Introducción de smart grids en el Ecuador

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(1)La versión digital de esta tesis está protegida por la Ley de Derechos de Autor del Ecuador. Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL” bajo el libre consentimiento del (los) autor(es). Al consultar esta tesis deberá acatar con las disposiciones de la Ley y las siguientes condiciones de uso: · Cualquier uso que haga de estos documentos o imágenes deben ser sólo para efectos de investigación o estudio académico, y usted no puede ponerlos a disposición de otra persona. · Usted deberá reconocer el derecho del autor a ser identificado y citado como el autor de esta tesis. · No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen que estar bajo los mismos términos de licencia que el trabajo original.. El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las creaciones de terceras personas.. Respeto hacia sí mismo y hacia los demás..

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(3) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. INTRODUCCIÓN DE SMART GRIDS EN EL ECUADOR. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. IRENE ALEXANDRA CUENCA YAGUANA [email protected]. DIRECTOR: Ing. Gabriel Alberto Argüello Ríos [email protected]. Quito, Marzo de 2013.

(4) II. DECLARACIÓN Yo, Irene Alexandra Cuenca Yaguana, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. Irene Alexandra Cuenca Yaguana.

(5) III. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Irene Alexandra Cuenca Yaguana, bajo mi supervisión.. ING. GABRIEL ARGÜELLO. DIRECTOR DE PROYECTO.

(6) IV. AGRADECIMIENTOS El desarrollo y culminación de este proyecto de titulación fue posible gracias a la participación de personas e instituciones que han facilitado las cosas para que este trabajo llegue a un feliz término. Es para mí un verdadero placer utilizar este espacio. para. ser. justa. y. consecuente. con. ellos,. expresándoles. mis. agradecimientos y reconocimiento. El agradecimiento más profundo y sentido va para mi familia, mi esposo Javier y mi hija Emily Celeste. Porque sin su apoyo, colaboración e inspiración habría sido imposible llevar a cabo este duro trabajo. A mis padres, Isidro y Gloria por su ejemplo de lucha y honestidad. Por su apoyo incondicional y aliento constante. Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Gabriel Argüello mi director de tesis y al Ing. Marcelo Jaramillo mi codirector por aceptarme para realizar esta tesis bajo su dirección. Su apoyo y confianza en mi trabajo y su capacidad para guiar mis ideas. Quiero expresar mi más sincero agradecimiento a los ingenieros del CENACE por su importante apoyo para el entendimiento de mi tesis. No cabe duda que su participación ha enriquecido el trabajo realizado y, además, ha significado el surgimiento de una sólida amistad. A mis queridas amigas de la universidad y del colegio por acompañarme durante este largo camino..

(7) V. DEDICATORIA. A Dios, a mi esposo Javier a mi hija Emily y a mis padres Isidro y Gloria por brindarme su fortaleza y su amor. Sobre todo por ser siempre la fuente de inspiración que me motiva a seguir adelante..

(8) VI. CONTENIDO CARÁTULA ........................................................................................................................ I DECLARACIÓN ................................................................................................................ II CERTIFICACIÓN .............................................................................................................. III AGRADECIMIENTOS ..................................................................................................... IV DEDICATORIA ................................................................................................................. V CONTENIDO ................................................................................................................... VI ÍNDICE GENERAL .......................................................................................................... VI ÍNDICE DE FIGURAS...................................................................................................... IX ÍNDICE DE TABLAS ..................................................................................................... XIII RESUMEN..................................................................................................................... XVI PRESENTACIÓN ......................................................................................................... XVII. ÍNDICE GENERAL CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 1 1.1.. OBJETIVOS ....................................................................................................... 1 1.1.1.. OBJETIVO GENERAL .......................................................................... 1. 1.1.2.. OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................. 1. 1.2.. ALCANCE .......................................................................................................... 2. 1.3.. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .................................................................... 2. 1.4.. DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO.......................................................................... 4. CAPITULO 2: MARCO TEÓRICO .................................................................................... 5 2.1. FUNDAMENTOS DE LAS SMART GRIDS ......................................................... 5 2.1.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................... 5. 2.1.2 DEFINICIÓN DE LAS SMART GRIDS ....................................................... 5 2.1.3 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS DE UNA SMART GRID ................ 7 2.1.4 TECNOLOGÍAS DE LAS SMART GRIDS .................................................. 8 2.1.4.1 La Etapa de Generación y las Smart Grids ............................................. 9 2.1.4.2 La Etapa de Transmisión y las Smart Grids ............................................12 2.1.4.3 La Etapa de la Distribución y las Smart Grids .........................................19 2.1.4.3.1.Infraestructura de medición avanzada. ...............................................23.

(9) VII. 2.1.4.4 Las TIC y la Modernización de las Redes de Energía Eléctrica. ............24 2.1.4.5 El Cliente y las Smart Grids ....................................................................26 2.1.4.5.Almacenamiento y Recarga de Vehículos Eléctricos ..............................27 2.2. GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD)...................................................................31 2.2.1. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. ................................32 2.2.1.1. Motores de combustión Interna ............................................................32 2.2.1.2. Turbinas de gas ....................................................................................32 2.2.1.3. Microturbinas .........................................................................................33 2.2.1.3.1. Microturbinas a gas ...................................................................33 2.2.1.3.2. Microturbinas hidráulicas ...........................................................34 2.2.1.4. Celda De Combustible...........................................................................35 2.2.1.5. Celda Fotovoltaica .................................................................................36 2.2.1.6.Generadores Eólicos .............................................................................37. CAPITULO 3: CÁLCULO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA GLOBAL Y EL USO DE LA ENERGÍA ACTUAL ......................................................................... 39 3.1 BALANCE ENERGÉTICO ......................................................................................39 3.1.1 DEFINICIONES .........................................................................................39 3.1.2. BALANCE INTERNO EN LAS INSTALACIONES DE TRANSFORMACIÓN………………………………………………………………….41 3.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA DE GENERACIÓN ...................................................43 3.2.1 GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL ECUADOR ............................44 3.2.2 MODELO ESTABLECIDO PARA EL CÁLCULO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA ....................................................................................................45 3.2.3 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE GENERACIÓN PARA EL AÑO 2011 ………………………………………………………………………………..49 3.2.4 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2011 ………………………………………………………………………………..55 3.2.5 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE DISTRIBUCIÓN PARA EL AÑO 2011 ………………………………………………………………………………..55 3.2.6 CONSUMO DE ENERGÍA EN ECUADOR POR FUENTE Y DEMANDA DEL SECTOR ...................................................................................................55 3.2.7 CALCULO DE LA EFICIENCIA GLOBAL DEL SISTEMA ÉLECTRICO .....58. CAPITULO 4: EFICIENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO Y USO DE LA ELECTRICIDAD AL INTRODUCIR LAS SMART GRIDS APLICANDO GENERACIÓN DISTRIBUIDA ............................................................................. 60 4.1. DEMANDA ...........................................................................................................60.

(10) VIII. 4.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PARA EL PERÍODO 2012-2021 PRESENTADO POR EL CONELEC ...........................................................................63 4.3.DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN……65 4.4.EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR EN BASE AL CAMBIO DE LA MATRIZ ELÉCTRICA Y EL USO DE TECNOLOGÍAS INTELIGENTES PARA LOS AÑOS 2012, 2014, 2016 y 2020. ...............................................................................69 4.4.1. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2014 ......................76 4.4.2. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2016 .....................79 4.4.3. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2020 .....................81 4.5. EFICIENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA………………………………………………………………………………….84 4.5.1.VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ...................................85 4.5.2. IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ................................................................................................86. CAPITULO 5: APLICACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA ........................ 90 5.1 NORMATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ..................................................................................90 5.1.1.. ESTÁNDAR IEEE 1547 .....................................................................90. 4.1.2.. REGULACIONES EN EL ECUADOR ................................................92. 4.1.3.. PROCESO DE INTERCONEXIÓN DE LOS CONSUMIDORES ..........94. CAPITULO 6: BENEFICIOS OBTENIDOS CON LA IMPLEMENTACIÓN DE REDES INTELIGENTES ...................................................................................... 95 6.1.. BENEFICIOS EN LA ETAPA DE GENERACIÓN...............................................95. 6.2.. MAPA DE RUTA PARA SMART GRIDS EN ECUADOR [64] ..........................103. CAPITULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................. 115 7.1. CONCLUSIONES ............................................................................................115. 7.2.. RECOMENDACIONES ....................................................................................118. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................. 120 ANEXOS ............................................................................................................ 128 ANEXO No. 1: TABLAS .............................................................................................128 ANEXO No. 2: APLICACIONES EN EXCEL...............................................................148 MACRO 1: EFICIENCIA GENERACIÓN_T12 ..................................................148 MACRO 2: EFICIENCIA GENERACIÓN_H......................................................150 MACRO 3: MCEE ............................................................................................151.

(11) IX. ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1: Orientación de las Smart Grids ...................................................................... 6 Figura 2.2: Smart Grids .................................................................................................... 6 Figura 2.3: Smart Grids integrando tecnología de información y tecnología de operación .......................................................................................................................................... 8 Figura 2.4: Aplicación de tecnologías Inteligentes en el Sistema Eléctrico ....................... 9 Figura 2.5: Visión Smart de la Generación .................................................................... 10 Figura 2.6: Automatización de las centrales de generación .......................................... 10 Figura 2.7: Visión Smart del Centro de Control de Energía ............................................ 11 Figura 2.8: Visión Smart de la Red de Transmisión ...................................................... 15 Figura 2.9: Tipos básicos de controladores FACTS ....................................................... 16 Figura 2.10: Comparación de pérdidas de líneas de transmisión HVAC y HVDC .......... 17 Figura 2.11: Esquema de un Sistema WAM y Esquema de un PMU ............................. 19 Figura 2.12: Visión Smart de la Red de Distribución ..................................................... 20 Figura 2.13: Red de Distribución Inteligente .................................................................. 22 Figura 2.14: Componentes de la Infraestructura Avanzada de Medición ........................ 24 Figura 2.15: Infraestructura de comunicaciones para Smart Grid .................................. 25 Figura 2.16: Visión Smart del Cliente ............................................................................ 27 Figura 2.17: Gestión de Recarga de Vehículos Eléctricos .............................................. 28 Figura 2.18: Componentes de un Coche Eléctrico ....................................................... 29 Figura 2.19: Esquema de un Sistema de Potencia Red Pasiva ..................................... 31 Figura 2.20: Esquema de un Sistema de Potencia Red Activa ...................................... 31 Figura 2.21: Configuración de una Microturbina a Gas .................................................. 34 Figura 2.22: Microcentral Hidroeléctrica ......................................................................... 34 Figura 2.23: Componentes Estructura de una Planta de celda de Combustible ............ 36 Figura 2.24: Diagrama de Bloques de un sistema fotovoltaico interconectado a la red eléctrica .......................................................................................................................... 36 Figura 2.25: Sistema y Diagrama de Bloques de un Convertidor de Energía Eólica ...... 38.

(12) X. Figura 3.1: Balance De Energía Final ............................................................................. 39 Figura 3.2: Proceso Centro De Transformación .............................................................. 41 Figura 3.3 Altura neta en una central hidráulica ............................................................ 42 Figura 3.4: Centrales Eléctricas ..................................................................................... 44 Figura 3.5: Composición de la producción total de energía neta (%) .............................. 46 Figura 3.6: Modelo de la Participación de Energía en el Ecuador ................................... 47 Figura 3.7: Sistema Eléctrico Ecuatoriano ...................................................................... 47 Figura 3.8: Ponderación de producción de generación de Energía ................................. 48 Figura 3.9: Participación de las empresas en la producción de energía hidroeléctrica .... 50 Figura 3.10: Participación de las empresas en la producción de energía anual (%) ........ 51 Figura 3.11: Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la generación neta total (%). .................................................................................................................. 55 Figura 3.12: Oferta total de energía primaria en el Ecuador ............................................ 56 Figura 3.13: Consumo Sectorial de energía-2011 ........................................................... 57 Figura 3.14: Consumo sectorial de energía en Ecuador por fuente y demanda ............. 58 Figura 3.15: Eficiencia Global del Sector Eléctrico – Ecuador 2011 ................................ 59 Figura 3.16: Fuentes de Energía del Sector Eléctrico– Ecuador 2011 ............................ 59 Figura 4.1: Tasa de crecimiento anual de consumo de Energía Eléctrica 1990-2011 ..... 60 Figura 4.2: Tasa anual de variación del PIB y la Demanda de Energía Eléctrica .......... 61 Figura 4.3: Estructura del consumo eléctrico por sectores ............................................. 62 Figura 4.4: Evolución del consumo de energía eléctrica en el SNI ................................. 64 Figura 4.5: Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación ............... 65 Figura 4.6: Plan de Expansión de Generación 2012-2016 ............................................. 66 Figura 4.7: Plan de Expansión de Generación 2017-2021 .............................................. 67 Figura 4.8: Eficiencia por Fuente de Generación 2012 ................................................... 69 Figura 4.9: Eficiencia Global del Sector Eléctrico Ecuatoriano - 2012 ............................. 70.

(13) XI. Figura 4.10: Plan de Implementación de AMI y AMR ..................................................... 76 Figura 4.11: Fuentes de Energía Sector Eléctrico – Ecuador 2014 ................................. 77 Figura 4.12: Producción de Energía – Ecuador 2014 ...................................................... 78 Figura 4.13: Eficiencia Global del Sector Eléctrico Ecuatoriano- 2014 ............................ 78 Figura 4.14: Fuentes de Energía Sector Eléctrico Ecuador 2016 .................................... 79 Figura 4.15: Producción de Energía – Ecuador 2016 ...................................................... 80 Figura 4.16: Eficiencia Global del Sector Eléctrico-Ecuador 2016 ................................... 81 Figura 4.17: Uso y fuentes de Energía Sector Eléctrico – Ecuador 2020 ....................... 82 Figura 4.18: Producción de Energía – Ecuador 2020 ...................................................... 83 Figura 4.19: Eficiencia Global del Sector Eléctrico- Ecuador 2020 ................................. 83 Figura 4.20: Sistema Eléctrico Inteligente ...................................................................... 84 Figura 4.21: Subsidio al GLP ......................................................................................... 87 Figura 4.22: Eficiencia Global del Sector Eléctrico al introducir cocinas de inducción Ecuador 2020 .................................................................................................................. 89 Figura 5.1: Serie de estándares IEEE 1547 .................................................................... 90 Figura 5.2: Panorama de Penetración de Generación Distribuida .................................. 93 Figura 6.1: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-MCI ........................................................................................................ 99 Figura 6.2: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-Turbo Gas ............................................................................................. 100 Figura 6.3: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-Turbo Vapor .......................................................................................... 100 Figura 6.4: Costo Unitario del Combustible USD/kWh –Sin subsidios-MCI ................... 101 Figura 6.5: Costo Unitario del Combustible USD/kWh –Sin subsidios-Turbo Gas ......... 102 Figura 6.6: Costo Unitario del Combustible USD/kWh –Sin subsidios-Turbo Vapor ...... 102 Figura 6.7: Modelo de siete capas propuesto para “Smart Grids”………………………104.

(14) XII. Figura 6.8: Modelo de Referencia…………………………………………………………....105 Figura 6.9: Criterios de Valoración de la Matriz de Pertinencia…………………………..106 Figura 6.10: Criterios de la Matriz de Priorización………………………….………………107 Figura 6.11: Criterios de viabilidad (I)……………………………………….……………….110 Figura 6.12: Criterios de viabilidad (II)……………………………………………………….111 Figura 6.13: Mapa de Ruta de referencia Redes Inteligentes Ecuador………………….112 Figura 6.14: Áreas de enfoque Mapa de Ruta de referencia……………………………..113 Figura 6.15: Elementos en fases de desarrollo…………………...………………………..114.

(15) XIII. ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Elementos de Smart Grids para el Mapa de Ruta ........................................... 12 Tabla 3.1: Eficiencias típicas de centrales termoeléctricas ........................................... 128 Tabla 3.2: Descripción de las vertientes y ubicación de las principales Centrales Hidroeléctricas .............................................................................................................. 128 Tabla 3.3: Características Técnicas de las principales Centrales Hidroeléctricas .......... 129 Tabla 3.4: Tabla de equivalencias 1 .............................................................................. 129 Tabla 3.5: Tabla de equivalencias 2 ............................................................................. 129 Tabla 3.6: Densidad de referencia ton/m3...................................................................... 130 Tabla 3.7: Tabla de equivalencias 3 ............................................................................. 130 Tabla 3.8: Equivalencia en BEP de algunas unidades físicas ....................................... 130 Tabla 3.9: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Gas-GD ...................................................................................................................................... 131 Tabla 3.10: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-MCI-GD ...... 132 Tabla 3.11: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo VaporGD ................................................................................................................................. 133 Tabla 3.12: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Gas .. 133 Tabla 3.13: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-MCI ........... 134 Tabla 3.14: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Vapor ...................................................................................................................................... 135 Tabla 3.15: Producción Hidráulica en kWh por Central de Generación-Embalse ......... 136 Tabla 3.16: Producción Hidráulica en kWh por Central de Generación-Pasada ............ 136 Tabla 3.17: Caudales turbinados en m3/s por las Centrales Hidroeléctricas-Embalse . 137 Tabla 3.18: Caudales afluentes en m3/s por las Centrales Hidroeléctricas-Pasada ...... 137 Tabla 3.19: Eficiencia por fuente de generación .............................................................. 52 Tabla 3.20: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga - Turbo-Gas ...... 52 Tabla 3.21: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga – MCI ................ 53 Tabla 3.22: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga – Turbo Vapor .. 53 Tabla 3.23: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras y Auto generadores– Turbo Gas ................................................................................................ 53.

(16) XIV. Tabla 3.24: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras y Auto generadores (GD) – MCI ................................................................................................ 54 Tabla 3.25: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras y Auto generadores (GD) – Turbo Vapor ................................................................................... 54 Tabla 3.26: Eficiencia de las Centrales Hidráulicas-Embalse ......................................... 54 Tabla 3.27: Eficiencia de las Centrales Hidráulicas-Pasada ............................................ 54 Tabla 3.28: Eficiencia promedio anual de Transmisión ................................................. 138 Tabla 3.29: Eficiencia promedio anual de Distribución ................................................. 139 Tabla 4.1: Tasa de variación anual del PIB .................................................................... 61 Tabla 4.2: Consumo de Energía Eléctrica en el Período 2001-2011 ............................... 63 Tabla 4.3: Evolución y previsión del consumo de energía eléctrica por sectores........... 140 Tabla 4.4: Previsión de la Demanda Anual de Energía Eléctrica en Bornes de Generación del SNI .......................................................................................................................... 141 Tabla 4.5: Evolución y Previsión del Consumo Total (GWh) del SNI ............................ 142 Tabla 4.6: Proyección de la Demanda Anual de Energía (GWh)- A Nivel de Barras de S/E de Entregas …..………..………………………………………………………………………143 Tabla 4.7: Plan de Expansión de Generación por tipo de Tecnología 2012-2021............ 67 Tabla 4.8: Características de los Proyectos Hidroeléctricos 2012-2018 ...................... 144 Tabla 4.9: Ubicación de los Proyectos Hidroeléctricos 2012-2021 ............................... 145 Tabla 4.10: Proyectos Eólicos ..................................................................................... 145 Tabla 4.11: Características de los Proyectos Termoeléctricos 2012-2014 ................... 146 Tabla 4.12: Proyectos Geotérmicos ............................................................................. 146 Tabla 4.13: Retiro de Generación ................................................................................... 68 Tabla 4.14: Consumo de Combustibles, para el PEG 2012-2021 .................................... 68 Tabla 4.15. Eficiencia de Conversión-Generación con Energías Renovables ................. 71 Tabla 4.16. Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas Alejadas de la Carga Diesel . 71 Tabla 4.17: Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas Alejadas de la Carga Gas Natural, Residuo y Fuel Oil ............................................................................................ 72 Tabla 4.18: Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas GD-Residuo ......................... 72 Tabla 4.19: Evolución de la eficiencia de centrales hidroeléctricas ................................. 73.

(17) XV. Tabla 4.20: Evolución de las pérdidas de Transmisión ................................................... 73 Tabla 4.21: Balance de Energía en GWh -2014 .............................................................. 76 Tabla 4.22: Balance de Energía en GWh -2016 .............................................................. 79 Tabla 4.23: Balance de Energía en GWh -2020 .............................................................. 81 Tabla 4.24: Sistemas de almacenamiento de energía .................................................. 147 Tabla 4.25: Demanda en MW de las cocinas de inducción.............................................. 87 Tabla 4.26: Demanda de Energía Cocinas de Inducción ................................................ 87 Tabla 4.27: Balance de Energía ..................................................................................... 87 Tabla 4.28: Balance de Energía adicionando las cocinas de inducción ........................... 87 Tabla 6.1: Precios de los Combustibles .......................................................................... 95 Tabla 6.2: Precios de los Combustibles en ሾ̈́Τ×ሿ ......................................... 97. Tabla 6.3: Costo Unitario [$⁄kWh] Centrales Alejadas de la Carga-MCI .......................... 97. Tabla 6.4: Costo Unitario [$⁄kWh] Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Gas ................ 98 Tabla 6.5: Costo Unitario [$⁄kWh] -Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Vapor ............ 98 Tabla 6.6: Costo Unitario [$⁄kWh] -Centrales GD-MCI ..................................................... 98 Tabla 6.7: Costo Unitario [$⁄kWh] Centrales GD-Turbo Gas ............................................ 98 Tabla 6.8: Costo Unitario [$⁄kWh] -Centrales GD-Turbo Vapor ....................................... 99 Tabla 6.9: Precios del Diesel Sin subsidios en [$⁄gal]……………………………..…..…101 Tabla 6.10: Costo de las Pérdidas Técnicas y no Técnicas considerando el incremento en la eficiencia de distribución ........................................................................................... 103 Tabla 6.11: Retos y Ponderación………………………………………………………….....106 Tabla 6.12: Ponderación de los criterio……………………………………………………...107 Tabla 6.13: Matriz de Pertinencia…………………………………………………………….108.

(18) XVI. RESUMEN. En esta tesis se presenta un modelo para el cálculo de la eficiencia del sector eléctrico ecuatoriano que permite determinar la eficiencia de la cadena de valor de la producción de la electricidad, se determina la eficiencia de la etapa de generación partiendo de la eficiencia de conversión de energía que se calcula mediante la relación de la producción de la energía neta de cada una de las centrales para los insumos que en el caso de las centrales térmicas son los combustibles y para las centrales hidroeléctrica el equivalente primario de electricidad, para las etapas de distribución y transmisión se evalúan las pérdidas totales de los sistemas determinando así la eficiencias para cada sistema, una vez establecida la eficiencia de cada una de las etapas se determina la eficiencia global del sistema eléctrico. Se ha calculado la eficiencia energética para el año 2011 que servirá como referencia, la aplicación seleccionada de redes inteligentes son simuladas y una mejora de la eficiencia es determinada..

(19) XVII. PRESENTACIÓN. En términos de eficiencia, Ecuador tiene el potencial de mejorar el sistema eléctrico actual. El balance de energía se estudia para conocer la participación del sector eléctrico en la matriz energética. El modelo para el cálculo de la eficiencia energética del Sector Eléctrico Ecuatoriano, presenta la información de un año base, determinando la eficiencia para la cadena de valor (generación, transmisión y distribución). Principalmente enfocada a los sistemas. de distribución.

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(21) 1. CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN La producción, distribución y consumo de los recursos energéticos deben involucrar principios de eficiencia energética, dado que la energía es un bien costoso y escaso que debe ser gestionado considerando el impacto ambiental y la responsabilidad social hacia las futuras generaciones. El cálculo de la eficiencia energética del sector eléctrico ecuatoriano pretende estimar la oferta total de energía para el abastecimiento eléctrico. El cálculo de este indicador puede servir como justificativo para emprender en el desarrollo de proyectos de generación más eficientes. Un aspecto importante, que debe ser considerado es la introducción de tecnologías eficientes como son las Smart Grids que representan una mejora en todos los sectores del sistema de potencia. La Generación Distribuida garantizará el suministro de energía y podrá ser considerada como sistema de respaldo.. 1.1. OBJETIVOS 1.1.1. OBJETIVO GENERAL Calcular la eficiencia promedio del sector eléctrico ecuatoriano introduciendo las diferentes etapas que intervienen en los procesos que permiten la transformación de la energía desde la producción hasta el uso de electricidad y propuesta hacia generación distribuida (GD). 1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ·. Calcular la eficiencia energética global y el uso de energía teniendo en cuenta todas las fuentes y sectores de demanda actual.. ·. Proyectar la eficiencia energética global del sector eléctrico ecuatoriano y. las condiciones de uso de energía en Ecuador teniendo en cuenta. todas las fuentes utilizadas y los sectores de demanda para el año.

(22) 2. 2020 al implementar redes Inteligentes y como parte de estas la Generación Distribuida.. ·. Realizar un procedimiento para que los usuarios instalen Generación Distribuida en sus residencias y empresas, y se interconecten a la red de distribución.. ·. Analizar los beneficios obtenidos en la eficiencia energética global en el sector. eléctrico. ecuatoriano. con. la. implementación. de. redes. inteligentes.. 1.2. El. ALCANCE análisis de los diferentes escenarios del Ecuador al implementar Redes. Inteligentes se realizara mediante los datos obtenidos del plan de electrificación del MEER, CENACE y CONELEC. En el cálculo de la eficiencia promedio se introducirá las diferentes etapas que intervienen en los procesos que permiten la transformación de la energía desde la producción hasta el uso de electricidad. Por último se presentará un porcentaje importante de la generación total de la mejora de la eficiencia del sistema de gestión de la red con un uso de los recursos energéticos con mayor eficiencia y menor impacto ambiental y la implementación de generación distribuida.. 1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO Las ineficiencias de los sistemas eléctricos producen grandes impactos ambientales, en países como Estados Unidos con la mayor parte de la energía derivada de los combustibles fósiles se estima que el sector eléctrico es responsable de aproximadamente el 40% de las emisiones de CO2. [1] La Agencia Internacional de la Energía considera que el sector eléctrico debe otorgar un papel prioritario a las energías renovables para alcanzar el objetivo BLUE1 y que la eficiencia energética y las energías renovables contribuirán a la reducción global de emisiones de CO2 en un 43% y un 21% respectivamente. 1. El IPCC (análisis de Panel Intergubernamental de Cambio Climático) ha concluido que deben reducirse las emisiones entre un 50% y. un 85% para el 2050, si se quiere frenar el calentamiento global hasta entre 2° C y 2,4° C. Los líderes del G8 acordaron en la Cumbre de Heiligendamm de 2007 considerar seriamente un objetivo global de reducción de las emisiones de CO2 de un 50%..

(23) 3. Además, que el sector eléctrico es el que tiene un mayor peso en la reducción de emisiones, mostrándose como una opción eficiente frente a las tecnologías del sector del transporte. [2] Las tecnologías pueden y deben desempeñar una función integral en la transformación del sistema energético, el éxito estará sustancialmente supeditado al funcionamiento general del sistema, y no solo a las tecnologías individuales, pero se requieren de la creación de políticas energéticas. La construcción de grandes centrales de generación supone un problema que no es solo producirla, sino conectarla a la red. Para transportar la electricidad desde este tipo de centrales hasta los centros de consumo, hay que salvar enormes distancias lo cual supone aumentar los costos de transporte y las pérdidas. La integración de sistemas de generación distribuida como solar, fotovoltaica, biomasa, microhidráulica o geotérmica supone un gran avance a la hora de evitar emisión de CO2. Se espera que gracias a una mejora en las tecnologías constructivas, a una mayor eficiencia en la conversión y a una disminución de los costos de producción, aumente la contribución de dichas fuentes a la futura red Smart Grid. La generación distribuida presenta beneficios como: reducción de pérdidas, incremento de la confiabilidad, aumento de la calidad de energía, reducción del número de interrupciones, flexibilidad de generación, reducción de costos debido a la reducción de la demanda pico y suministro energético en aquellos lugares donde no llega la red convencional. En el estudio de la proyección de la demanda en el Ecuador considera como parte fundamental, la reducción en forma progresiva de las pérdidas de energía en los sistemas de distribución, desde 14,73 % en el 2011 hasta el orden del 7,5% en el 2021. Adicionalmente, el plan maestro de electrificación 2012-2013 desarrollado por el CONELEC contempla un cambio de la matriz energética a partir del 2016 en el que el principal recurso utilizado será el hídrico. [3] Con todo lo anteriormente mencionado es necesaria la creación de indicadores de eficiencia energética en el lado de la oferta, que nos permitan evaluar si los.

(24) 4. planes de expansión futuros y las soluciones técnicas en las etapas de generación, transmisión y distribución. presentan las mejores condiciones. técnicas, económicas y ambientales.. 1.4. DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO ·. En base a los datos obtenidos del MEER, CENACE y CONELEC se calculará la eficiencia del sector eléctrico teniendo en cuenta todas las fuentes y sectores de demanda actual.. ·. Se presentará un nuevo cálculo de la eficiencia energética y uso de la electricidad pero con los aportes producidos por la adopción de generación distribuida y Smart Grids.. ·. Establecer los procedimientos necesarios para que los clientes instalen Generación Distribuida en sus residencias y empresas, y se interconecten a la red de distribución eléctrica.. ·. Se realizará un análisis y evaluación general de los beneficios tanto económicos como técnicos que se producen al introducir Redes Inteligentes y Generación Distribuida..

(25) 5. CAPITULO 2: MARCO TEÓRICO En este capítulo se detalla. los fundamentos de las Smart Grids (Redes. Inteligentes) y de Generación Distribuida (GD). Además de la tecnología usada para GD.. 2.1 FUNDAMENTOS DE LAS SMART GRIDS 2.1.1 INTRODUCCIÓN El consumo de energía eléctrica crecerá sustancialmente en el futuro, así como la creciente participación de las energías renovables. La disponibilidad de la energía eólica y solar es, por naturaleza intermitente y difícil de predecir. Además, la energía renovable se genera a menudo en lugares remotos donde la infraestructura de la red local es débil. Los roles de los consumidores y de la distribución están cambiando: los consumidores con su propia generación local están evolucionando para convertirse en parte activa de la red. La forma tradicional en el planteamiento del control de la energía implica atender el crecimiento de la variabilidad con un incremento en las reservas. costoso y. Esto es. puede negar al medio ambiente las ventajas de la generación. renovable. El trabajo " más inteligente " adopta una visión más amplia de ver el sistema eléctrico frente a un aumento de capacidad en forma económica y confiable. Mientras el sistema de control tradicional asume el lado de la demanda en una sola dirección, las redes inteligentes incentivan a los consumidores a modificar sus patrones de consumo siendo también actores dentro del mercado eléctrico. 2.1.2 DEFINICIÓN DE LAS SMART GRIDS Las Smart Grids son la evolución del sistema que gerencia la demanda eléctrica de una manera sostenida, económica y confiable, construida sobre una infraestructura ajustada para la integración de todos los involucrados. [4].

(26) 6. Minimizar el impacto ambiental. Interoperabilidad con las redes eléctricas.. Reformar los mercados eléctricos. Smart Grid. Aumentar la eficiencia électrica del sistema y reducir costos.. Aumentar la fiabilidad de suministro.. Figura 2.1: Orientación de las Smart Grids. Las smart grids constituyen nuevas soluciones tecnológicas orientadas a la optimización de la cadena de valor de la energía eléctrica. [5]. Figura 2.2: Smart Grids [6]. Los proyectos de smart grids actualmente comienzan con una aplicación de automatización de la generación (como el sistema de control distribuido), automatización. de. subestaciones. (SCADA/EMS),. automatización. de. la. distribución, demanda responsable o automatización de la medición, y luego el diseño de una red de comunicación capaz de soportar la funcionalidad de integrar generación, transmisión, distribución y carga. Las smart grids están destinadas a emerger debido a dos razones: la electricidad es un componente esencial en la vida moderna y el progreso tecnológico..

(27) 7. 2.1.3 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS DE UNA SMART GRID [5] [7] El desarrollo e implementación de las smart grids será progresivo y dependerá de los avances tecnológicos y política energética. A continuación. se detallan. algunas de las características de las smart grids: ·. Eficiencia. La optimización de la. supervisión y coordinación de. la. generación, transmisión y distribución mediante nuevos sistemas de control y adquisición de datos y. la reducción de pérdidas en los sistemas de. distribución y transmisión al introducir tecnología digital para gestionar y controlar los flujos de potencia, permiten satisfacer las necesidades energéticas, minimizando la necesidad de una gran infraestructura. Es decir, la producción y transferencia de energía usando menos energía implica la reducción del consumo. ·. Flexibilidad. Adaptable a las necesidades cambiantes del sistema y bidireccional.. ·. Fiabilidad y Seguridad. La capacidad de operarse y protegerse con seguridad y la disponibilidad de información en tiempo real, asegurando la disponibilidad de energía, mientras que se evita y anticipa las amenazas sobre la integridad del sistema e interrupciones.. ·. Apertura. Permite integrar de forma segura las fuentes de energía renovable, facilita el desarrollo de los mercados eléctricos mediante la creación de nuevas oportunidades de negocio.. ·. Sostenibilidad. Respetuosa con el medio ambiente y socialmente aceptada.. Entre los beneficios de las Smart Grids se tiene: ·. Económicos. Reducción de las inversiones necesarias en infraestructura de red y generación, reducción de los costos derivados de las fallas en el sistema, reducción de los costos de producción mediante el uso más eficiente de las tecnologías de la. producción; en consecuencia una. adecuada gestión de la demanda y el desarrollo de la industria tecnológica (contadores, sensores, sistemas de comunicación inteligente, vehículos eléctricos y energías renovables). ·. Medio Ambientales. Reducción de las emisiones de CO2 adecuando la gestión de la demanda para reducir las puntas de consumo y la integración.

(28) 8. de las energías renovables. Uso masivo de vehículos eléctricos. Reducción del impacto ambiental. consecuencia de la construcción de grandes. infraestructuras. ·. Del Sistema Eléctrico. Mejorar la confiabilidad del sistema, optimización del uso de las centrales de producción, reducción de las pérdidas del sistema, optimización del control de voltaje y de potencia, facilitar la integración de fuentes de energía renovable mediante la implementación de sistemas bidireccionales de control y monitorización del consumo e incrementar la seguridad del sistema a través de la implementación de nuevos sistemas tecnológicos de información.. ·. De los Consumidores. Los consumidores cuentan con mayor seguimiento y control sobre la forma en que la energía se produce y entrega, lo que les permite gestionar su consumo. Los dispositivos inteligentes aplicados a la red de distribución. permitirán a los consumidores transformarse en. “prosumidores”, es decir productores y consumidores al mismo tiempo, lo cual implica la micro-generación y la comercialización de la electricidad a nivel local [8]. 2.1.4 TECNOLOGÍAS DE LAS SMART GRIDS El concepto de smart grids reúne una serie de tecnologías para alcanzar sus objetivos y proyecciones, este conjunto de tecnologías abarca a toda la red: generación, transmisión, distribución y carga. Tecnología de Operación (OT). Aparatos y Servicios. Transformadores Breakers Switches Baterías HVDC & FACTS. 2. Protocolos de Comunicación. IEC60870-5 IEC60870-6 IEC61970 IEC61968 IEC61334 IEC62325 IEC62351 IEC61850. Sensores y monitoreo. Tecnología de Información (TI). SubestacionesEnlaces. Monitores de Automatización transformadores. de subestaciones. Interruptores Concentradores automáticos. Monitores de batería.de datos. Comunicaciones Relays (IED’s) Sensores. Manejo de base de datos. Especificaciones de equipo Datos de falla. Resultados de pruebas. Servicio. Modelo de rendimineto y analisis. Impacto de operaciones. Optimización de mantenimientos.. Manejo de activos. Gestión de trabajo Inventario Datos de falla. Implementación de equipo. Figura 2.3: Smart Grids integrando tecnología de información y tecnología de operación 2. FACTS.- (Flexibilidad de la transmisión de potencia eléctrica). Equipamiento basado en electrónica de potencia y otros componentes estáticos que permiten efectuar el control de uno o más parámetros del sistema de transmisión.

(29) 9. Las smart grids. incorporan nuevas tecnologías aplicadas a la medida y. supervisión del sistema. y se soporta en la tecnología de información,. para. procesar la gran cantidad de datos y convertirlos en información y conocimiento, y las comunicaciones para proveer un mejor desempeño del sistema para soportar un nuevo conjunto de servicios adicionales para los usuarios.. Figura 2.4: Aplicación de Smart Grids en el Sistema Eléctrico [6]. 2.1.4.1 La Etapa de Generación y las Smart Grids Las smart grids en la etapa de generación. permiten optimizar las fuentes. disponibles, tomando decisiones a tiempo real sin impactar la calidad de servicio. Usando tecnología para adaptar el consumo de generación (gestión de la demanda) y reduciendo de esta manera riesgos e impactos ambientales..

(30) 10. Figura 2.5: Visión Smart de la Generación [9]. A continuación se realiza una descripción del concepto de smart grid aplicado a generación: 1. Automatización de la central.. Figura 2.6: Automatización de las centrales de generación [10].

(31) 11. ·. SCADA/GMS (Sistema de Adquisición y supervisión de datos/ Sistemas de Gestión de Generación). En este concepto se puede advertir la existencia de un HMI (Interfaz hombre máquina) bajo un software diseñado e instalado sobre un servidor para el control de producción, mismo que se puede dotar de comunicación con dispositivos de campo, controlando el proceso de forma automática desde la pantalla de monitorización. Este sistema provee de toda la información a diferentes niveles del sistema como: supervisión, control de calidad, control de producción y almacenamiento de datos [12].. ·. Control de las Unidades. Los IED’s son dispositivos electrónicos inteligentes para los sistemas de protecciones, que junto con el empleo de protocolos de comunicaciones, son aplicados para realizar cortes y reconexiones ágiles y confiables [12]. Se requiere de sistemas para la automatización y telecontrol de la unidad de generación que permitan la conexión distribuida de los IED`s, enclavamientos y secuencias de arranque y de parada.. La elección de una o de otra tecnología depende de factores como la confiabilidad, el costo, la seguridad y la infraestructura disponible.. Figura 2.7: Visión Smart del Centro de Control de Energía [9].

(32) 12. En el caso de Ecuador, la coordinación de las operaciones del Sistema Nacional Interconectado la realiza el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), además de las transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Los principales elementos de Smart Grids considerados en el Mapa de Ruta de Referencia para Ecuador desarrollado por CENACE se describen en la tabla 2.1.. Área. Sub-área. Elemento Actualización de centrales existentes. Convencional Generación. Ejecución planeamiento expansión de generación (8 proyectos emblemáticos del Gobierno) Despacho avanzado orientado a eficiencia energética Estudios potencial pequeñas centrales hidráulicas, eólica, etc.. Distribuida. Generación distribuida para zonas aisladas y/o sin suministro Integración de energías renovables a la red (Villonaco, Política 6% capacidad instalada debe ser de energía solar) Plan migración hacia IEC61850. Integración nuevas tecnologías. Ejecución planeamiento expansión de transmisión (proyecto de red de 500kV.) Implementación de FACTS HVDC Limitación corriente de falla FCL Subestaciones avanzadas (digital). Transmisión. Implementación de PMUs Protección sistémica Óp. avanzada. Cargabilidad estática y dinámica- Dynamic Capability Rating Protección adaptativa Aplicaciones avanzadas de WAMPACS. Red Flexible. Backbone de información y recolección de datos Sistema SCADA-DMS-GIS-OMS-MWM Implantación centros de control - proyecto SIGDE. Distribución. Infraestructura. Backbone de información y recolección de datos Infraestructura Avanzada de Medición (AMI) Planeamiento óptimo de Distribución Alumbrado público eficiente (inteligente).

(33) 13. Área. Sub-área. Elemento Infraestructura Avanzada de Medición (CIS-CRM) Control y supervisión de VE y estaciones de carga VE. Consumidor. Operación Global. Mantenimiento inteligente (gestión de activos). Red Automatizada. Automatización de Subestaciones Distribución. Eficiencia energética. Equipos de uso final eficiente Programas de eficiencia energética. Gestión de la demanda. Desconexión de cargas (sistema/precios) - Demand Response DR Transporte eléctrico individual. Movilidad/ Transporte Comunicaciones Educación. Control VOLT/VAR, reducción de tensión (CVR) Automatización redes de distribución. Transporte eléctrico masivo Infraestructura de telecomunicaciones Flujo de información de extremo a extremo Convenios con Universidades e Institutos de Formación Modelo común del sistema (CIM) y aplicaciones avanzadas. Estándares. Análisis de estándares Adopción de estándares internacionales Ciberseguridad: estándares y protocolos Seguridad del personal. Gestión de Activos. Mantenimiento basado en condiciones (CBM) Sensores automáticos avanzados Optimización trabajo de las cuadrillas. General. Integración eléctrica regional. Gestión del sistema eléctrico. Planeamiento óptimo del sistema incluyendo conceptos Smart Grid Incentivos a plantas de energías renovables Prestación de servicios complementarios Cambio matriz energética (cocción, calentamiento) Participación de DER en la generación Modelamiento y respuesta de tiempo y clima Integración de sistemas. Informática. Seguridad IT-OT Cloud y data center.

(34) 14. Área. Sub-área. Elemento Wide Area Monitoring System (WAMS) Modelo Estado Estable y Dinámico Reducción congestión del sistema. Operación Global. Islanding Wide-Area Control Systems (WACS) Microrredes Almacenamiento de energía Plan de métricas (metas y supervisión) Capacitación Diseño Arquitectura, Visión y Estrategia Smart Grid. Organización. Evaluación de riesgo Rediseño de la organización, procesos y sistemas de gestión I+D+i Nuevos negocios. Regulación. Trabajo con el regulador y otras empresas - Regulación dinámica Incentivos económicos y tributarios. Tabla 2.1: Visión Smart del Centro de Control de Energía [64]. Es de enfatizar que al menos 5 de los elementos resaltados en la tabla anterior corresponden a proyectos en curso, por tanto este relevamiento inicial es integrador, a fin de que la formulación del mapa de ruta no solo incorpore elementos nuevos, sino también realce y contextualice las iniciativas en marchaLas redes de transmisión sin restricciones permiten el uso selectivo de fuentes de generación menos contaminantes y mejoran el potencial de confiabilidad global del sistema [64]. 2.1.4.2 La Etapa de Transmisión y las Smart Grids Las redes de transmisión sin restricciones permiten el uso selectivo de fuentes de generación menos contaminantes y mejoran el potencial de confiabilidad global del sistema..

(35) 15. Para un nivel dado de reserva de capacidad, una red de transmisión sin restricciones puede proporcionar la energía de emergencia adecuada desde regiones contiguas interconectadas a la región que sufre múltiples averías catastróficas, como pueden ser las pérdidas simultáneas de varias unidades de generación y líneas de transmisión [14].. Figura 2.8: Visión Smart de la Red de Transmisión [9]. El sistema de gestión de la red de transporte permite el seguimiento y el control de activos disponibles para lograr y mantener un estado operativo óptimo [15]. ·. Control de área en el SEP.. ·. Soporte de estabilidad de voltaje.. ·. Integración de fuentes de energía renovables.. ·. Incremento de la capacidad de la red.. ·. Optimización de la topología de la red.. ·. Reducción de pérdidas.. Para la implementación de este tipo de gestión se deberá incrementar tecnologías inteligentes como: ·. SCADA/EMS. Proporciona una plataforma moderna y aplicaciones avanzadas para transmisión.. el análisis y la optimización de las operaciones de.

(36) 16. ·. FACTS. Los controladores FACTS son parte de la tecnología inteligente, que permiten: el control de la impedancia de la línea, mediante un conjunto de capacitores en serie controlado por tiristores, promoviendo un método eficaz para controlar la corriente y la potencia activa; el control del ángulo ߜ. (ángulo de potencia), con un regulador de ángulo de fase modificando la caída de voltaje entre los nodos extremos, controlar el flujo de corriente por tanto el flujo de potencia activa en casos en que el ángulo no sea adecuado; la inyección de potencia reactiva en serie es decir inyección de tensión en serie, mediante compensación sincrónica estática en serie permiten el aumento o disminución del flujo de corriente y por lo tanto de potencia activa; la inyección de tensión en serie con la línea pero con ángulo de fase variable, pueden controlar la magnitud y la fase de la corriente disponiendo así de una herramienta para controlar. en forma. precisa la potencia activa y reactiva[16].. 3. Figura 2.9: Tipos básicos de controladores FACTS [16]. 3. Figura 4.10: (a) símbolo general para un controlador FACTS; (b) controlador en serie;(c) controlador shunt; (d) controlador unificado serie-serie; (e) controlador coordinado serie-shunt; (f) controlador unificado serieshunt (g) controlador unificado para múltiples líneas; (h) controlador serie con posibilidad de almacenamiento de energía;(i) controlador shunt con posibilidad de almacenamiento de energía;(j) controlador unificado serie-shunt con posibilidad de almacenamiento de energía..

(37) 17. ·. Superconductores.. ·. IED’s. ·. HVDC (Transmisión en corriente continua). La transmisión HVDC es más eficiente para la transferencia masiva de energía a largas distancias (por ejemplo, más de 600–1.000 km) con líneas aéreas. Los sistemas HVDC tienen una capacidad de transporte entre 2 y 5 veces la de una línea de CA de tensión similar, con HVAC la capacidad de transmisión disminuye con la longitud de la línea, debido a sus efectos inductivos, inclusive el desfase producido por esta misma inductancia entre los dos extremos de la línea, puede conducir a inestabilidad del sistema. El impacto medioambiental de HVDC es menos grave que el de las líneas de corriente alterna, ya que se necesita menos terreno para derechos de paso). A menudo, HVDC se ha utilizado para interconectar sistemas de CA si no es posible establecer enlaces de AC por falta de estabilidad del sistema o por diferencias de frecuencia nominal de los dos sistemas. [14]. Figura 2.10: Comparación de pérdidas de líneas de transmisión HVAC y HVDC [14]. Las pérdidas en un sistema HVDC incluyen las que tienen lugar en la línea y en los convertidores de CA a CC. Las pérdidas en los terminales de convertidores están en torno al 1,0–1,5 % de la potencia transmitida, un.

(38) 18. valor bajo en comparación con las pérdidas en la línea, que dependen de la corriente y de la resistencia de los conductores. Puesto que en las líneas de CC no se transmite potencia reactiva, las pérdidas en la línea son menores para CC que para CA. En casi todos los casos, el total de perdidas por transmisión HVDC son menores que las pérdidas de CA para la misma transferencia de energía. [14] La distribución de los fasores de voltaje y de corriente a través de la red es una información importante que dispone el operador para conocer el margen de operación estable. El conocimiento real y directo de los fasores). (con un. regulador de ángulo de fase), mejoraría la capacidad de respuesta de los operadores y permitiría el desarrollo de sistemas de respuesta automática. Es por ello que se propone la implementación de nuevas herramientas de monitoreo, control y protección en tiempo real utilizando WAMS [17]. ·. WAMS (Wide Area Measurement System). Es un sistema de mediciones distribuidas en el SEP,. que involucra principalmente mediciones. sincrofasoriales (PMU), algoritmos avanzados de procesamiento digital de señales y una infraestructura capaz de proporcionar información dinámica del sistema. Los sistemas WAMS están constituidos principalmente por equipos de medición (PMU), concentradores de datos (PDC) y medios de comunicación[18][19].. Figura 2.11: Esquema de un Sistema WAM y Esquema de un PMU [17].

(39) 19. ·. PMU (Unidad de medición fasorial). La PMU adquiere los datos de los bobinados secundarios de los transformadores de potencial y de corriente, los procesa y obtiene los fasores de tensión y corrientes. Luego, estos fasores son enviados al concentrador de datos. La PMU mide las tres fases de voltaje y corriente (y todas las armónicas) relativas a la señal, pueden medir entre 10 a 60 muestras por segundo con una precisión de 1 grado. Las aplicaciones de las PMU incluyen el monitoreo, el control y la protección de los sistemas de potencia[19].. ·. PDC (Phasor Data Concentrator). El concentrador de datos o PDC es un elemento ubicado en un área de control determinada y tiene como función recibir y concentrar de forma coherente todos los fasores provenientes de las PMU y ponerlos a disposición para su uso en las distintas aplicaciones. Entre otras funciones de los PDC está la de compartir información con otros PDC ubicados en distintas áreas de control. Los PDC reciben los fasores de las diferentes PMU de forma asíncrona en una tasa de 12 a 30 fasores por segundo y mediante la utilización de las etiquetas de tiempo de los fasores el PDC los organiza de tal modo que correspondan a un mismo instante de tiempo [18].. ·. WACS (Wide Area Control System) Los Sistemas de Control de Gran Área son plataformas flexibles que buscan mantener la estabilidad transitoria y de tensión en el SEP, por medio de un sistema que utiliza un controlador alimentado con mediciones sincrofasoriales para activar con gran rapidez, las inyecciones de generación o carga y la maniobra de elementos para compensación de reactivos (bancos de capacitores, inductores, SVC, entre otros), según sea el caso, al SEP[20]. 2.1.4.3 La Etapa de la Distribución y las Smart Grids La evolución de la red de distribución de electricidad es un punto clave para la región, que permitirá resolver los problemas locales más graves relativos al acceso global a la energía eléctrica, reducir las pérdidas, aumentar la eficiencia energética y brindar un suministro seguro en un contexto de liberalización energética [8]..

(40) 20. Figura 2.12: Visión Smart de la Red de Distribución [9]. La operación actual de la red de distribución se caracteriza principalmente por procedimientos manuales que dependen de la experiencia laboral que envejece. DMS (Distribution Management. System / Sistema para la gestión de la. distribución) es un sistema que proporciona herramientas eficaces para gestionar los procesos de negocio relacionados con: gestión de la red, gestión de interrupciones, calidad de energía y otras prácticas de apoyo operacional [21]. Proporcionando las siguientes mejoras: ·. Redirección del flujo de energía cuando la ruta normal se ha interrumpido de alguna manera.. ·. Optimización de la utilización de activos por parte de la gestión de la demanda y la generación distribuida. ·. Reducción de los costes de mantenimiento por el monitoreo de condición en línea.. ·. Minimización de las pérdidas mediante un mejor control.. ·. Supervisión el estado de la red y gestión de las perturbaciones de red para reducir la duración en corte.. ·. Automatización para el aislamiento de detección de fallas y restauración.. Los sistemas relacionados con la arquitectura DMS son:.

(41) 21. ·. CIS (Sistema de Información Comercial). Es un sistema que relaciona funciones de negocio. y tecnología con la finalidad. información del cliente, generar facturas y. de administrar. la. solicitudes de despacho de. servicios [21].. ·. GIS( Sistema de Información Geográfica). Es una integración organizada de hardware, software, datos geográficos y personal, diseñada para capturar, almacenar, manejar, analizar, modelar y representar en todas sus formas la información geográficamente referenciada con el fin de resolver problemas complejos de planificación y gestión. Es necesario que este sistema tenga actualizada la base de datos para tener una correlación exacta de los clientes y el sistema eléctrico [11].. ·. OMS (Sistema de gestión de interrupciones). Se pretende identificar y restaurar cortes de energía de manera ágil y eficiente. Un OMS permite atención a varios usuarios como: servicio al cliente, planificación, gestión de activos y los departamentos pueden encontrar información recopilada en su base de datos.. ·. SCADA (Sistema de adquisición, supervisión y control de datos). Software diseñado sobre un servidor para el control de producción, el mismo puede dotar de comunicación con dispositivos de campo (controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática desde la pantalla de monitoreo.. ·. WMS (Work Management System/ Gestión de Trabajo de Campo). Este sistema permite la gestión de la construcción mantenimiento y operaciones..

(42) 22. Figura 2.13: Red de Distribución Inteligente [22]. ·. MDM (Meter Data Management /Gestor de Datos Medidos). Este sistema permite gestionar un crecimiento exponencial en el volumen de datos, generado por los AMI (Infraestructura de Medición Avanzada). Mejorando la eficiencia operativa, servicio al cliente, la confiabilidad del sistema de distribución y la gestión de la demanda [21].. ·. SAT (Sistema de Análisis Técnico). Son sistemas programables, que poseen interfaz a sistemas matemáticos con la finalidad de realizar flujos de carga óptima [21].. ·. AMS (Sistema de Gestión de Activos). La gestión de activos es la solución. que permite a las empresas crear tácticas para: alcanzar los. objetivos de fiabilidad, rendimiento y cumplimiento, dar prioridad a los equipos y / o instalaciones para la reparación / reemplazo, optimizar la fuerza de trabajo la productividad, eficiencia y eficacia. Minimizar los costos de mantenimiento y reparación, maximizar el rendimiento de la red, reducir el riesgo de insuficiencia de activo, gestionar el envejecimiento y la capacidad de los activos restringidos al minimizar las interrupciones, recoger datos sobre el estado de los activos en el campo, analizar los.

(43) 23. datos para determinar el estado de los activos y acciones recomendadas y gestionar la ejecución de mantenimiento preventivo y predictivo.. 2.1.4.3.1. Infraestructura de medición avanzada (AMI) [23]. La Infraestructura de Medición Avanzada, es un sistema automático de medida enfocado a los sistemas de gestión de información, los cuales cuentan con un sistema de comunicación bidireccional que permiten el intercambio de información entre las empresas distribuidoras y el medidor inteligente y viceversa. Además, es un sistema total de software y hardware capaz de capturar en tiempo real, el consumo, voltaje, corriente así como transmitir de manera autómata mensajes informativos sobre estados y eventos registrados por el medidor. La Infraestructura de comunicación de AMI permite aplicaciones como: lectura remota de la medición y el consumo, capacidad de conexión /desconexión remota, detección del manejo de las interrupciones, identificación anticipadas de posibles eventos de fallas, detección de manipulación /sabotaje o hurto de energía y tiempo de uso y gestión de monitoreo de la gestión distribuida. RED DE COMUNICACIONES. REGISTROS. SMART METER. COMUNICACIONES MODULO DE COMUNICACIONES. EMPRESA DISTRIBUIDA CON MDM. Figura 2.14: Componentes de la Infraestructura Avanzada de Medición.

(44) 24. Los componentes de AMI son: ·. Smart Meter (Medidor Inteligente). Realiza la medición, registro y almacenamiento. de la información del consumo y estado del servicio. (fallas, reporte de manipulación, etc.). Adicionalmente, tiene la capacidad de realizar desconexión remota o conexión de servicio, almacena datos de parámetros eléctricos para. el análisis de la utilización de la energía,. optimización de procesos y mayor información sobre el consumo para los clientes.. ·. La red de comunicaciones. Es el medio utilizada para transmitir la información a la empresa distribuidora esta pueden ser: power line carrier (PLC), radio frecuencia y redes GSM/GPRS.. ·. El Sistema de Gestión de Datos de Medición (MDM), con la finalidad de conseguir análisis. y conversión a. información para la empresa. distribuidora. 2.1.4.4 Las TIC y la Modernización de las Redes de Energía Eléctrica [11]. Smart Grid es un esquema que combina diversas tecnologías, especialmente aquellas vinculadas con la comunicación y el control. Los aspectos más importantes y prometedores de las TIC (Tecnologías de Información y Comunicación) hacia la evolución a una red más inteligente son: el soporte de flujo de energía bidireccional, la capacidad de interacción directa con el usuario, el desarrollo de sistemas de medición avanzada, la ciber-seguridad y el soporte de carga de automóviles eléctricos y su uso como sistema de almacenamiento distribuido ligados a los sistemas de distribución..