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SEPARATA DE CENTRALES DE GENERACION DE ENERGIA I UNIDAD DEL CURSO DE PLANTAS GENERADORAS DE POTENCIA AUTOR:MG. ROBERT FABIAN GUEVARA CHINCHAYAN

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TECNOLOGIAS ENERGETICAS DE GENERACION DE ENERGIA

1.1 CENTRALES DE GENERACION DE ENERGIA: a) DEFINICION: Se denomina Central de Generación a aquel Sistema Físico el cual a través

de un conjunto de mecanismos transforma una fuente de energía primaria en otra (generalmente Potencia, útil, efectiva, al eje o al freno). Una Central Termoeléctrica hace uso de un combustible en estado líquido, solido o gaseoso para que a partir de 4 escalonamientos o etapas producir energía eléctrica, bajo la siguiente secuencia.

Figura N° 1 Etapas de Conversión de la Energía una C.T

Fuente : Elaboración Propia Cada uno de los procesos de conversión acarrea perdidas de energía, la mayor de las cuales se produce en el ciclo termodinámico (Rankine, Joule-Brayton, Otto o Diesel).

La energía de entrada, en función a la energía química de un

combustible o de la biomasa, o la energía nuclear del isotopo, o la

radiación solar, es convertida en energía térmica, en la forma de calor

radiante y calor sensible.

La cuarta conversión es la de la energía mecánica obtenida en el eje

entregado por la turbina o el árbol cigüeñal en energía eléctrica dentro

de un generador eléctrico.

La tercera conversión es aquel, en la cual la energía termodinámica

del ciclo se transforma en energía mecánica de rotación a través de

un conjunto de etapas y escalonamientos de presión y velocidad dentro

de una turbina o a través de un con junto de mecanismos biela –

manivela- cigüeñal en un MCI.

La segunda conversión es la que se produce por intercambio de calor, de la

energía térmica en energía termodinámica de algún fluido de trabajo (las más

comunes aguas, gases de la combustión, aire comprimido y agua pesada) en el

ciclo termodinámico de la instalación.


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El Concepto de eficiencia está directamente relacionado con el rendimiento del proceso de conversión energética de la central. A si vez el rendimiento de planta se obtiene del producto de los rendimientos de procesos, que son los de los equipos o sistemas que conforman las instalaciones de la central de energía. Una Central Termoeléctrica puede brindar su energía directamente al centro de consumo o suministrarlo a la red interconectada de un servicio mayor. La naturaleza irreversible característica a los procesos de transferencia de calor es la causa fundamental de la ineficiencia de una planta de generación de energía termoeléctrica. Las Maquinas Térmicas son capaces de utilizar solamente una porción de la energía generada por los combustibles que utilizan. El calor restante de la combustión es generalmente desaprovechada. El rendimiento global de las centrales termoeléctricas Ciclo Simple bordean el 35%, mientras que las de Ciclo Combinada están cercanas al 56%, ahora cualquier recurso que conlleve a mejorar este rendimiento global contribuirá a disminuir los costos del proceso, con dos ventajas coincidentes:

Un mayor spread para un mismo precio sancionado de la energía del mercado eléctrico a la cual la central de energía pertenece.

Un mayor despacho de la energía de la central, por el mejor posicionamiento de sus máquinas, resultante de un menor precio de declarado.

b) ESTRUCTURA BASICA: Toda Central de Energía necesita de un conjunto de componente auxiliares para poder transformar y obtener la energía útil final, la Potencia Efectiva neta generada en parte es utilizada para ´poder operar estos componentes, mientras que la Potencia Firme es aquel Potencia disponible que será retirada de la barra de la central hacia un consumidor a la red del Sistema Eléctrico. Así tenemos por ejemplo que una Central Termoeléctrica a vapor necesita suministrar energía eléctrica a sus componentes auxiliares tal como: Bombas de agua ,y ventiladores de la torre de enfriamiento de tiro inducido, ventiladores del tiro inducido y tiro forzado del sistema de combustión,etc.

Figura N° 2 Estructura Interna de la Generación de Energía

Fuente: Elaboración Propia.

UNIDAD DE

GENERACION DE

ENERGIA: MOTOR

PRIMO-GENERADOR

SERVICIOS AUXILIARES

FUENTE DE

ENERGIA

POTENCIA

EFECTIVA

POTENCIA

FIRME

BARRA DE SALIDA

POTENCIA DE SERVICIOS

AUXILIARES


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Ejemplo: La Central Termoeléctrica de Chimbote tiene una Potencia Efectiva de 20.8 MW, de los cuales destina 0.4 MW para poder accionar sus servicios auxiliares, por lo tanto su Potencia Firme es de 20.4 MW entregado al Sistema Interconectado nacional. La Potencia Instalada es la Potencia para lo cual se ha instalado la Central de Energía. Con referencia a las Centrales Termoeléctricas, la Potencia Efectiva se mide en función a la Potencia ISO (Potencia evaluada a una presión de 101.3 kPa y 20 °C)

c) CLASIFICACION SEGÚN SU OPERACIÓN:

CENTRALES DE BASE: Son aquellas Centrales Termoeléctricas que pueden operar en forma continua y permanente, en función a los siguientes criterios: Gran capacidad de generación y bajos costos operativos lo que le permiten operar de forma continua. Están destinadas a suministrar la mayor parte de la energía eléctrica de un Sistema Eléctrico. Estas centrales llamadas también centrales principales, son de gran potencia y utilizan generalmente como motores primos las turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas hidráulicas.

CENTRALES DE PUNTA: Son aquellas centrales proyectadas para cubrir las demandas de energía eléctrica en las horas – punta; en dichas horas – punta, se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal ( En el Perú se considera horas punta al periodo comprendido entre las 19.00 a las 23.00 horas).Si la central de base es de pequeña potencia, se utilizan grupos electrógenos de los que el motor primo es un MCIA; si la central de base es mayor, se utilizan generalmente pequeñas centrales con motor Diesel.

CENTRALES DE REGULACION: Son Centrales Hidroeléctricas que tienen la posibilidad de almacenar volúmenes de agua en el embalse, que representan periodos más o menos prolongados de aportes de caudales medios anuales. Prestan un gran servicio en situaciones de bajos caudales, ya que el almacenamiento es continuo, regulando de modo conveniente para la producción. Se adaptan bien para cubrir horas punta de consumo. Un caso muy particular es la función que cumplen ciertas centrales de energía que por su naturaleza están destinadas a regular la frecuencia y la tensión de un sistema eléctrico, en este caso algunas Centrales Hidroeléctricas trabajan o se programan para operar a un porcentaje de carga (por ejemplo al 80%) , mientras que el porcentaje de carga restante está operativa para inyectar la energía a la red para regular la frecuencia y la estabilidad de la tensión. Algunas centrales termoeléctricas a gas también cumplen esta tarea debido a su rápida respuesta de operación.

CENTRALES DE RESERVA FRIA: Tienen por objeto sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas de base en casos de escasez de agua o avería en algún elemento del sistema eléctrico. El concepto de reserva económica implica la disponibilidad de instalaciones capaces de sustituir total o parcialmente a las centrales de base en las siguientes situaciones: escasez


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o falta de insumos energéticos (agua, combustibles), congestión en las redes de transmisión, programas de mantenimiento y fallas fortuitas. El concepto de reserva técnica comprende la programación de determinadas centrales para reemplazar a las centrales de producción elevada en el caso de fallas en sus máquinas. En el Perú se han licitado 5 Proyectos de Reserva Fría ubicados en sitios estratégicos tal como: Talara (177 MW), Puerto Eten (214 MW) , Ilo(568 MW), Iquitos y Puerto Maldonado.

CENTRALES DE EMERGENCIA: Tienen igual cometido que las centrales de reserva citadas anteriormente; pero la instalación del conjunto de aparatos y maquinas que constituyen la central de reserva, es fija, mientras que las centrales de socorro son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña potencia y generalmente accionadas por motores Diesel. En el Perú se tiene la Central de Emergencia de Mollendo (60 MW), Emergencia 1 de Electro Perú y Central de Emergencia de Piura (80MW)

1.2 CENTRALES TERMOELECTRICAS: a) CENTRALES TERMOELECTRICAS CON CICLO JOULE BRAYTON:

Son aquellas Centrales Termoeléctricas que se caracterizan por estar conformadas por una turbina de gas como motor primo, además de un compresor de aire y una cámara de combustión en operación como Ciclo Simple Abierto, pudiendo ser de mono o doble eje. Se le emplean generalmente para cubrir las cargas pico o punta( un promedio de horas de operación de 1,000 a 2,000 horas/año) de un sistema de generación debido a su rápido arranque, frecuentemente hasta por control remoto y funcionamiento fiable con un amplio intervalo de cargas. Se construyen en unidades compactas pequeñas (100 KW) hasta potencias de 200 MW, son de menor relación peso/tamaño, bajo costo unitario de inversión, fáciles de transportar en bloque y requieren menores tiempos para su montaje( 1 año para una Turbogas de 200 MW). Su combustible por naturaleza es el Gas Natural.

Figura N° 3 Esquema del Ciclo Joule Brayton Simple Abierto

Fuente: Termodinámica-Rolle.


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Su operación básica consiste en la compresión de aire fresco a condiciones ambientales dentro de un compresor axial a una determinada relación de compresión: luego el aire comprimido se reacciona con el combustible dentro de una cámara de combustión del tipo anular (la combustión se realiza con un elevado exceso de aire entre 200 a 350%),posteriormente los gases de la combustión ingresan alta velocidad a una turbina de gas ,generándose trabajo al eje el cual se utiliza para accionar al compresor y para accionar un generador eléctrico. Se emplean además de la generación de energía eléctrica en otra gama de aplicaciones especialmente la propulsión aeronáutica y naval, así como para el accionamiento de diversos equipos mecánicos industriales tal como bombas, compresores y grupos electrógenos. Su rendimiento aun relativamente bajo (33 %) se ha mejorado con un incremento de la temperatura de entrada de los gases de la combustión en la turbina de gas desde 1,100°C a 1,450°C. Figura N° 4: Central Termoeléctrica Las Flores de EGENOR (ubicada en la localidad de Chilca) de 198.4 MW de Potencia Efectiva que opera con un Ciclo Joule Brayton Simple Abierto.

b) CENTRALES TERMOELECTRICAS CON CICLO RANKINE: También conocidas como Centrales a Vapor, y operan en conjunto una turbina de vapor , condensador ( o aerocondensador) , desareador , sistemas de bombeo de agua y un generador de vapor acuotubular o un generador de vapor recuperador de calor (HRSG o GVRC). Son de gran capacidad y utilizadas como central de generación de base, utilizan como combustible: carbón mineral, combustible líquido como el petróleo R500 , bagazo y los residuos sólidos urbanos. Su eficiencia como ciclo simple esta en promedio a 35%, se caracterizan porque son de lento arranque, necesitan un alto torque y tiempo para estabilizar su operación, tienen alta relación espacio/peso, son muy pesadas, presentan un problema referido al agua durante su operación.


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Figura N° 5 Esquema del Ciclo Rankine Fuente: Termodinámica-Rolle. Su operación consiste en la generación de vapor sobrecalentado dentro de un generador de vapor, posteriormente el vapor a alta velocidad ingresa a una turbina de vapor de condensación o de contrapresión, donde su energía cinética se transforma en energía mecánica de rotación accionando un generador eléctrico. Posteriormente el vapor húmedo se condensa, continuando el ciclo. Figura N° 6 : Central Termoeléctrica de San Nicolás conformada por 3 unidades que operan con Petróleo Residual 500 a través de un ciclo Rankine con sobrecalentamiento y regenerativo de 19 , 18.2 y 27.8 MW de Potencia Efectiva, de propiedad de SCHOUGANG GENERACION ELECTRICA S.A ubicada en Marcona. Se caracteriza porque sus condensadores son enfriados con agua de mar.

c) CENTRALES TERMOELECTRICAS CON MCI: Este tipo de Centrales termoeléctricas utilizan un motor de combustión interna alternativo como motor primo, se caracterizan por que tienen rápido arranque y pueden variar su carga con rapidez y regulan su estabilidad en poco periodo de tiempo , se les utiliza debido a su alto costo de operación como Centrales de Punta. Pueden operar con Gas Natural o GLP con Ciclo OTTO con encendido por explosión o con un Biodiesel o Petróleo R-6 con Ciclo Diesel con encendido por compresión.


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Generalmente el motor primo es sobrealimentado llegando a eficiencias del orden del 50% , y en Ciclo Simple con 32% para MCI Ciclo Diesel y 27% para MCI Ciclo Otto. En el Perú tenemos una Central con MCIA que opera con RSU. En caso muy especial son los grupos electrógenos, el cual es una máquina que mueve un generador eléctrico a través de un motor de combustión interna. comúnmente utilizados cuando hay déficit en la generación de energía eléctrica de algún , o cuando son frecuentes los cortes en el suministro eléctrico. Así mismo, la legislación de los diferentes países pueden obligar a instalar un grupo electrógeno en lugares en los que haya grandes densidades de personas (centros comerciales, restaurantes, cárceles, edificios administrativos...) Una de las utilidades más comunes es la de generar electricidad en aquellos lugares donde no hay suministro eléctrico, generalmente son zonas apartadas con pocas infraestructuras y muy poco habitadas. Otro caso sería en locales de pública concurrencia, hospitales, fábricas, etc., que a falta de energía eléctrica de red, necesiten de otra fuente de energía alterna para abastecerse. Figura N° 7 : Central Termoeléctrica de Tumbes de 16.3 MW compuesta por 2 MCIA que opera con petróleo R-6.

d) CENTRALES TERMOELECTRICAS CON CICLO COMBINADO:

Son Centrales Termoeléctricas de Alta Eficiencia, conformados por un ciclo Joule Brayton Simple Abierto y un Ciclo Rankine con sobrecalentamiento. Se caracteriza por que se aprovechan los gases calientes de la combustión expulsados de la turbina de gas los cuales son recuperados en Generadores de vapor Recuperadores de Calor (GVRC o HRSG) para generar vapor sobrecalentado para accionar una turbina de vapor. En la propulsión de buques se denomina ciclo combinado al sistema de propulsión COGAG. En una central eléctrica el ciclo de gas genera energía eléctrica mediante una o varias turbinas de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una turbina de vapor. El principio sobre el cual se basa es utilizar los gases de escape a alta temperatura de la turbina de gas para aportar calor a la caldera o generador de vapor de recuperación, la que alimenta a su vez de vapor a la turbina de vapor. La principal ventaja de utilizar el ciclo combinado es su alta eficiencia, ya que se obtienen rendimientos superiores al rendimiento de una central de ciclo único y mucho mayores que los de una de turbina de vapor. Consiguiendo aumentar la temperatura de entrada de los gases en la turbina de gas, se obtienen rendimientos de la turbina de gas superiores al 50%. Este rendimiento implica una temperatura de unos 1.350 °C a la salida de los gases de la cámara de combustión. El límite actualmente es la resistencia a soportar esas temperaturas por parte de los materiales cerámicos empleados en el recubrimiento interno de las cámaras de combustión de esas turbinas.

http://es.wikipedia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/Motor_de_combusti%C3%B3n_interna

http://es.wikipedia.org/wiki/Suministro_el%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/COGAG

http://es.wikipedia.org/wiki/Central_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbinas_de_gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_de_vapor

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_de_gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Caldera_(artefacto)

http://es.wikipedia.org/wiki/Vapor_de_agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_de_vapor

http://es.wikipedia.org/wiki/Eficiencia

http://es.wikipedia.org/wiki/Cer%C3%A1mica


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En los últimos tiempos se viene desarrollando una nueva tecnología, la Gasificación integrada en ciclo combinado (GICC), que mediante un sistema de gasificación del carbón, reduce ostensiblemente las emisiones contaminantes a la atmósfera.

Figura N° 8 :Central de Ciclo Combinado de Kallpa de la Empresa KALLPA GENERATION S.A ubicada en la localidad de Chilca, tiene un arreglo 3*3*1 ,opera con Gas Natural con una Potencia Efectiva Total de 850 MW , entro en operación al SEIN en agosto del 2012. (Consta de 1 Ciclo Superior compuesto por 3 Ciclos Joule Brayton Simples Abiertos de 174.4, 193.5 y 197.8 MW respectivamente acoplados a un Ciclo Inferior compuesto por un Ciclo Rankine Simple con Sobrecalentamiento de 285 MW)

1.3 CENTRALES HIDROELECTRICAS: a) CENTRALES HIDROELECTRICAS DE REGULACION O EMBALSE:

Son aquellas Centrales Hidroeléctricas más frecuentes, y se caracterizan porque operan en función a la capacidad del volumen garantizado de un reservorio aguas arriba de la central, la cual se va utilizando o guardando en reserva en función a un programa de trabajo. La regulación puede ser del tipo horario, semanal, diario u otro periodicidad. Para este tipo de Centrales Hidroeléctricas se definen los términos de : Potencia Garantizada como central de Pasada más la Potencia Garantizada por los reservorios horarios y reservorios estacionales con capacidad de regulación horaria. La Potencia Garantizada no debe superar la Potencia Efectiva de la Central. Periodo de avenida : Periodo donde en forma cíclica se producen las precipitaciones pluviométricas con cierta regularidad, las que permiten almacenar agua en los reservorios del sistema de generación hidráulica que mayormente se produce entre los meses de noviembre y mayo del siguiente año. ( Del 1 de Diciembre al 31 de Mayo) Año extremadamente húmedo: Año hidrológico con excesiva aportación de agua superior al promedio anual basado en criterios estadísticos. Para estimaciones el porcentaje de excedencia varía entre 0% y 20%. Año extremadamente seco: Año crítico con poca aportación de agua muy inferior al promedio anual basado en criterios estadísticos. Para estimaciones el porcentaje de excedencia varía entre 80% y 100%. Año hidrológico: Período de un año que se inicia con un período de avenida y culmina con un período de estiaje. Año húmedo: Año hidrológico con aportación de agua superior al promedio anual basado en criterios estadísticos. Para estimaciones, el porcentaje de excedencia varía entre 20% y 40%.

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasificaci%C3%B3n_integrada_en_ciclo_combinado

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasificaci%C3%B3n_integrada_en_ciclo_combinado

http://es.wikipedia.org/wiki/Atm%C3%B3sfera


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Año normal o año promedio: Año hidrológico cuya excedencia es el promedio anual de toda la muestra. Para estimaciones el porcentaje de excedencia varía entre 40% y 60%. Año seco: Año hidrológico con aportación de agua inferior al promedio anual basado en criterios estadísticos. Para estimaciones, el porcentaje de excedencia varía entre 60% y 80%. Figura N° 9 : Central Hidroeléctrica de HUINCO de 247.3 MW de Potencia Efectiva de propiedad de EDEGEL, depende del Rio Santa Eulalia y del embalse Sheque (430,000 m3) en Lima.

Fuente :EDEGEL

b) CENTRALES HIDROELECTRICAS DE PASADA:

También llamadas Centrales de filo de agua o de agua fluyente, y son aquellas que utilizan parte del flujo de agua de un rio para generar energía eléctrica, y se caracterizan por que la disponibilidad de agua es permanente y continua, no teniendo esa necesidad de almacenar agua en un embalse o reservorio. Están en la capacidad de disponibilidad continua, limitadas únicamente por su capacidad instalada Es posible de que una Central de Embalse se convierta en una Central de Pasada cuando dispone de reses da agua suficientes para poder operar. Dichas aguas son llevadas a la central a través de un túnel de 19.8 Km de longitud y 4.8 metros de diámetro y una tubería de presión de 1600 metros conformada por tres tubos de 3.3 metros de diámetro aprovechando una caída neta de 748 metros. Su nombre real es CH Santiago Antúnez de Mayolo, cuenta con 7 turbinas pelton de eje vertical y 4 inyectores, las cuales generan una potencia de 114 MW cada una, totalizando una potencia instalada de 798 MW


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Figura N° 10 :CH de Mantaro (ELECTROPERU) que depende del Rio Mantaro (el cual se origina en el Lago Junín) el cual se almacena en el embalse de Tablachaca (Huancavelica) con una capacidad de 7 MMC

Fuente: Electroperu

1.4 CENTRALES CON RECURSOS ENERGETICOS RENOVABLES: a) CENTRALES CON RSU:

Se denomina Residuos Sólidos Urbanos se originan a partir de los desechos de la actividad doméstica y comercial de las ciudades. Esto comprende basura, muebles y electrodomésticos viejos, embalajes y desperdicios de la actividad comercial , restos del cuidado de los jardines, siendo el grupo más voluminoso el de las basuras domésticas. La incineración de los RSU con aprovechamiento energético es un proceso muy utilizado, esta tecnología consiste en fundamentalmente, en una combustión con generación de vapor y la posterior expansión de este en una turbina convencional acoplada a un generador eléctrico. Se trata por tanto de una combustión clásica, en la que la cámara de combustión está adaptada al tipo de combustible utilizado. Cada línea de incineración dispone de una alimentación individualizada, un horno caldera productor de vapor y un sistema de tratamiento de gases. Así por ejemplo: los hornos tipo parrilla se suelen utilizar para RSU con nula o escasa selección previa; los rotativos son más eficientes en el control de la combustión, pero tiene limitaciones de tamaño; y los hornos de lecho fluidizado precisan combustible procesados previamente con una granulometría homogénea.Se tiene el siguiente esquema de funcionamiento de una Central RSU : Donde los RSU llegan a la central transportados generalmente por camiones, que vierten su contenido en el foso de basura(1) para ser enviadas mediante una cinta transportadora a la planta de selección(2). En la zona de selección se separan los diferentes tipos de materiales que componen los RSU, seleccionando aquellos que puedan ser reciclados, los cuales se extraen o almacenan. La materia orgánica se lleva, tras pasar por un separador magnético (3) que retira los materiales ferrosos aun presentes a unas playas de fermentación (4) , en las que


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permanecerán uno o dos meses. En ellas esta materia es aireada periódicamente para obtener un abono denominado “compost”. Una vez que se ha separado aquello que se considera aprovechable, el resto se envía a un depósito de rechazo(5) situado junto al horno (6) donde es quemado. La combustión en el horno hace que el agua que circula por las tuberías de la caldera (7) se transforma en vapor a presión.

Figura N° 11

Fuente : UNESA

Otra tecnología es en el cual la materia orgánica se separa y de alguna manera se degrada obteniéndose gas metano, el cual es filtrado y purificado y está apto para su uso en motores de combustión interna o en calderas acuotubulares. Figura N° 12: Central Termoeléctrica de Biomasa de Huaycoloro de propiedad de PETRAMAS (Lima) que opera con 3 MCIA con una Potencia Efectiva Total de 4.8 MW, utiliza como combustible gas metano obtenido de Residuos Sólidos Urbanos, es la primera central de energía en la Costa del Pacifico Sur que opera con esta tecnología desde octubre del 2011.Este empresa está certificada como un Proyecto MDL (Mecanismos de Desarrollo Limpio)


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b) CENTRALES EOLICAS :

Energía eólica es la energía obtenida del viento, es decir, la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire, y que es transmutada en otras formas útiles para las actividades humanas. Los vientos proporcionan energía mecánica a un rotor hélice que, a través de un sistema de transmisión mecánico, hace girar el rotor de un generador, normalmente un alternador trifásico, que convierte la energía mecánica rotacional en energía eléctrica. Los aerogeneradores pueden trabajar de manera aislada o agrupados en parques eólicos o plantas de generación eólica, distanciados unos de otros, en función del impacto ambiental y de las turbulencias generadas por el movimiento de las palas. Para aportar energía a la red eléctrica, los aerogeneradores deben estar dotados de un sistema de sincronización para que la frecuencia de la corriente generada se mantenga perfectamente sincronizada con la frecuencia de la red En la actualidad, la energía eólica es utilizada principalmente para producir energía eléctrica mediante aerogeneradores. A finales de 2011, la capacidad mundial de los generadores eólicos fue de 238 GW. En 2011 la eólica generó alrededor del 3% del consumo de electricidad mundial. La energía eólica es un recurso abundante, renovable, limpio y ayuda a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero al reemplazar termoeléctricas a base de combustibles fósiles, lo que la convierte en un tipo de energía verde. Su principal inconveniente es la intermitencia del viento. En el Perú entraran en servicio el año 2013 las Centrales Eólicas de Talara (30 MW) , Cupisnique(80 MW)y de Marcona(32 MW)

Figura N° 13 : Central Eólica (Fuente WIND POWER)

c) CENTRALES SOLARES FOTOVOLTAICAS: La energía solar fotovoltaica es un tipo de electricidad renovable (energía eléctrica, -voltaica) obtenida directamente de los rayos del sol (foto-) gracias a la foto-detección cuántica de un determinado dispositivo; normalmente una lámina metálica semiconductora llamada célula fotovoltaica, o una deposición de metales sobre un sustrato llamada capa fina. También están en fase de laboratorio métodos orgánicos. Se usa para alimentar innumerables aparatos autónomos, para abastecer refugios o casas aisladas y para producir electricidad para redes de distribución. Éstos están formados por un cristal o lámina transparente superior y un cerramiento inferior entre los que queda encapsulado el sustrato conversor y sus conexiones eléctricas. La lámina inferior puede ser transparente, pero lo más frecuente es un plástico al que se le suelen añadir unas láminas finas y transparentes que se funden para crear un sellado antihumedad, aislante, transparente y robusto.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Viento

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_cin%C3%A9tica

http://es.wikipedia.org/wiki/H%C3%A9lice_(dispositivo)

http://es.wikipedia.org/wiki/Alternador

http://es.wikipedia.org/wiki/Sistema_trif%C3%A1sico


http://es.wikipedia.org/wiki/Parque_e%C3%B3lico

http://es.wikipedia.org/wiki/Frecuencia

http://es.wikipedia.org/wiki/Aerogenerador

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_renovable

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http://es.wikipedia.org/wiki/Electricidad_renovable


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http://es.wikipedia.org/wiki/Semiconductor

http://es.wikipedia.org/wiki/C%C3%A9lula_fotovoltaica


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La corriente eléctrica continua que proporcionan los módulos fotovoltaicos se puede transformar en corriente alterna mediante un aparato electrónico llamado inversor e inyectar en la red eléctrica (para venta de energía) o bien en la red interior (para autoconsumo). El proceso, simplificado, sería el siguiente: Se genera la energía a bajas tensiones (380-800 V) y en corriente continua. Se transforma con un inversor en corriente alterna. En plantas de potencia inferior a 100kW se inyecta la energía directamente a la red de distribución en baja tensión (230V). Y para potencias superiores a los 100kW se utiliza un transformador para elevar la energía a Media tensión (15 ó 25 kV) y se inyecta en las redes de transporte. Las Empresas T-Solar y Solarpack desarrollarán conjuntamente cuatro centrales fotovoltaicas de 20 megavatios (MW) cada una en Perú. Con estas instalaciones pretenden atender el contrato de suministro de 173 GWh anuales de electricidad fotovoltaica que el Gobierno peruano les ha adjudicado para un periodo de veinte años. De las cuatro plantas, dos serán promovidas y explotadas por T-Solar y las dos restantes por Solarpack en consorcio con T-Solar. Deberán estar en operación el 2013.

Figura N° 14 Central Fotovoltaica

Fuente : SOLAR PACK

1.5 CENTRALES DE COGENERACION: Se define como Cogeneración a la tecnología en el cual un Centro de Consumo de Energía genera en forma simultánea y combinada energía eléctrica y calor útil para su propio consumo a partir de una misma fuente de energía primaria. Es un proceso energético de alta eficiencia, el cual permite obtener una energía de alta calidad, a bajo costo especifico y con una disminución de gases de efecto invernadero. En este tipo de Centrales se puede usar tecnologías de generación con turbinas de gas, turbinas de vapor o con motores de combustión interna alternativa. Según la normativa de cada país, los excedentes de energía eléctrica pueden ser comercializados sin restricciones en la red externa de energía eléctrica, convirtiéndose un Centro Consumidor de Energía en una Central Generadora de Energía.

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_continua

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_alterna

http://es.wikipedia.org/wiki/Inversor_(electr%C3%B3nica)

http://es.wikipedia.org/wiki/Sistema_de_suministro_el%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/Inversor_(electr%C3%B3nica)


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Las instalaciones de cogeneración más antiguas fueron instaladas en los ingenios azucareros, en donde el combustible era el bagazo producido durante la elaboración de la caña de azúcar, el cual era quemado en calderas para producir vapor y con ello electricidad. En la refinería de La Pampilla se instaló un sistema de cogeneración como parte de la Planta de Aminas, el cual genera de 10 MW de electricidad para uso de la refinería. Figura N° 15 : Central de Cogeneración de Oquendo de la Empresa SDF ENERGIA SAC ubicada en el Puerto del Callao-Perú con una Potencia Efectiva de 28 MW

Fuente :SDF

1.6 OTRAS TECNOLOGIAS DE GENERACION DE ENERGIA : a) CENTRALES GEOTERMICAS:

La energía geotérmica es aquella energía que puede obtenerse mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra. El calor del interior de la Tierra se debe a varios factores, entre los que caben destacar el gradiente geotérmico, el calor radiogénico, etc. En áreas de aguas termales muy calientes a poca profundidad, se aprovecha el calor desprendido por el interior de la tierra. El agua caliente o el vapor pueden fluir naturalmente, por bombeo o por impulsos de flujos de agua y de vapor. El método a elegir depende del que en cada caso sea económicamente rentable. Un ejemplo, en Inglaterra, fue el "Proyecto de Piedras Calientes HDR" (sigla en inglés: HDR, Hot Dry Rocks), abandonado después de comprobar su inviabilidad económica en 1989. Los programas HDR se están desarrollando en Australia, Francia, Suiza, Alemania. Los recursos de magma (rocas fundidas) ofrecen energía geotérmica de altísima temperatura, pero con la tecnología existente no se pueden aprovechar económicamente esas fuentes. Se tienen las siguientes tecnologías: Energía geotérmica de alta temperatura. La energía geotérmica de alta temperatura existe en las zonas activas de la corteza. Esta temperatura está comprendida entre 150 y 400 °C, se produce vapor en la superficie y mediante una turbina, genera electricidad. Energía geotérmica de temperaturas medias. La energía geotérmica de temperaturas medias es

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_t%C3%A9rmica

http://es.wikipedia.org/wiki/Calor

http://es.wikipedia.org/wiki/Tierra

http://es.wikipedia.org/wiki/Gradiente_geot%C3%A9rmico

http://es.wikipedia.org/wiki/1989

http://es.wikipedia.org/wiki/Australia

http://es.wikipedia.org/wiki/Francia

http://es.wikipedia.org/wiki/Suiza

http://es.wikipedia.org/wiki/Alemania

http://es.wikipedia.org/wiki/Magma


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Energía geotérmica de baja temperatura. La energía geotérmica de temperaturas bajas es aprovechable en zonas más amplias que las anteriores; por ejemplo, en todas las cuencas sedimentarias. Es debida al gradiente geotérmico. Los fluidos están a temperaturas de 50 a 70 °C. Energía geotérmica de muy baja temperatura. La energía geotérmica de muy baja temperatura se considera cuando los fluidos se calientan a temperaturas comprendidas entre 20 y 50 °C. Esta energía se utiliza para necesidades domésticas, urbanas o agrícolas. Las fronteras entre los diferentes tipos de energías geotérmicas es arbitraria; si se trata de producir electricidad con un rendimiento aceptable la temperatura mínima está entre 120 y 180 °C, pero las fuentes de temperatura más baja son muy apropiadas para los sistemas de calefacción urbana.

Figura N° 16 Esquema de Central Geotérmica

Fuente : Termodinámica Técnica

b) CENTRALES NUCLEOELECTRICAS: Una central/planta nuclear es una instalación industrial empleada para la generación de energía eléctrica a partir de energía nuclear. Se caracteriza por el empleo de combustible nuclear compuesto básicamente de material fisionable que mediante reacciones nucleares proporciona calor que a su vez es empleado a través de un ciclo termodinámico convencional(Ciclo Rankine con sobrecalentamiento) para producir el movimiento de alternadores que transforman el trabajo mecánico en energía eléctrica. Estas centrales constan de uno o más reactores. El núcleo de un reactor nuclear consta de un contenedor o vasija en cuyo interior se albergan bloques de un material aislante de la radioactividad, comúnmente se trata de grafito o de hormigón relleno de combustible nuclear formado por material fisible (uranio-235 oplutonio-239). En el proceso se establece una reacción sostenida y moderada gracias al empleo de elementos auxiliares que absorben el exceso de neutrones liberados manteniendo bajo control la reacción en cadena del material radiactivo; a estos otros elementos se les denominan moderadores.

http://es.wikipedia.org/wiki/Calefacci%C3%B3n_urbana

http://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_nuclear

http://es.wikipedia.org/wiki/Combustible_nuclear


http://es.wikipedia.org/wiki/Fisi%C3%B3n_nuclear

http://es.wikipedia.org/wiki/Reacci%C3%B3n_nuclear

http://es.wikipedia.org/wiki/Calor


http://es.wikipedia.org/wiki/Trabajo_mec%C3%A1nico


http://es.wikipedia.org/wiki/Reactor_nuclear

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http://es.wikipedia.org/wiki/Fisible

http://es.wikipedia.org/wiki/Uranio-235

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http://es.wikipedia.org/wiki/Plutonio

http://es.wikipedia.org/wiki/Neutr%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Moderador_nuclear


16

Las instalaciones nucleares son construcciones complejas por la variedad de tecnologías industriales empleadas y por la elevada seguridad con la que se les dota. Las características de la reacción nuclear hacen que pueda resultar peligrosa si se pierde su control y prolifera por encima de una determinada temperatura a la que funden los materiales empleados en el reactor, así como si se producen escapes de radiación nociva por esa u otra causa. La energía nuclear se caracteriza por producir, además de una gran cantidad de energía eléctrica, residuos nucleares que hay que albergar en depósitos aislados y controlados durante largo tiempo. Aunque produce contaminación atmosférica de gases derivados de la combustión que producen el efecto invernadero, no precisan el empleo de combustibles fósiles para su operación. Figura N° 17: Central Nuclear de Covaux de 1.5 MW ubicada en Francia , consta de 2 reactores PWR (Reactores de Agua Presurizada) que opera indirectamente con un circuito de generación de vapor(Ciclo Rankine con sobrecalentamiento)

c) CENTRALES MAREOMOTRICES:

La energía mareomotriz es la que se obtiene aprovechando las mareas, mediante su empalme a un alternador se puede utilizar el sistema para la generación, transformando así la energía mareomotriz en energía eléctrica, una forma energética más segura y aprovechable. Es un tipo de energía renovable, en tanto que la fuente de energía primaria no se agota por su explotación, y es limpia ya que en la transformación energética no se producen subproductos contaminantes gaseosos, líquidos o sólidos. Sin embargo, la relación entre la cantidad de energía que se puede obtener con los medios actuales y el coste económico y ambiental de instalar los dispositivos para su proceso han impedido una penetración notable de este tipo de energía.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_nuclear



http://es.wikipedia.org/wiki/Residuo_nuclear

http://es.wikipedia.org/wiki/Contaminaci%C3%B3n_atmosf%C3%A9rica

http://es.wikipedia.org/wiki/Marea



http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_renovable


17

LA GENERACION DE ENERGIA EN EL PERU

2.1 SISTEMAS ELECTRICOS: Un Sistema eléctrico se define como el conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas de muy alta y alta tensión (60, 138, 220 y 500 KV) conectadas entre sí, así como sus respectivos centros de despacho de carga que permiten la transferencia de energía eléctrica entre 2 o más sistemas de generación. Estos sistemas se clasifican en :

a) SISTEMAS INTERCONECTADOS : Son Sistemas Eléctricos que involucran una gran cantidad de redes de transmisión , en el Perú a la Red Principal se llama Sistema Eléctrico Interconectado Nacional SINAC el cual esta administrado por el COES (Comité de Operación Económica del Sistema) el cual es una Institución Técnica conformada por las Empresas de Generación, Transmisión, Distribución y clientes Mayores del Perú. Incluye líneas de transmisión desde Zarumilla hasta Tacna, y por el oriente hasta Bagua, Rioja, Pucallpa y Puerto Maldonado.

(Ver en el Anexo: Mapa del SEIN)

b) SISTEMAS AISLADOS: Está conformado por un conjunto de Sistemas Aislados Mayores Y menores ubicados a lo largo de todo el Perú, los cuales no se encuentran interconectados con el SEIN por motivos ubicación geográfica y falta de redes de transmisión. Se clasifican en : Sistemas Aislados Mayores Termoeléctricos: Conformado básicamente por Grupos Electrógenos y en algunos casos de turbinas de vapor. Ejemplo:


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Figura N° 18

Fuente : OSINERGMIN

Sistemas Aislados Mayores Hidroeléctricos: conformado por Mini Centrales Hidroeléctricas. Sistemas Aislados Mayores Mixtos: Conformado por Mini centrales Hidroeléctricas y Grupos Electrógenos. Sistemas Aislados Menores Termoeléctricos: Conformado generalmente por uno o más Grupos Electrógenos de pequeña capacidad. Sistemas aislados Menores Hidroeléctricos Conformada por Micro centrales hidroeléctricas. Sistemas Aislados Menores Mixtos: En ciertas zonas se consta de un grupo electrógeno y un micro central hidroeléctrico operando en paralelo. Se recomienda ver la siguiente página http://srvgart07.osinerg.gob.pe/aislados/entrada.aspx, para ver los detalles de todos los sistemas aislados del Perú.

http://srvgart07.osinerg.gob.pe/aislados/entrada.aspx


19

Figura N°19 Mapa de los Sistemas Aislados del Perú.

Fuente : OSINERGMIN


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Figura N° 20 Esquema del SEIN

Fuente :COES


21

2.2 OFERTA Y DEMANDA DE ENERGIA: a) OFERTA DE ENERGIA EN EL PERU: Tomando como referencia el Informe Técnico N° 147-

2013 GART-OSINERGMIN (Informe técnico que valida los Precios de Barra de Generación vigentes desde Mayo 2013 a abril del 2014) se tiene lo siguiente: El Parque de Generación de Energía en el Perú es Hidrotérmico (compuesto por Centrales Hidroeléctricas y Termoeléctricas), siendo sus características principales las siguientes: Oferta Total de Generación: 7,148.2 MW Parque Hidroeléctrico. 3,126.5 MW Parque Termoeléctrico: 4,021.70 MW

OFERTA HIDRAULICA : La Oferta de Energía Hidráulica en el Perú es de 3,126.4 MW, siendo las Centrales conformantes del SEIN según el COES SINAC tomando en cuenta la operación económica según el Modelo PERSEO.

OFERTA TERMOELECTRICA : La Oferta de Energía Térmica en el Perú es de 4,021.70 MW, siendo las Centrales conformantes del SEIN según el COES SINAC tomando en cuenta la operación económica según el Modelo PERSEO.

c) DEMANDA DE ENERGIA EN EL PERU:

Se tiene la siguiente la siguiente tasa de crecimiento de la demanda en el SEIN, tomando como referencia el Horizonte de estudio 2012,2013 y 2014 y como año base el 2011.

Cuadro N° 1 Proyección de la Demanda al 2015 en el SEIN

Fuente: OSINERGMIN. Así mismo se puede ver para un Factor de Carga del 78.4 % la Tasa de crecimiento de la potencia se mantendrá constante en 1.1% para el 2015 año en el cual se ha proyectado la ampliación y puesta en marcha de Proyectos mineros de gran envergadura, asi mismo la tasa de crecimiento está en incremento desde 7.2 % hasta 13.3 % Para Abril del 2013 se ha alcanzado la Máxima Demanda Histórica en el SEIN el cual es de 5,235 MW (9 de Abril a las 19.00 horas).


22

Cuadro N°2 Centrales Hidroeléctricas conformantes del SEIN

Fuente : COES-SINAC

CENTRAL PROPIETARIO POTENCIA ENERGIA FACTOR CAUDAL RENDIMIENTO

EFECTIVA(MW) MEDIA (GWh) DE PLANTA (m3/sg) KWh/m3

1 Mantaro ELECTROPERU 670.7 5,622.10 95.70% 104.36 1.785

2 Resti tución ELECTROPERU 215.4 1,691.60 89.60% 100.00 0.598

3 Cal lahuanca EDEGEL 80.4 606.7 86.10% 20.50 1.089

4 Huampani EDEGEL 30.2 252.8 95.60% 18.50 0.453

5 Huinco EDEGEL 247.3 1,079.00 49.80% 25.00 2.748

6 Matucana EDEGEL 128.6 845.1 75.00% 14.80 2.414

7 Moyopampa EDEGEL 64.7 552.8 97.50% 17.50 1.027

8 Cañón del Pato EGENOR 263.5 1,598.00 69.20% 77.00 0.951

9 Carhuaquero EGENOR 105.1 65.12 70.70% 23.00 1.269

10 Caña Brava EGENOR 5.7 21.5 43.10% 19.50 0.081

11 Cahua SN POWER PERU 43.1 318.7 84.40% 22.86 0.524

12 Malpaso SN POWER PERU 48 255.5 60.80% 71.00 0.188

13 Oroya SN POWER PERU 9.5 73.3 88.00% 6.45 0.409

14 Pachachaca SN POWER PERU 9.6 53.9 64.00% 6.56 0.407

15 Yaupi SN POWER PERU 110.2 860.2 89.10% 28.08 1.090

16 Gal l i to Ciego SN POWER PERU 38.1 172.5 51.70% 44.80 0.236

17 Pariac SN POWER PERU 5 37.5 86.50% 2.20 0.631

18 Misapuquio SN POWER PERU 3.9 20.7 60.70% 2.00 0.542

19 San Antonio SN POWER PERU 0.6 3.5 64.50% 2.92 0.057

20 San Ignacio SN POWER PERU 0.4 3.8 108.20% 2.50 0.044

21 Huayl lacho SN POWER PERU 0.2 1.1 59.90% 0.15 0.370

22 Yuncan ENERSUR 136.8 917 76.50% 29.58 1.285

23 Platanal CELEPSA 217.4 1,100.00 57.80% 41.13 1.468

24 Yanango CHINANGO 42.6 269 72.10% 20.00 0.592

25 Chimay CHINANGO 150.9 936.4 70.80% 82.00 0.511

26 Charcani I EGASA 1.7 13.8 91.10% 7.60 0.062

27 Charcani I I EGASA 0.6 5.2 99.70% 6.00 0.028

28 Charcani I I I EGASA 4.6 31.7 79.00% 10.00 0.128

29 Charcani IV EGASA 15.3 89.6 66.90% 15.00 0.283

30 Charcani V EGASA 144.6 576.4 45.50% 24.90 1.613

31 Charcani VI EGASA 8.9 54.8 70.00% 15.00 0.165

32 Machupichu EGEMSA 88.8 739 95.00% 30.00 0.822

33 San Gabán SAN GABAN 113.1 783 79.00% 19.00 1.654

34 Curumuy SINERSA 12.5 64.2 58.60% 36.00 0.096

35 Poechos I SINERSA 15.4 82 60.80% 45.00 0.095

36 Poechos II SINERSA 10 50 57.10% 60.00 0.046

37 Huanchor S.MINERA CORONA 19.6 166 96.70% 10.00 0.544

38 Aricota I EGESUR 22.5 84.3 42.80% 4.60 1.359

39 Aricota II EGESUR 12.4 46.4 42.70% 4.60 0.749

40 La Joya GEPSA 9.6 54.7 65.00% 10.00 0.267

41 Santa Rosa I ELECTRO SANTA ROSA 1 7.8 88.80% 5.50 0.051

42 Santa Rosa II ELECTRO SANTA ROSA 1.7 11.2 75.20% 5.00 0.094

43 Santa Cruz I HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 6 29.5 56.10% 6.00 0.278

44 Santa Cruz II HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 6.5 33 58.00% 6.0 0.301

45 Roncador MAJA ENERGIA 3.8 28.1 84.50% 12.0 0.088

TOTAL 3,126.50 20,894.50 76.30%


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Cuadro N°3 Centrales Termoeléctricas conformantes del SEIN

Fuente: OSINERGMIN

POTENCIA HEAT RATE PRECIO COMB. C.V.C C.V.N.C C.V.T

N° CENTRAL PROPIETARIO EFECTIVA(MW) COMBUSTIBLE (Unid/KWh) (U$/Unid.) U$/MWh U$/MWh U$/MWh

1 Turbo Gas GN Malacas I EEPSA 13.1 Gas Natural 17.627 2.4468 43.13 4 47.13

2 Turbo Gas GN Malacas 2 EEPSA 15 Gas Natural 15.811 2.4468 38.69 4 42.69

3 Turbo Gas GN Malacas 4A EEPSA 90.3 Gas Natural 12.417 2.4468 30.38 3.13 33.51

4 Turbo Gas GN Malacas 3 EEPSA 12.4 Gas Natural 13.285 2.4468 32.51 22.74 55.25

5 Turbo Gas Chimbote EGENOR 20.2 Biodiesel 0.344 1237.6 425.73 2.7 428.43

6 Grupo Diesel de Piura EGENOR 16.8 Residual 6 0.239 913.1 218.64 7.39 226.02

7 Grupo Diesel de Chiclayo EGENOR 18.1 Residual 6 0.252 905.8 228.21 7.04 235.25

8 Turbo Gas GN Las Flores EGENOR 198.4 Gas Natural 10.084 2.7019 27.24 2.9 30.14

9 Turbo Gas GN Santa Rosa UTI 6 EDEGEL 52 Gas Natural 12.763 2.5513 32.56 7 39.56

10 Turbo Gas GN Santa Rosa UTI 5 EDEGEL 53.1 Gas Natural 11.876 2.5513 30.3 7 37.29

11 Turbo Gas GN Santa Rosa WTG EDEGEL 123.9 Gas Natural 11.595 2.5513 29.58 3.51 33.09

12 Turbo Gas GN Santa Rosa TG8 EDEGEL 199.8 Gas Natural 9.88 2.5513 25.21 4 29.21

13 Ciclo Combinado GN TG3 Ventanilla EDEGEL 225 Gas Natural 6.798 2.4637 16.75 3.05 19.8

14 Ciclo Combinado GN TG4 Ventanilla EDEGEL 228 Gas Natural 6.763 2.4637 16.66 3.11 19.77

15 Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 61.7 Residual 500 0.31 816.38 252.74 2 254.74

16 Grupo Diesel Shougesa SHOUGESA 1.2 Biodiesel 0.22 1234.5 271.58 7.11 278.69

17 Turbo Gas GN Aguaytia TG1 TERMOSELVA 88.4 Gas Natural 11.251 2.4468 27.53 3.03 30.56

18 Turbo Gas GN Aguaytia TG2 TERMOSELVA 87 Gas Natural 11.346 2.4468 27.76 3.03 30.79

19 Grupo Diesel Tumbes 1 ELECTROPERU 8 Residual 6 0.217 846.5 183.94 7 190.94

20 Grupo Diesel Tumbes 2 ELECTROPERU 8.3 Residual 6 0.202 846.5 170.95 7 177.95

21 Central Emergencia Piura ELECTROPERU 80 Biodiesel 0.202 1276.4 257.84 2.7 260.54

22 Central Emergencia Mollendo ELECTROPERU 60 Biodiesel 0.202 1276.4 257.84 2.7 260.54

23 Central Emergencia 1 ELECTROPERU 62 Biodiesel 0.202 1276.4 257.84 2.7 260.54

24 Ciclo Combinado GN Kallpa KALLPA 850 Gas Natural 10.238 2.4112 24.68 4.48 29.16

25 Ciclo Combinado GN Chilca ENERSUR 811 Gas Natural 9.704 2.4117 23.4 4.41 27.82

26 Ilo TV N° 3 ENERSUR 67.6 Residual 500 0.212 737.8 156.33 1.33 157.66

27 Ilo TG N°1 ENERSUR 34.9 Biodiesel 0.254 1276.4 324.56 9.25 333.81

28 Ilo TG N°2 ENERSUR 30.7 Biodiesel 0.252 1276.4 321.55 10.32 331.87

29 Ilo 1 GD N° 1 ENERSUR 3.3 Biodiesel 0.204 1276.4 259.94 16.7 276.64

30 Ilo 2 TV Carbón 1 ENERSUR 140.6 Carbón 0.37 125.9 46.56 2.19 48.74

31 Grupo Diesel Tarapoto ELECTRO-OR 12 Residual 6 0.224 887.7 198.8 6.8 205.6

32 Grupo Diesel Bellavista ELECTRO-OR. 3.2 Biodiesel 0.265 1291.9 341.98 6.8 348.78

33 Grupo Diesel Moyobamba ELECTRO -OR 2 Biodiesel 0.27 1291.9 348.27 6.8 355.07

34 Grupo Diesel Puerto Maldonado ELECTRO-OR 8.2 Biodiesel 0.237 1234.9 292.81 13.9 306.71

35 Taparachi Grupo Diesel N° 1 al 4 SAN GABAN 4.3 Biodiesel 0.233 1264.5 294.43 10.06 304.49

36 Bellavista Grupo Diesel N° 1 al 2 SAN GABAN 3.5 Biodiesel 0.264 1265.4 334.01 8.2 342.21

37 Chilina GD N° 1 al 2 EGASA 10.1 R500 y Biodiesel 0.212 864.8 183.74 6.75 190.49

38 Ciclo Combinado Chilina EGASA 15.8 Biodiesel 0.398 1245.2 364.81 3.58 368.39

39 Chilina TV N° 2 EGASA 6.2 Residual 500 0.398 822.6 327.83 4.53 331.91

40 Chilina TV N° 3 EGASA 10.2 Residual 500 0.403 822.6 331.32 4.22 335.54

41 Mollendo 1 GD EGASA 20.8 Residual 500 0.211 813.1 171.31 13.83 185.15

42 Grupo GN Independencia EGESUR 23 Gas Natural 8.776 2.4762 21.73 4.5 26.23

43 Turbo Gas GN Pisco EGASA 88.9 Gas Natural 12.278 2.4312 29.85 5 34.85

44 Turbo Gas GN El Tablazo SDE Piura 30 Gas Natural 9.88 2.4468 24.18 4 28.18

45 Central Solar Majes Solar Pack 20 Solar

46 Central Solar Tacna Solar Pack 20 Solar

47 Central Solar Reparticion Solar Pack 20 Solar

48 GD Mapple MAPPLE ETANOL 18.2 Etanol

49 GD Huaycoloro PETRAMAS 2.5 RSU

50 Central de Cogeneracion Paramonga AIPSA 13.8 Bagazo

51 Central de Cogeneracion Oquendo SDF Energía 28.2 Gas Natural 9.88 2.5513 25.21 4 29.21

TOTAL 4,021.70

C.V asumido de la 1 Subasta RER 52.0 U$/MWh







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En el último cuadro en referencia a las Unidades de los Consumos específicos tenemos lo siguiente:

Biodiesel y Residuales 6 y 500 : kg/kWh. Carbón: kg/kWh. Gas Natural: MBTU/kWh.

d) OBRAS FUTURAS:

Se tiene las siguientes obras de generación ingresantes al SEIN:

Cuadro N°4 Plan de Obras de Generación de Corto Plazo

Fuente : OSINERGMIN


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2.3 OPERACIÓN Y DESPACHO DE LA GENERACION: a) COMITÉ ECONOMICO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA (COES-PERU).

El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. Está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes. Su finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo

b) DESPACHO ECONOMICO DE LA OPERACION:

Es aquella actividad relacionada a la operación conjunta de todas las Centrales de Energia conformantes de un sistema eléctrico. La operación económica que involucra la generación de potencia y el suministro, se puede subdividir en dos partes: una, llamada despacho económico, que se relaciona con el costo mínimo de producción de potencia y otra, la de suministro con pérdidas mínimas de la potencia generada a las cargas. Para cualquier condición de carga, el despacho económico determina la salida de potencia de cada central generadora que minimizará el costo de combustible necesario. El conocimiento del flujo de cargas en un sistema eléctrico de potencia permite hallar la potencia activa y reactiva que debe entregar cada unidad generadora para atender una demanda de potencia determinada. El reparto de cargas o potencias entre generadores depende de las condiciones de operación que se impongan. La demanda de potencia en un sistema eléctrico puede ser generada de diversas formas; de todos los posibles repartos de carga interesa aquel que supone un mínimo coste de generación. El problema que se plantea es el siguiente: CONOCIDA LA DEMANDA DE POTENCIA TOTAL EN UN SISTEMA DETERMINADO, SE DEBE DETERMINAR LA POTENCIA QUE DEBE ENTREGAR CADA UNIDAD PARA QUE EL COSTE TOTAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISION SEA EL MÍNIMO POSIBLE. ESTE ESTUDIO RECIBE EL NOMBRE DE DESPACHO ECONÓMICO. El funcionamiento de un sistema eléctrico requiere una serie de operaciones o funciones de control cuyo número y complejidad dependerá de la dimensión del sistema y del grado de seguridad que quiera obtenerse. El despacho económico debe ser considerado como una función más a realizar dentro de un conjunto más amplio de operaciones, cuya misión es la de alcanzar la seguridad y calidad de servicio deseado con un mínimo de coste de generación y transporte. Aunque la finalidad última de las empresas es la obtención de unos beneficios, éstos siempre deberán pasar ineludiblemente por unos condicionantes previos. Estos condicionantes son las siguientes: Seguridad y Confiabilidad del suministro y la calidad y economía del servicio Muy diferente resulta la formulación de un problema de optimización económica en un sistema de generación dependiendo del tipo de centrales de generación existente en el sistema; en general, se distingue entre generación de origen térmico y generación de origen hidráulico.-En la generación de origen exclusivamente térmico: se calcula el reparto de cargas suponiendo que las unidades seleccionadas pueden atender cualquier demanda de potencia, dentro de los límites permitidos para cada unidad y sus costos variables de operación. El despacho económico se realiza con intervalos de pocos minutos suponiendo que la demanda de potencia se mantiene constante durante cada intervalo. La optimización es un proceso estático, en la cual, no es importante la variable tiempo.


26

En la generación de origen hidráulico: es necesario considerar la disponibilidad de agua para la generación de cada central durante el intervalo de tiempo para el cual se realice el estudio; el proceso de optimización será dinámico y tendrá en cuenta la evolución de la demanda de potencia con el tiempo, de forma que la potencia asignada a cada central para satisfacer la demanda de potencia total no requiera una cantidad de agua superior a la disponible para generación de energía eléctrica. La demanda de potencia a lo largo de un día será variable, dependiendo esta variabilidad del día de la semana considerado, de la estación del año, e incluso de la ubicación geográfica en la que se halla situado el sistema. A pesar de estas matizaciones, la curva de carga presentará siempre unas características comunes; las puntas, llanos y valles; en la curva de la figura se puede distinguir un valor mínimo, la carga de base, y un valor máximo, la punta de carga. La selección de unidades que trabajan en paralelo durante un determinado intervalo de tiempo se realiza considerando el coste de operación y ciertos aspectos técnicos, como son las características de regulación o los límites de estabilidad. A los costos de operación, que incluyen costes de combustible, de mantenimiento y amortización de las instalaciones, hay que añadir el coste de arrancada y de parada que presenta cada unidad generadora. Cada tipo de central tendrá una zona o régimen de carga donde será más útil; de forma resumida el reparto de cargas de un sistema de potencia será atendido de la siguiente forma:

La potencia base será atendida por unidades de regulación muy lenta, cuya potencia de salida se mantendrá sensiblemente constante y que presenten una gran producción de energía eléctrica; dentro de esta categoría se incluyen las centrales hidroeléctricas y las centrales térmicas convencionales.

El exceso de demanda sobre la carga base puede ser atendida por unidades regulables, como pueden ser las centrales hidroeléctricas de embalse y, en caso de no existir una generación suficiente de este tipo, por unidades térmicas de mediana potencia. Estas centrales son más regulables, aunque presentan el inconveniente de no ser grandes productoras de energía.

Las puntas de carga serán alimentadas por unidades cuya regulación y puesta en marcha sea muy rápida; dentro de esta categoría se encuentran las mini centrales hidroeléctricas y las pequeñas unidades térmicas con turbina de gas. La potencia que pueden entregar estas unidades es inferior a las restantes. En general, cuanto más sea una central, menos potencia podrá entregar; así pues, las grandes centrales térmicas (generalmente las de vapor) no son regulables, y en cambio las pequeñas turbinas de gas alcanzan el sincronismo en poco tiempo. Tampoco debe olvidarse que siempre es necesario que exista una cierta generación de reserva, es decir, que la potencia total disponible sea en todo momento superior a la demanda de carga prevista, así se evitarán cortes de suministro del todo indeseados. Operación en tiempo real: Tareas de coordinación, control, monitoreo y supervisión de la operación de un sistema interconectado. Incluye, entre otras: la ejecución del programa de operación de corto plazo o su reprogramación; la supervisión y control del suministro de electricidad a las empresas distribuidoras y a los clientes libres, en resguardo de la calidad del servicio y seguridad del sistema; operación del sistema fuera de la programación en los estados de alerta y emergencia y/o mientras no se disponga de programas actualizados; y la ejecución de las maniobras necesarias que permitan mantener al sistema con los parámetros eléctricos dentro de las tolerancias especificadas por la NTCSE (Norma Tecnica de la Calidad de Servicios Electricos). Se Presenta el diagrama de carga del día Martes 10 de Abril del 2012, en donde la Máxima demanda alcanzo los 5,049.4 MW. Donde se tuvieron las siguientes características: Potencia firme despachada: 5,504.2 MW. (81 %)


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Oferta o Potencia firme disponible: 6,237.2 MW (100 %) Margen de Reserva disponible: 733 MW (19 %)

Un Sistema Eléctrico se considera confiable a partir de una Reserva del 33.5%.

Figura N°21 Despacho de Generación 10 de Abril del 2012

Fuente: OSINERGMIN

c) CONTINGENCIAS EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE GENERACION DEL PERU:

Una de las garantías de seguridad de la operación de un sistema eléctrico interconectado es que su margen de reserva de generación (generación efectiva disponible menos demanda), sea suficiente para cubrir contingencias y condiciones operativas adversas. En el Perú se tienen las siguientes situaciones:

Retiro del servicio del Complejo Hidroenergético del Mantaro.

Ausencia de agua(sequia) en las cuencas hidrográficas que abastecen a las Centrales Hidroeléctricas.

Periodos de avenida de agua ,lo que trae consigo un mayor porcentaje de concentración de sólidos en las aguas.

Indisponibilidad del ducto que transporta el gas desde Camisea.

Saturación de la red de transmisión.


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d) OPERACIÓN Y DESPACHO DE LA GENERACION DEL SEIN EN EL PERU La operación y Despacho del Sistema Eléctrico Interconectado Peruano está a cargo del Comité de Operación Económica del Sistema (SEIN) y se basa en lo siguiente: DESPACHO TEORICO : Se toma el criterio de la teoría de costos marginales , en la cual se da un ordenamiento de las centrales de generación de energía en función de sus costos marginales de corto plazo o costos variables totales (CVT), según el siguiente ordenamiento :

Centrales hidroeléctricas de pasada.

Centrales hidroeléctricas de embalse o de regulación horaria, semanal, etc.

Centrales Termoeléctricas con Carbón

Centrales Termoeléctricas con Ciclo Combinado con Gas Natural.

Centrales Termoeléctricas de Ciclo Joule Brayton Simple Abierto a Gas Natural.

Centrales Termoeléctricas con Petróleo Residual ( Ciclo Rankine)

Centrales Termoeléctricas con M.C.I con Petróleo Diesel 2.

Centrales Termoeléctricas con Ciclo Joule Brayton Simple Abierto con Petróleo Diesel 2.

Según la normatividad las Centrales con Recursos Energéticos Renovables no marginan y se ubicaran a futuro el año 2013 en el rango de despacho que tienen las Centrales Termoeléctricas con Petróleo Residual (Centrales Solares y Centrales Eólicas).

Las Centrales de Cogeneración según la normatividad tienen lo prioridad en el despacho y no marginaran, ubicándose la Central Térmica de SDF (CON Tecnología de turbinas a gas) y la Central de Cogeneración con Biomasa de Agroindustrias Paramonga S.A.A.

DESPACHO REAL : Debido a las imperfecciones del sistema de generación y transmisión eléctricas , la disponibilidad del recurso energético agua y combustible , el despacho del Sistema sufre alteraciones , los cuales para una operación real se toma en cuenta el Procedimiento Nº 9 “Coordinación de la Operación a Tiempo Real del SEIN” , para la ejecución de la operación en tiempo real, las actividades del Coordinador se limitarán a seguir el Programa de Operación en función a la disponibilidad de las Centrales de Generación Disponibles ordenadas en función a sus costos variables de operación ( costos marginales de corto plazo) llamado PDO o su Reprogramación, dando origen a los Despachos en tiempo real con la aplicación de las acciones correctivas del caso, para mantener el sistema en estado normal, pero expuestos permanentemente a la presencia de las desviaciones significativas al programa tal como:

La desviación de la demanda proyectada la cual origina un cambio en el programa de operación.

La indisponibilidad forzada de las Centrales de Energía en el despacho económico del sistema en función a actividades de mantenimiento.

Las variaciones de los caudales naturales de los ríos y el estado de los embalses, Esto último afecta la capacidad de generación de las centrales hidráulicas de pasada o con regulación diaria y semanal.

La variación de los niveles de tensión y frecuencia cuando se prevé exceder los límites permisibles considerados en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos NTCSE ó la Norma Técnica de Operación a Tiempo Real NTOTR.

Exceder el límite de capacidad de transporte de los sistemas de transmisión y de sus componentes principales.


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Indisponibilidad o restricción total o parcial del suministro de combustible para las plantas termoeléctricas.

2.4 RESERVA DE GENERACION Una de las garantías de seguridad de la operación de un sistema eléctrico interconectado es que su margen de reserva de generación (generación efectiva disponible menos demanda), sea suficiente para cubrir contingencias y condiciones operativas adversas.

a) TIPOS DE RESERVA: En el Perú , según el COES SINAC se tiene la siguiente clasificación:

Figura N° 22 Clasificación de la Reserva de Generación

Fuente: Dorregaray-PUC

b) RESERVA DISPONIBLE:

Es igual a la sumatoria de capacidad disponible por todas las centrales de generación menos la máxima demanda de generación

RESERVA ROTANTE (RR): Es igual al margen de la capacidad de generación de las centrales en operación para llegar a la máxima potencia de generación disponible en cualquier instante. Este margen de capacidad en generación es igual a la diferencia entre la sumatoria de capacidades disponibles de las unidades sincronizadas al sistema y la sumatoria de sus potencias entregadas al sistema. También se le conoce como Reserva Rodante o Reserva en giro. Siendo la reserva rotante clasificada en dos tipos: Reserva de Regulación Primaria: Margen de reserva rotante en las centrales que responden automáticamente a cambios súbitos de la frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la central debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos. Reserva de Regulación Secundaria: Margen de reserva rotante en las centrales que están operando y que responden a cambios de generación por regulación manual y sostenible al menos durante 30 minutos.

Dentro de los tipos de reserva rodante se encuentran:


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Reserva rápida: Está a disposición para cubrir el déficit de potencia en los primeros minutos de la falla y debe ser asumida principalmente por las plantas hidráulicas y las térmicas a gas de todas las subareas que integran el sistema interconectado. Transcurridos algunos minutos, el área donde se presentó el problema debe en lo posible cubrir el déficit por sí misma, con sus propios recursos con el fin de descargar a las otras áreas.

Reserva lenta. Esta reserva cubre el déficit de potencia que había sido asumido por la reserva rápida en lo posible con plantas térmicas o con algunas plantas hidráulicas, con el fin de que esta reserva rápida quede libre y pueda estar a disposición del sistema en caso de nuevas contingencias. El tipo de acceso de reserva lenta que utiliza unidades térmicas puede oscilar entre media hora y 8 horas, dependiendo del estado inicial térmico de las plantas a utilizar. Si es necesario arrancar algunas plantas desde el nivel frío, entonces es lógico que la reserva lenta pueda utilizar plantas que antes no aportaban ninguna reserva rodante.

RESERVA FRIA (RNS) : La cual es igual a la sumatoria de las capacidades de potencia disponibles de las unidades no sincronizadas y listas para ingresar en servicio a solicitud del coordinador del sistema.

c) RESERVA INDISPONIBLE:

Se entiende por reserva indisponible a toda aquella capacidad de las centrales que por motivo de mantenimiento y/o reparación no es posible conectar al sistema. La Indisponibilidad se clasificara como programadas, forzadas y de emergencia o urgencia.

INDISPONIBILIDAD POR EMERGENCIA O URGENCIA: Las indisponibilidades por emergencia o urgencia son aquellas que requieren de una acción inmediata, y deben ser ejecutadas por el Agente, inmediatamente se detecte la condición de Emergencia. El COES deberá tomar las medidas de seguridad necesarias para mantener el SEIN operando en forma segura, confiable y económica. Al siguiente día hábil después de realizada la indisponibilidad, el Agente debe presentar al COES un informe en que se sustenten las razones por las cuales ese trabajo fue clasificado como de Emergencia y los trabajos realizados.

INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA: La indisponibilidades programadas deben ser solicitadas por escrito al COES según el formato establecido por el Procedimiento Técnico N° y por lo menos con tres (3) días hábiles de anticipación para que se pueda planificar, coordinar, y divulgar la misma. La ejecución de una indisponibilidad programada que involucre equipos o instalaciones de otro Agente del mercado Eléctrico en la realización de maniobras o permisos de acceso, deberá ser coordinada previamente con el Agente involucrado, antes de ser solicitada al COES.

INDISPONIBILIDAD FORZADA: Las indisponibilidades forzadas son las que requieren ser ejecutadas en la primera oportunidad que el sistema lo permita y que el Agente esté listo para realizarlas. El Agente debe someter la indisponibilidad forzada con su justificación para la aprobación del COES.


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2.5 INDICADORES RELACIONADO A LAS CENTRALES HIDROELECTRICAS: a) FACTOR DE PLANTA MEDIO:

Mide el grado de utilización de la capacidad efectiva de una central de generación eléctrica. Por ejemplo : La Central Hidroeléctrica de CAHUA tiene una Potencia Efectiva de 43.1 MW y durante un año ha generado 318.7 GWh, determinar su Factor de Planta medio.

b) RENDIMIENTO ESPECIFICO: Es un Indicador Técnico que compara la Potencia Efectiva por el caudal Turbinable en una Central Hidroeléctrica. Cuan más alto sea el valor del Rendimiento especifico , se puede afirmar que la Central es mucho más eficiente en la generación de energía por recurso utilizado. Por ejemplo la Central Hidroeléctrica de CAHUA tiene una Potencia Efectiva de 43.1 MW y un caudal turbinable medido de 22.86 m37sg. Hallar su rendimiento específico:

2.6 INDICADORES RELACIONADO A LAS CENTRALES TERMOELECTRICAS: a) HEAT RATE:

Conocido también como TASA DE CALOR o CONSUMO ESPECIFICO EFECTIVO, es un Indicador de eficiencia para una Central Termoeléctrica y compara las unidades de combustible consumido por hora para generar una unidad de potencia efectiva a plena carga. Por ejemplo:


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La Central Termoeléctrica Turbo Gas Natural Las Flores de 192.8 MW, tiene un HEAT RATE igual a 10.237 MBTU/kWh (10.237 MMBTU/MWh) ,determinar el consumo horario de combustible :

Este Indicador permite comparar entre Centrales Termoeléctricas que tienen una misma tecnología de generación y que consumen el mismo combustible. Por ejemplo: La Turbo Gas Natural Santa Rosa TG8 de 199.8 MW tiene un Heat Rate de 9.879. Mientras que la turbo Gas Natural Las Flores de 192.8 MW tiene un Heat Rate de 10.237. Ambas operando con Gas Natural, comparando los Heat Rate, podemos afirmar que la Central Turbo Gas Santa Rosa TG8 es más eficiente.

b) COSTO VARIABLE COMBUSTIBLE: El Costo Variable Combustible (CVC) conocido también como Costo Incremental o Costo de Operación, el cual representa el costo asociado de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo especifico o Heat Rate de la central de generación por el costo del combustible, y viene expresado en U$/MWh. En lo relativo al CVC, el precio que se utiliza para los combustibles líquidos (Biodiesel 2, Residual 6 y 500) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Con base a lo establecido por el Articulo 124 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, se considera los precios fijados por Petro Perú S.A para generación eléctrica en sus diversas plantas en el ámbito nacional, siempre y cuando no superen los precios de referencia ponderados por el OSINERGMIN. Los precios de referencia para el Perú se determinan según lo establecido por el “Procedimiento para la determinación de los Precios de Referencia Energéticos usados en Generación Eléctrica” aprobado por la Resolución n° 062-2005-OS/CD.

Cuadro N° 5

Fuente :GART-OSINERGMIN


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Finalmente al combustible se le agrega el Impuesto Selectivo al Consumo. Para la determinación del precio del Carbón consumido por la Central Termoeléctrica Ilo 2, el precio de este combustible esta expresado por U$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífico superior (PCS) de 6,240 kcal/kg. El precio para este combustible se determina conforme a lo dispuesto en el Artículo 124° del Reglamento de la LCE, mediante la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”. En este sentido, el valor determinado al 31 de marzo de 2013 es de 101,41 US$/Ton. Para las Centrales de generación termoeléctrica que utilizan Gas natural los precios serán establecidos por el OSINERGMIN.Con las siguientes características: Para las Centrales que operen con Gas Natural de Camisea, el precio a considerar debe ser determinado tomando como referencia al precio efectivamente pagado del gas de Camisea mas el noventa por ciento del costo de transporte y de la distribución tal como corresponda. Para centrales termoeléctricas que utilicen gas natural procedente de otras fuentes distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único que se obtenga como resultado del Procedimiento N° 31 del COES SINAC teniendo como límite superior aquel que resulte del “Procedimiento para la Determinación del Precio Limite Superior del Gas Natural para el Cálculo de las Tarifas en barra” establecidos por OSINERGMIN. Los precios de gas natural a utilizarse en la presente regulación (2013-2014)para las centrales de Ventanilla, Santa Rosa I (UTI5, UTI6 y TG7), Santa Rosa II (TG8), Chilca I, Kallpa, Las Flores, Pisco (Ex TG’s Mollendo), Independencia (Ex Calana), Aguaytía, Malacas TG1-2 y Malacas TG4 corresponden a 2,5644 US$/MMBtu, 2,6543 US$/MMBtu, 2,6522 US$/MMBtu, 2,5140 US$/MMBtu, 2,5289 US$/MMBtu, 2,8149 US$/MMBtu, 2,5344 US$/MMBtu, 2,5819 US$/MMBtu, 2,5579 US$/MMBtu, 2,5579 US$/MMBtu y 2,5579 US$/MMBtu, respectivamente.

c) COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE: El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para su régimen máximo de operación; a partir de esta función se deriva el CVNV como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad de generación de energía. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctricas, para un régimen de operación dado ( número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado).


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Cuadro N° 6 CVT de las Centrales Termoeléctricas conformantes del SEIN

Fuente: OSINERGMIN

POTENCIA PRECIO COMB. C.V.C C.V.N.C C.V.T

N° CENTRAL PROPIETARIOEFECTIVA(MW)COMBUSTIBLE (U$/Unid.) U$/MWh U$/MWh U$/MWh

1 Turbo Gas GN Malacas I EEPSAGas Natural 2.4468 43.13 4 47.13

2 Turbo Gas GN Malacas 2 EEPSAGas Natural 2.4468 38.69 4 42.69

3 Turbo Gas GN Malacas 4A EEPSAGas Natural 2.4468 30.38 3.13 33.51

4 Turbo Gas GN Malacas 3 EEPSAGas Natural 2.4468 32.51 22.74 55.25

5 Turbo Gas Chimbote EGENORBiodiesel 1237.6 425.73 2.7 428.43

6 Grupo Diesel de Piura EGENORResidual 6 913.1 218.64 7.39 226.02

7 Grupo Diesel de Chiclayo EGENORResidual 6 905.8 228.21 7.04 235.25

8 Turbo Gas GN Las Flores EGENORGas Natural 2.7019 27.24 2.9 30.14

9 Turbo Gas GN Santa Rosa UTI 6 EDEGELGas Natural 2.5513 32.56 7 39.56

10 Turbo Gas GN Santa Rosa UTI 5 EDEGELGas Natural 2.5513 30.3 7 37.29

11 Turbo Gas GN Santa Rosa WTG EDEGELGas Natural 2.5513 29.58 3.51 33.09

12 Turbo Gas GN Santa Rosa TG8 EDEGELGas Natural 2.5513 25.21 4 29.21

13 Ciclo Combinado GN TG3 Ventanilla EDEGELGas Natural 2.4637 16.75 3.05 19.8

14 Ciclo Combinado GN TG4 Ventanilla EDEGELGas Natural 2.4637 16.66 3.11 19.77

15 Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESAResidual 500 816.38 252.74 2 254.74

16 Grupo Diesel Shougesa SHOUGESABiodiesel 1234.5 271.58 7.11 278.69

17 Turbo Gas GN Aguaytia TG1 TERMOSELVAGas Natural 2.4468 27.53 3.03 30.56

18 Turbo Gas GN Aguaytia TG2 TERMOSELVAGas Natural 2.4468 27.76 3.03 30.79

19 Grupo Diesel Tumbes 1 ELECTROPERUResidual 6 846.5 183.94 7 190.94

20 Grupo Diesel Tumbes 2 ELECTROPERUResidual 6 846.5 170.95 7 177.95

21 Central Emergencia Piura ELECTROPERUBiodiesel 1276.4 257.84 2.7 260.54

22 Central Emergencia Mollendo ELECTROPERUBiodiesel 1276.4 257.84 2.7 260.54

23 Central Emergencia 1 ELECTROPERUBiodiesel 1276.4 257.84 2.7 260.54

24 Ciclo Combinado GN Kallpa KALLPAGas Natural 2.4112 24.68 4.48 29.16

25 Ciclo Combinado GN Chilca ENERSURGas Natural 2.4117 23.4 4.41 27.82

26 Ilo TV N° 3 ENERSURResidual 500 737.8 156.33 1.33 157.66

27 Ilo TG N°1 ENERSURBiodiesel 1276.4 324.56 9.25 333.81

28 Ilo TG N°2 ENERSURBiodiesel 1276.4 321.55 10.32 331.87

29 Ilo 1 GD N° 1 ENERSURBiodiesel 1276.4 259.94 16.7 276.64

30 Ilo 2 TV Carbón 1 ENERSURCarbón 125.9 46.56 2.19 48.74

31 Grupo Diesel Tarapoto ELECTRO-ORResidual 6 887.7 198.8 6.8 205.6

32 Grupo Diesel Bellavista ELECTRO-OR.Biodiesel 1291.9 341.98 6.8 348.78

33 Grupo Diesel Moyobamba ELECTRO -ORBiodiesel 1291.9 348.27 6.8 355.07

34 Grupo Diesel Puerto MaldonadoELECTRO-ORBiodiesel 1234.9 292.81 13.9 306.71

35 Taparachi Grupo Diesel N° 1 al 4SAN GABANBiodiesel 1264.5 294.43 10.06 304.49

36 Bellavista Grupo Diesel N° 1 al 2SAN GABANBiodiesel 1265.4 334.01 8.2 342.21

37 Chilina GD N° 1 al 2 EGASAR500 y Biodiesel 864.8 183.74 6.75 190.49

38 Ciclo Combinado Chilina EGASA Biodiesel 1245.2 364.81 3.58 368.39

39 Chilina TV N° 2 EGASAResidual 500 822.6 327.83 4.53 331.91

40 Chilina TV N° 3 EGASAResidual 500 822.6 331.32 4.22 335.54

41 Mollendo 1 GD EGASAResidual 500 813.1 171.31 13.83 185.15

42 Grupo GN Independencia EGESURGas Natural 2.4762 21.73 4.5 26.23

43 Turbo Gas GN Pisco EGASAGas Natural 2.4312 29.85 5 34.85

44 Turbo Gas GN El Tablazo SDE PiuraGas Natural 2.4468 24.18 4 28.18

45 Central Solar Majes Solar PackSolar

46 Central Solar Tacna Solar PackSolar

47 Central Solar Reparticion Solar PackSolar

48 GD Mapple MAPPLE ETANOLEtanol

49 GD Huaycoloro PETRAMAS RSU

50 Central de Cogeneracion ParamongaAIPSA Bagazo

51 Central de Cogeneracion OquendoSDF EnergíaGas Natural 2.5513 25.21 4 29.21

TOTAL








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Para el Consumo Específico: Combustibles líquidos = Ton/MWh, Gas Natural = MMBtu/MWh Para el Costo del combustible: Combustibles líquidos = U$/Ton, Gas Natural = U$/MMBtu

a) COSTO VARIABLE TOTAL: El Costo Variable Total se determina en función a la suma de los CVC y el CVNC.

Por ejemplo: Para la Central Termoeléctrica Turbo Vapor de SHOUGESA tiene los siguientes indicadores:

Finalmente:

b) FACTOR DE INDISPONIBILIDAD:

INDISPONIBILIDAD: Es el Estado de una unidad de generación termoeléctrica cuando no se encuentra disponible para realizar su función debido a algún evento directamente asociado con la unidad de generación.

El Factor de Disponibilidad es un término referido a las Centrales Termoeléctricas.

INDISPONIBILIDAD FISICA POR FUERZA MAYOR (IFFM) : Es el estado de indisponibilidad de una unidad de una unidad de generación que se produce como consecuencia de un evento de fuerza mayor, calificado como tal por el OSINERGMIN.


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INDISPONIBILIDAD FORTUITA O INTEMPESTIVA: Aquella que resulta de condiciones de emergencia directamente asociadas con la unidad de generación, requiriendo que esta unidad de generación sea retirada de servicio: Inmediatamente. Automáticamente. Tan pronto puedan efectuarse maniobras de operación. También es una indisponibilidad causada por impropia operación del equipo o error humano. Se considera la indisponibilidad no programada como una indisponibilidad fortuita.

INDISPONIBILIDAD PROGRAMADA : Cuando una unidad de generación es deliberadamente retirada del servicio por un tiempo prefijado, usualmente para fines de: Construcción. Mantenimiento preventivo. Reparación.


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BIBLIOGRAFIA

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COES .2011. Procedimiento para el Cálculo de los Costos de Mantenimiento del SEIN-

SINAC.

COES.2012. Glosario de Abreviaturas y Términos de los Procedimientos utilizados por el

SEIN-SINAC.

OSINERGMIN. 2013. Informe N°147-2013-GART “Informe para la publicación de Precios en

Barra.

OSINERGMIN. 2013. Reporte Estadístico de Operación del Sector Eléctrico del Perú de

Marzo 2013..

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