo de aplicaciones, en diversos medios y ambientes tales como minería, campamentos selváticos, medio calurosos o húmedos. Fiabilidad total al permanecer trabajando a tiempo completo.

VENTAJAS

El analizador simplifica el trabajo de lectura de parámetros del sistema eléctrico a medir, al hacerlo totalmente automático, además puede trabajar en sistemas de gestión industrial con comunicación ModBus (RS485) y puerto IrDA para lectura remota con PDA.

Basado en una nueva plataforma, este medidor de bajo costo significa¬tivamente supera en desempeño a otros equipos

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Nueva tecnología Para medición de nivel por ultrasonido en aplicaciones difíciles Por: Ing. Marco Paretto Q. - Gerente General de MARPATECH S.A.C.

El presente artículo presenta las ventajas de la tecnología de última generación basada en Ganancia Adaptiva, Baja Frecuencia y Alta Potencia. Las tres características principales del medidor de Nivel echOsonix de SOR (basado en tecnología de ULTRASONIDO de última generación) son:

GANANCIA ADAPTIVA: (ver figura 1) Este tipo de ganancia que

solo tiene el echOsonix de SOR le permite adaptarse a cambios en las condiciones de proceso o cambios en el producto y seguir midiendo el nivel en condiciones y situaciones más difíciles; Un caso típico es la medición de nivel de sólidos en silos, en cualquier transmisor usted configura el nivel cuando el material está quieto (con superficie estable) y consigue una lectura, pero luego se pierde la señal cuando comienza a llenar o vaciar el silo (la señal se atenúa o se pierde al formarse una nube de polvo, turbulencia, al cambiar el ángulo de reposo del producto o por otros efectos), pero esto no sucede con el echOsonix porque la Ganancia Adaptiva permite cambiar automáticamente el valor de la ganancia para adaptarse a estos cambios, y continuar midiendo incluso durante el llenado que es el momento en que mas se requiere la medida. Luego al volver a la condición de operación normal, el medidor también vuelve a sus parámetros a los valores iniciales.

BAJA FRECUENCIA: (ver figura 2) Pongamos el ejemplo de la mú-

sica al interior del auto, dentro del auto usted podrá escuchar toda la música perfectamente (incluyendo los platillos y agudos), afuera del auto a unos 30 metros de distancia sólo se escuchan los tambores (los sonidos graves o bajos), esto sucede porque las señales de sonido de menor frecuencia viajan mayores distancias y atraviesan más fácilmente los obstáculos como pueden ser las partículas polvo, niebla, espuma, o cualquier otro obstáculo.

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ALTA POTENCIA: El EchoSonix de SOR produce el pulso de soni-

do mucho más intenso que cualquiera de los medidores de nivel ultrasónico que existen en el mercado (15 veces mas potente, con 138 dB de intensidad). Cuando las condiciones como polvo, niebla, o espuma absorben y/o atenúan la señal de sonido, esta mayor energía permite atravesar los obstáculos y recibir un eco de la medición de nivel. Este principio refuerza el concepto anterior de baja frecuencia para responder a condiciones difíciles de proceso. La potencia emitida es tan alta que en la práctica tiene un efecto “autolimpiante” de la superficie del sensor en caso de condensación de agua (la potencia atomiza y expulsa el agua de la cara del sensor). Dada su mayor potencia y menor frecuencia, el EchoSonix puede medir incluso a traves de rejillas en tanques y sumideros (ver figura 3) y dar una medida confiable del nivel; el principal problema con otros medidores consiste en instalarlos “SIN CORTAR LA REJILLA” pues por allí transita el personal y es un criterio importante que recalcan los ingenieros de seguridad, el colocarlos debajo de la rejilla hace que se dañen cada vez que hay rebalses.

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El conjunto de estas características le permite al EchoSonix responder muy bien a condiciones severas como la medición de sólidos donde el tamaño de partícula es variable (ver figura 4), como las operaciones de molienda, o donde las características del producto cambian de un lote a otro, también le permite medir en lodos o líquidos con espuma, o en fluidos donde la superficie a veces es líquido o a veces sedimentos. Hay otras características adicionales que no hemos mencionado que permiten al echOsonix de SOR medir en condiciones de alta turbulencia, sólidos muy absorbentes (arcilla, yeso, harina, cemento), o proceso de cambios de nivel muy rápidos, ajuste de la distancia en blanco, ajuste de la ventana de medición, compensación automática de temperatura y del factor de velocidad del sonido para atmósfera diferente al aire, y un rango de temperaturas de trabajo es de –40 a 60ºC, apropiado para ambientes como la sierra el Perú, o plantas mineras en zonas de altura. Existen muchas otras aplicaciones en las que también se tienen soluciones concretas, tenemos incluso equipos para pruebas de campo, nuestros especialistas están dispuestos a darles mayor información o el soporte de campo que fuera necesario para su proceso en particular.

También pueden encontrar mayor información en las páginas WEB: http://www.echosonix.com - http://www.marpatech.com http://www.sorinc.com/ Para mayor información o soporte, contactar a Marpatech. S.A.C. E-mail: peru@marpatech.com , argentina@marpatech.com; colombia@marpatech.com

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TECNOLOGIA

Mantenimiento Predictivo de Maquinaria Minera La Universidad de Concepción, de Chile, ha desarrollado aplicaciones para el mantenimiento predictivo de palas electromecánicas para minería, utilizando software y hardware comercial.

El sistema fue implementado inicialmente en un laboratorio, analizando medidas grabadas en campo, y luego fue ampliado a un sistema de monitoreo constante en sitio.

cambios en sus cargas y velocidades, por lo que es necesario adaptar esta técnica. En el monitoreo de condición de máquina tradicional cada componente espectral se asocia a una fuerza dinámica que la genera, ya sea inherente al funcionamiento de ella o proveniente de una falla.

La solución se basa en dispositivos de adquisición de datos de muestreo simultáneo y software programable para analizar de señales, el cual hace un análisis de orden, que separa las señales de sonido y vibración en componentes, permitiendo hacer diagnósticos de maquinaria rotativa de velocidad y carga variables.

Cuando es aplicado a vibraciones provenientes de máquinas que trabajan a velocidad y carga variables los componentes espectrales se dispersan, haciendo imposible su estudio. Por esto es necesario usar otras técnicas, tal como el análisis de orden, una herramienta poderosa para estudiar, diseñar y monitorear maquinaria cuya velocidad de rotación cambia en el tiempo. El método separa señales de sonido, vibración y otros en componentes que están relacionados con elementos físicos de sistemas mecánicos. Por esta razón es posible entender mejor el sistema e identificar características que cambian con el tiempo y las condiciones de operación. La actividad económica principal de Chile es la minería, y por lo tanto es uno de los países latinoamericanos que más investiga sobre el tema.

El análisis espectral de vibraciones es comúnmente usado en mantenimiento predictivo de máquinas que funcionan a velocidad y carga constantes. Muchos equipos críticos en minería trabajan con grandes

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Un grupo de expertos de la Universidad de Concepción ha desarrollado soluciones para el control predictivo de las palas electromecánicas utilizadas en minas de cobre, las cuales cargan mineral a camiones de 340 toneladas de capacidad. Estas soluciones utilizan hardware y software disponible en el mercado. La implementación inicial permite hacer un

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análisis en laboratorio, basado en una tarjeta de adquisición de señales dinámicas y un software de programación para diseño gráfico de sistemas, el cual utiliza grabaciones digitales en terreno de las vibraciones provenientes de estas máquinas. Para el procesamiento el programa permite realizar el análisis de orden utilizando la técnica del remuestreo sobre la señal adquirida y finalmente, aplicando la FFT, se obtiene el espectro de la vibración en órdenes.

principales componentes presentes en el espectro y asociarlos a fuerzas dinámicas normales en la máquina o provenientes de fallas.

Finalmente, por medio de la FFT y usando herramientas de software para análisis de vibraciones, se obtiene el espectro de la señal remuestreada, llamado el espectro de órdenes. En este espectro los componentes se encuentran relacionados directamente con la frecuencia de giro del eje sobre el que se ha fijado la señal del tacómetro y, por lo tanto, no se desparraman en él. Esto permite, al igual que en el análisis espectral clásico, identificar los

CONCLUSIONES

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Varias minas en Chile usan actualmente estos sistemas para monitoreo de las palas electromecánicas, además se están desarrollando sistemas similares para el diagnóstico, mantenimiento predictivo de mandos finales y otros elementos críticos de camiones mineros. Este software tiene la capacidad de calcular y examinar la velocidad rotacional y extraer los componentes de orden de la señal original de ruido o vibración. Otro componente clave es el dispositivo de adquisición de datos, que debe ser adecuado para adquirir señales de sonido y vibración, con una buena resolución y filtro antialias.

Existen muy pocos equipos comerciales que permitan realizar análisis de vibraciones de máquinas de velocidad variable y los disponibles tienen limitaciones respecto a la tasa de variación de la velocidad, por lo cual no son los más adecuados para mediciones en minería, además de que son muy costosos. Un sistema de adquisición y análisis como los desarrollados en Chile es una solución funcional, versátil y económica. Referencias Figueroa, J. Adquisición y Análisis de vibraciones en máquinas de velocidad variables, http://sine.ni.com/cs/app/doc/p/id/cs-12298 Ramírez, D. Monitoring Electromechanical Shovels for Open Pit Mining http://sine.ni.com/cs/app/doc/p/id/cs-11154.

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TECNOLOGIA

ANALIZADOR FLUKE 810 AYUDA A DETERMINAR LAS CAUSAS DE ESTE PROBLEMA

Introducción a las vibraciones Notas de aplicación de Fluke – Ferrier S.A.

Las vibraciones en los equipos industriales pueden ser tanto el indicio o el origen de un problema. Aunque también podrían formar parte del funcionamiento normal de la máquina. La causa puede ser determinada por un profesional y con el nuevo y exclusivo analizador de vibraciones Fluke 810, el proceso será más rápido y fiable.

Las vibraciones de los equipos motorizados son básicamente el movimiento hacia delante y hacia atrás o la oscilación de las máquinas y sus componentes, como los motores de impulsión, los dispositivos accionados (bombas, compresores, etc.) y los rodamientos, los ejes, los engranajes, las correas y otros elementos que componen los sistemas mecánicos.

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Las vibraciones en los equipos industriales pueden ser tanto el indicio o el origen de un problema.

normales y aquellas que requieren inmediatamente la atención del servicio técnico o la sustitución del equipo dañado?

En otras ocasiones, las vibraciones simplemente forman parte del funcionamiento normal de la máquina y no deben preocuparnos demasiado.

Con unos conocimientos básicos sobre las vibraciones y sus causas, y equipado con el nuevo y exclusivo analizador de vibraciones Fluke 810, un profesional del mantenimiento podrá determinar de forma rápida y fiable las causas y la gravedad de la mayoría de las vibraciones de las máquinas y además recibirá

Pero, ¿cómo puede determinar un profesional del mantenimiento la diferencia entre las vibraciones admisibles y

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recomendaciones para repararlas. Todo es mucho más fácil con un instrumento inteligente y sin tener que realizar la supervisión y los registros necesarios en los típicos programas de control de vibraciones a largo plazo. Las vibraciones no son siempre un problema.

¿Cuándo implican las vibraciones un problema?

La mayoría de los dispositivos industriales están diseñados para funcionar con suavidad y EVITAR las vibraciones, no para producirlas. En estas máquinas, las vibraciones pueden indicar la existencia de un problema o el deterioro del equipo. Si no se corrigen las causas subyacentes, estas vibraciones no deseadas pueden provocar daños adicionales.

CAUSAS MÁS FRECUENTES

Las vibraciones pueden estar causadas por varias condiciones, que pueden actuar por separado o en combinación. Tenga en cuenta que los problemas relacionados con las vibraciones pueden estar ocasionados por equipos auxiliares y no solo por el equipo básico. Algunas de las causas principales por las que se producen vibraciones son el desequilibrio, la alineación incorrecta, el desgaste y la holgura.

EN LA REVISTA

Desequilibrio: Un “punto pesado”

de un componente giratorio puede producir vibraciones cuando el peso desequilibrado rota alrededor del eje de la máquina y genera una fuerza centrífuga. El desequilibrio podría estar causado por defectos de fábrica o por problemas de mantenimiento.

Alineación incorrecta: Se pueden

generar vibraciones cuando los ejes no están centrados. Se produce una alineación angular incorrecta cuando los ejes de, por ejemplo, un motor y una bomba no están en paralelo. Se habla de alineación paralela incorrecta cuando los ejes están en paralelo pero no son coincidentes.

Desgaste: Conforme se desgastan algunos componentes como los rodamientos de bolas o de rodillos, las cadenas giratorias motrices o los engranajes, se pueden producir vibraciones.

Holgura: las vibraciones que, de otra

forma, pasarían inadvertidas, pueden convertirse en evidentes y destructivas si el componente que vibra tiene los rodamientos flojos o está unido a su soporte sin firmeza. Esta holgura puede estar causada, o no, por las vibraciones subyacentes. Las vibraciones son

características de prácticamente todas las máquinas industriales. Cuando las vibraciones superan los niveles normales, pueden indicar un desgaste normal o pueden sugerir la necesidad de una evaluación detallada de las causas subyacentes o de tareas de mantenimiento inmediatas. El nuevo analizador de vibraciones Fluke 810 se ha diseñado y programado para diagnosticar los problemas mecánicos más comunes asociados a desequilibrios, holguras, alineación incorrecta y fallos en los rodamientos de una amplia variedad de equipos mecánicos, entre los que se incluyen motores, ventiladores, correas y cadenas de transmisión, cajas de cambios, acoplamientos, bombas, compresores, máquinas con acoplamiento compacto y husillos. El Fluke 810 detecta con rapidez las vibraciones en los tres planos de movimiento y proporciona un diagnóstico claro y una solución recomendada. La tecnología de diagnóstico del Fluke 810 analiza el funcionamiento de la máquina e identifica las averías comparando los datos de las vibraciones con un amplio grupo de reglas desarrolladas a lo largo de años de experiencia en el sector.

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Ventajas de los aisladores poliméricos en líneas de transmisión y distribución SILICON TECHNOLOGY S.A.C.

Los herrajes tienen un componente que sirve para conectar y fijar al aislador. Puede ser de acero galvanizado para zonas de corrosión moderada y alta resistencia mecánica, acero inoxidable para zonas de alta corrosión y alta resistencia mecánica y de aleación de aluminio para zonas de alta corrosión y mediana resistencia mecánica.

CARACTERÍSTICAS CLAVES

Hidrofobicidad que es la tendencia de la superficie polimérica a no formar capas contínuas de humedad. La silicona mantiene buena hidrofobicidad durante toda su vida útil. Núcleo Grado ECR, una barra pultruida con materiales libres de boro y de alta resistencia a la corrosión por acido nítrico, resiste muy bien el ozono y el efecto corona, muy recomendable para alta tensión y altas concentraciones de campo eléctrico.

Los aisladores poliméricos tienen menor peso y volumen, menor corriente de fuga, alta resistencia al vandalismo, alta performance en ambientes contaminados y bajos costos de instalación y mantenimiento. El Perú es uno de los pocos países que posee microclimas, algunos muy adversos, que ponen a prueba el rendimiento de aisladores de todo tipo. Aunque la experiencia actual no es suficiente para determinar el comportamiento de los aisladores poliméricos, si podemos afirmar que los factores climáticos son determinantes en el envejecimiento de los polímeros, así como la correcta selección de materiales, que podrían mejorar su vida útil. El aislador polimérico está compuesto por un núcleo (Core), la manga polimérica (Housing) y los herrajes (Fitting). El núcleo es una barra de fibra de vidrio pultruida que puede ser Grado E para uso eléctrico e industrial, no resiste acido nítrico o Grado ECR para uso eléctrico resistente a la corrosión por acido nítrico. La manga polimérica es un componente de caucho polimérico que conforma las aletas aislantes y revestimiento del núcleo. Entre los materiales más utilizados se encuentran los orgánicos (EPDM, EPR), derivados del petróleo, con alto contenido de carbono, baja resistencia a la erosión, no tiene hidrofóbidad y no resiste al UV. También las siliconas liquidas (LSR y RTV), con baja resistencia mecánica y a la erosión, alta hidrofobicidad y mediana resistencia UV; y las siliconas de alta consistencia (HTV), con alto contenido de ATH, alta resistencia mecánica y a la erosión, alta hidrofobicidad y buena resistencia UV.

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Sellos a Interfases, muy importantes ya que evitan el ingreso de humedad al núcleo y la formación de ácido nítrico, que deben ser de silicona de alta resistencia a los UV y tener una prueba de envejecimiento acelerado certificado. Línea de Fuga, una característica que determina los ciclos de mantenimiento de los aisladores, está ligado directamente al nivel de contaminación de la zona de la instalación, la NORMA IEC 60815, estandariza los criterios de selección de aisladores de acuerdo a niveles de contaminación. Finalmente, podemos indicar que la correcta selección será determinante para el buen desempeño de los aisladores.

En los últimos años, se ha intensificado el uso de aisladores poliméricos en las líneas de transmisión y distribución debido a las ventajas técnicas y económicas sobre los aisladores de porcelana y vidrio.