Óptima planificación de la expansión de generación eléctrica usando GAMS

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(2) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. ÓPTIMA PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ELÉCTRICA USANDO GAMS.. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. JUAN GABRIEL CARRERA SILVA [email protected]. DIRECTOR: Dr. CARLOS FABIÁN GALLARDO QUINGATUÑA [email protected]. Quito, diciembre 2017.

(3) I. DECLARACIÓN. Yo, Juan Gabriel Carrera Silva, 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 hemos 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.. ______________________ Juan Gabriel Carrera Silva.

(4) II. 1 CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Juan Gabriel Carrera Silva, bajo mi supervisión.. _________________________________ Dr. Carlos Fabián Gallardo Quingatuña DIRECTOR DEL PROYECTO.

(5) III. 2 AGRADECIMIENTOS. A la Escuela Politécnica Nacional y a todos los profesores, ya que jugaron un papel muy importante en mi formación académica y humana. A mis padres y hermano, por todo su apoyo a lo largo de toda mi carrera. A mi director de tesis Dr. Carlos Gallardo, quien me supo guiar en el presente trabajo y a lo largo de mi formación académica, a quien considero más que un profesor un amigo más de los pocos que se encuentran en esta vida. A MSc. Santiago Espinosa, por el gran apoyo brindado en mi proyecto, ya que fue un actor principal en el mismo mediante su guía y sabiduría en el tema de optimización y el uso del software GAMS, pero sobretodo agradecerle por su amistad y toda su confianza..

(6) IV. 3 DEDICATORIA. El presente proyecto se lo dedico a mis padres y hermano ya que ellos han sido el apoyo incondicional que tanto se necesita, no solo a lo largo de mi formación académica, sino también a lo largo de mi vida; mediante su cariño y sabiduría me han enseñado que lo más importante en esta vida es la familia..

(7) V. 4 ÍNDICE DECLARACIÓN ...................................................................................................... I CERTIFICACIÓN ................................................................................................... II AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... III DEDICATORIA ...................................................................................................... IV ÍNDICE ................................................................................................................... V GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................. IX RESUMEN ........................................................................................................... XII PRESENTACIÓN ................................................................................................ XIV CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 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…………………………………………..3. CAPITULO II .......................................................................................................... 5 2 MARCO TEÓRICO. ............................................................................................. 5 2.1. EL SISTEMA ELÉCTRICO……………………………………………………..5. 2.1.1. CADENA DE PRODUCCIÓN DE LA ELECTRICIDAD………………...6. 2.1.2. SISTEMA DE GENERACIÓN……………………………………………..7. 2.1.3. SISTEMA DE TRANSMISIÓN…………………………………………...10. 2.1.4. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN…………………………………………13. 2.2. TIPOS DE CENTRALES………………………………………………………18.

(8) VI. 2.2.1. CENTRALES TÉRMICAS………………………………………………..19. 2.2.2. CENTRALES EÓLICAS………………………………………………….23. 2.2.3. CENTRALES HIDRÁULICAS……………………………………………24. 2.3. COORDINACIÓN ENTRE CENTRALES DE DIVERSOS TIPOS………..33. 2.3.1. VARIACIONES DIARIAS………………………………………………...33. 2.3.2. VARIACIONES SEMANALES…………………………………………...35. 2.3.3. VARIACIONES ANUALES……………………………………………….35. 2.3.4. VARIACIONES INTERANUALES……………………………………….37. 2.4. DEMANDA……………………………………………………………………...38. 2.4.1. CURVA DE CARGA DIARIA………...…….…………………………….38. 2.4.2. CURVA DE CARGA ANUAL……………………………………....…….41. 2.4.3. CURVA DE DURACIÓN DE CARGA DIARIA…………………….……41. 2.4.4. CURVA DE DURACIÓN DE CARGA ANUAL………………………….42. 2.4.5. RELACIONES ENTRE PRODUCCIÓN Y CONSUMO……………….44. 2.5. MÉTODOS DE OPTIMIZACIÓN……………………………………………..45. 2.5.1. PROGRAMACIÓN LINEAL (PL)…………………………………..........47. 2.5.1.1 Método Gráfico- PL……………………………………………………..46 2.5.1.2 Método Analítico- PL……………………………………………………50 2.5.2. PROGRAMACIÓN LINEAL ENTERA…………………………………..53. 2.5.2.1 Método de Corte- Algoritmo Gomory…………………………………55 2.5.2.2 Método de Ramificación y Acotación………………………………...56 2.5.3. PROGRAMACIÓN NO LINEAL (PNL)………………………………….59. 2.5.3.1 Formulación Matemática del Problema No Lineal…………………..59.

(9) VII. 2.5.3.2 Condiciones de Karush- Kuhn- Tucker……………………………….61 2.3.3.3 Métodos Computacionales para Resolver la Programación No Lineal............................................................................................................61 2.6 GENERAL ALGEBRAIC MODELING SYSTEM (GAMS)……………………64 CAPITULO III ....................................................................................................... 69 3 PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA. .................................... 69 3.1. PLANIFICACIÓN DE LARGO PLAZO……………………………………….69. 3.2. PLANIFICACIÓN DE MEDIANO PLAZO……………………………………71. 3.3. PLANIFICACIÓN DE CORTO PLAZO………………………………………74. 3.3.1. PLANIFICACIÓN SEMANAL…………………………………………….75. 3.3.2. PLANIFICACIÓN DIARIA…………………………………………….…..76. CAPITULO IV ....................................................................................................... 78 4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y METODOLOGÍA DE SOLUCIÓN. ...... 78 4.1. FUNCIÓN OBJETIVO DEL PROBLEMA DE SELECCIÓN……………….79. 4.2. COSTOS DE CAPITAL………………………………………………………..81. 4.3. COSTOS DE OPERACIÓN…………………………………………………..85. 4.4. RESTRICCIONES ASOCIADAS AL PROBLEMA DE SELECCIÓN……..83. 4.4.1. RESTRICCIÓN DE RESERVA EN DEMANDA PUNTA………………83. 4.4.2. RESTRICCIÓN DE BALANCE DE DEMANDA………………………..84. 4.4.3. RESTRICCIÓN DE CAPACIDAD…………………………………….....85. 4.4.4. RESTRICCIÓN DE ENERGÍA HIDROELÉCTRICA…………………..85. 4.4.5. RESTRICCIÓN. DE. RECURSOS. MÁXIMA. CAPACIDAD. HIDROELÉCTRICA NUEVA………………………………………………………87.

(10) VIII. 4.4.6. RESTRICCIÓN. DE. LIMITES. MÁXIMOS. Y. MÍNIMOS. DE. CAPACIDADES…………………………………………………………………….87 4.5. PROCESO PARA SOLUCIÓN DEL PROBLEMA DE OPTIMIZACIÓN DE LA. EXPANSIÓN DE GENERACIÓN……………………………………………………88 4.6. FORMULACIÓN GENERAL DEL PROBLEMA…………………………….90. CAPITULO V ........................................................................................................ 93 5 APLICACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS. ................................................ 93 5.1. CONSIDERACIONES NECESARIAS……………………………………….93. 5.2. CASO DE ESTUDIO I (TURQUÍA)…………………………………………..94. 5.2.1. ENTRADA DE DATOS PARA EL MODELO APLICADO AL SISTEMA. ELÉCTRICO DE TURQUÍA…………………………………………………….…94 5.2.2. DATOS DE LA DEMANDA…………………………………………...….95. 5.2.3. COSTOS Y DATOS TÉCNICOS………………………………………..98. 5.2.4. LIMITACIONES MÁXIMAS Y MÍNIMAS DE POLÍTICAS…………….99. 5.2.5. RESULTADOS DEL MODELO APLICADO A TURQUÍA…………….100 5.2.5.1. COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN. GAMS CON LOS OBTENIDOS EN EL DOCUMENTO ELECTRICITY DEVELOPMENT IN TURKEY…………………………………………….107 5.3. CASO DE ESTUDIO II (ECUADOR)……………………………………….111. 5.3.1. ENTRADA DE DATOS PARA EL MODELO APLICADO AL SISTEMA. ELÉCTRICO DE ECUADOR…………………………………………………….112 5.3.2. DATOS DE LA DEMANDA……………………………………………..112. 5.3.3. LIMITACIONES MÁXIMAS Y MÍNIMAS DE POLÍTICAS…………...118.

(11) IX. 5.3.4. TASA ANUAL DE DISMINUCIÓN DE COSTOS DE CAPITAL Y. COSTOS OPERATIVOS…………………………………………………………………….119 5.4. ANÁLISIS de resultados DEL MODELO APLICADO A ECUADOR……122. CAPITULO VI ..................................................................................................... 142 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .................................................. 142 6.1. CONCLUSIONES…………………………………………………………….142. 6.2. RECOMENDACIONES……………………………………………………...146. 7 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. ............................................................... 148 8 ANEXOS.......................................................................................................... 151.

(12) X. GLOSARIO DE TÉRMINOS. SNT. Sistema Nacional de Transmisión. SNI. Sistema Nacional Interconectado. SENPLADES. Secretaria Nacional de Planificación y Desarrollo. CONECEL. Consejo Nacional de Electricidad. ARCONEL. Agencia de Regulación y Control de Electricidad. MEER. Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. CELEC EP. Corporación Eléctrica del Ecuador- Empresa Pública. CENACE. Centro Nacional de Control de Energía. PME. Plan Maestro de Electrificación. ANSI. American National Standards Institute, Instituto Nacional Estadounidense de Estándares. IEC. International. Electrotechnical. Electrotécnica Internacional GAMS. General Algebraic Modeling System. S/E. Subestación. MT. Media Tensión. GLP. Gas Licuado del Petróleo. GP. Galería de Presión. Ch. Chimenea de Equilibrio. TF. Tubería Forzada. Commission,. Comisión.

(13) XI. Cd. Canal de Derivación. LP. Programación Lineal. MILP. Programación Lineal Entera Mixta. NLP. Programación No Lineal. MINLP. Programación No Lineal Entera Mixta. TL. Turkish Lira. ERNC. Energías Renovables No Convencionales. IEA. Agencia Internacional de la Energía. O&M. Operación y Mantenimiento. GRG. Generalized Reduced Gradient. FO. Función Objetivo.

(14) XII. RESUMEN. El presente estudio se centra en el análisis de la óptima planificación de la generación eléctrica, mediante la utilización de un modelo matemático a través del cual se minimiza la función objetivo relacionada al costo del sistema de generación, el cual será resuelto a través del uso del software General Algebraic Modeling System (GAMS), considerando para el efecto un período de años dividido en bloques, a fin de determinar, por períodos de tiempo preestablecidos, que tipo de generadores deben ingresar para abastecer la demanda. El modelo adoptado plantea y resuelve el problema de optimización relacionado al ingreso de unidades de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, considerando como función objetivo el costo total de las unidades generadoras a ingresar en un período de tiempo, el mismo que está compuesto por el costo de capital y el costo de operación de las unidades de generación; y, está sujeto a las restricciones globales de operación del modelo, así como restricciones individuales de las unidades de generación. Para empezar el análisis, se realiza una explicación de cómo funciona el sistema eléctrico en Ecuador, que además actualmente se encuentra en un cambio de la matriz energética, mediante la implementación de energías más baratas y amigables con el ambiente, a través del aprovechamiento de centrales hidroeléctricas, logrando una disminución paulatina del uso de las centrales térmicas e incluso permitiendo el ingreso de fuentes de energías renovables no convencionales, todo esto para poder solventar el continuo crecimiento de la demanda de energía eléctrica Posteriormente, con el fin de evaluar el modelo matemático de optimización, se proponen los siguientes casos de estudios:.

(15) XIII. I.. Caso de estudio I, en el cual se modela y resuelve el problema de optimización de la expansión de la generación para el sistema eléctrico de Turquía para un período de 30 años. Este caso es analizado debido a la facilidad de la obtención de datos y los resultados se contrastarán con los tomados de “Electricity Economics Essays and Case Studies” [1].. II.. Caso de estudio II, en el que se modela y resuelve el problema del estudio I, aplicado a la realidad de Ecuador, para un período de 10 años debido a que los datos de las unidades generadoras, necesarios para el análisis, constan en el Plan Maestro de Planificación de la Expansión 2013-2022.. Como resultado de los respectivos análisis obtenidos, se podrá concluir que la solución al problema de planificación de la expansión de la generación mediante una programación lineal, conlleva una tarea detallada que tiene como objetivo encontrar el mínimo costo para abastecer la creciente demanda, mediante el ingreso de nuevas unidades generadoras al sistema eléctrico, teniendo en cuenta los nuevos proyectos importantes que impactan en el crecimiento de la demanda..

(16) XIV. 5 PRESENTACIÓN. Actualmente el sector eléctrico ha conseguido un gran desarrollo gracias a los importantes recursos que el gobierno ha destinado a este sector, priorizando, sobre todo las inversiones en sistemas hidroeléctricos que proporcionan energía limpia, libre de contaminación. Según el Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, el país tiene la posibilidad de abastecerse de energía eléctrica, correspondiéndole un 90% de aporte a la energía de tipo hídrico, logrando que nuestro país tenga la posibilidad de autosustentarse por medio de energía netamente limpia. Por lo expuesto, la construcción de distintos sistemas de generación eléctrica es una prioridad para lograr abastecer el continuo crecimiento de la demanda. Las inversiones que se realizan en el sector eléctrico en proyectos de generación, cobertura y mejoras de la matriz energética son indispensables para el cumplimiento de los objetivos propuestos por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), abasteciendo la demanda mediante proyectos de generación renovables. Sin embargo, el crecimiento de la demanda al igual que la inclusión intensiva de industrias, obligará a que el sector eléctrico, en el largo plazo, efectúe una adecuada planificación de los proyectos de generación que serán seleccionados para el abastecimiento de la demanda con condiciones técnicas y económicas adecuadas al usuario y cuyo impacto directo será reflejado en las tarifas que se establezcas por concepto de usos de energía eléctrica. Realizar una adecuada planificación de la expansión de la generación eléctrica es necesaria para cubrir con la demanda eléctrica presente y a futuro. Este trabajo está estructurado en seis capítulos que permiten el desarrollo del proyecto:.

(17) XV. En el Capítulo I se presenta el planteamiento del problema con su respectiva justificación del análisis del mismo y la importancia de una adecuada planificación de la expansión de la generación a mediano y largo plazo. En el Capítulo II se analiza los principios, conceptos y criterios del sistema eléctrico, así como de la planificación de la expansión de la generación. También se detalla de una manera minuciosa los aspectos técnicos necesarios para la programación de la expansión de generación de un sistema eléctrico, explicando algunos métodos matemáticos que permiten la adecuada optimización del problema, logrando así que la solución óptima. En el Capítulo III se describe los distintos horizontes de una planificación de la expansión de un sistema eléctrico, es decir, un análisis de la planificación de la expansión de largo plazo, mediano plazo y corto plazo (semanal y diario), e indicando la importancia de cada uno de los distintos tipos de planificación y como se enlazan entre ellos. En el Capítulo IV se plantea el problema matemático de planificación de la expansión de la generación y por ende se establece la metodología de solución. Para conseguir esto, se plantea la función objetivo a minimizar sujeta a varias restricciones necesarias para hallar una solución óptima. En el Capítulo V, una vez formulado el problema, así como la metodología de solución, se analizan dos casos de estudio a fin de observar las implicaciones de las restricciones para obtener una óptima planificación de la expansión de generación para el largo plazo. En el Capítulo VI se presentan las conclusiones obtenidas, mediante el análisis de los resultados, y se exponen las recomendaciones necesarias. Por último, se adjuntan los distintos anexos correspondientes a las gráficas de los resultados obtenidos para las distintas variables analizadas, así como los aspectos matemáticos que han permitido la solución al problema de la óptima planificación de la expansión de la generación en el largo plazo..

(18) 1. CAPÍTULO I 1 INTRODUCCIÓN 1.1 OBJETIVOS 1.1.1. OBJETIVO GENERAL. Desarrollar un modelo matemático de optimización, cuya resolución mediante General Algebraic Modeling System (GAMS), determinará las centrales de generación que deberán ingresar en el mediano y largo plazo para abastecer la demanda. 1.1.2 ·. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. Determinar el sustento técnico y económico que se debe observar en la planificación de la expansión de generación, a fin de encontrar las diferentes variables y consideraciones a ser modeladas a través de un modelo de optimización.. ·. Elaborar un modelo matemático de optimización que será resuelto usando GAMS y cuyos resultados garantizarán el abasto de energía eléctrica a la demanda en el mediano y largo plazo.. ·. Simular el modelo matemático de optimización para los casos de estudio propuestos.. ·. Identificar los proyectos de generación que ingresarán a operar para satisfacer las necesidades de los casos de estudio, sin necesidad de contar con fuentes de generación exógenas al sector eléctrico modelado..

(19) 2. 1.2 ALCANCE Mediante la implementación de un modelo matemático, que considera los conceptos del sistema eléctrico, la forma de despacho de energía eléctrica y una óptima planificación, se determinará la expansión de la generación para los años futuros a fin de abastecer la demanda, minimizando los costos globales que se incurren por la inversión y operación de las plantas de generación. Se realizará el análisis de dos casos de estudio: el sistema eléctrico de Turquía, en el cual por facilidad de datos y resultados se puede poner a prueba el modelo matemático implementado, para posteriormente, una vez comprobado que el modelo funciona adecuadamente, ponerlo en práctica en la expansión de la generación del sistema eléctrico nacional de Ecuador. El modelo matemático de optimización planteado será resuelto mediante General Algebraic Modeling System (GAMS), donde la función objetivo (FO) a minimizar es el costo total del sistema de generación. Para efectos de análisis, se procede a dividir a las centrales en dos bloques principales que son las centrales hidroeléctricas y otras centrales tales como: térmicas, eólicas, fotovoltaicas, etc, con base a esta segmentación se procede a realizar análisis a fin de evaluar lo siguiente: balance de demanda, costo de capital para las unidades térmicas por año de ingreso, capacidades adicionadas de las unidades hidroeléctricas y las no hidroeléctricas, costo total de la inversión, potencias de salidas, etc. Finalmente se procede a plantear unas recomendaciones técnicas a considerar para una óptima planificación de la expansión de la generación en el largo plazo..

(20) 3. 1.3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO La adecuada planificación de la expansión de la generación eléctrica es necesaria para cubrir con la demanda eléctrica presente y futura, ya que el ingreso de cargas adicionales para el desarrollo industrial tales como: el transporte eléctrico, la industria petroquímica, sustitución del GLP en el uso de cocinas, cambios de iluminación más eficiente, refrigeradoras, aires acondicionados y sustitución de calefones, son factores importantes en la creciente demanda que puede incurrir el país y que es necesaria solventar con el ingreso de nuevos proyectos de generación al sistema nacional interconectado. El potencial hidroeléctrico ecuatoriano es la mayor riqueza natural que poseemos y un recurso que puede permitir el despegue en la economía a una velocidad superior, que los países en vías de desarrollo como el nuestro buscan obtener en términos de renta per cápita. El Ecuador posee recursos petrolíferos a corto plazo, es decir, es un bien limitado. El sector de producción de energía eléctrica es el que se presenta como una solución alternativa que ahorre los productos petrolíferos, claro está, logrando desarrollar el abundante potencial hidroeléctrico del país, con una adecuada planificación a largo plazo. Siguiendo este criterio, Ecuador se ha planteado, desde la primera crisis petrolífera, el poner más énfasis en el desarrollo energético principalmente hidroeléctrico, poniendo centrales térmicas que sean solo necesarias para suplir la demanda del usuario preservando la calidad de servicio. Por otra parte, las importaciones de energía eléctrica son una contribución para poder tener una optimación de costos y una base de reserva para emergencias en el sistema eléctrico ecuatoriano, pero esto no puede ser una base para abastecer la demanda del país. Por lo mencionado, la planificación de la expansión de generación es una parte fundamental para el desarrollo del sistema para tener la suficiente reserva que pueda satisfacer la demanda presente y futura, tomando en cuenta el escenario que.

(21) 4. beneficie la optimización en cuanto a costos e incluso, permitiendo al Ecuador convertirse en un país exportador de energía a los países vecinos. Con base a lo mencionado, el trabajo de titulación propuesto pretende establecer un modelo de optimización cuyo objetivo sea definir los proyectos de generación que deben ser puestos en operación en el mediano y largo plazo, considerando para el efecto las restricciones tanto técnicas como económicas, inherentes a la implementación de dichos proyectos..

(22) 5. 6 CAPITULO II 2. MARCO TEÓRICO. 2.1 EL SISTEMA ELÉCTRICO La electricidad, tiene dos peculiaridades: ·. No es almacenable. La generación eléctrica por medio de fuentes de energía renovable se da de una manera irregular, ya que depende de algún tipo de recurso, ya sea el viento, sol, agua, etc. Por ejemplo, la generación fotovoltaica que se da en un día varía drásticamente en horas o minutos, en especial en nuestro país donde el clima es un fenómeno poco predecible. Un tipo de solución a esta intermitencia en las generadoras con fuentes de energía renovable es el almacenamiento de la misma, que consiste en transformar la energía ya sea de tipo eléctrica, mecánica o térmica en otro tipo de energía que se puedan almacenar para cubrir las necesidades de los usuarios. El objetivo de los almacenadores de energía es lograr dotar a la generación no convencional de una mayor eficiencia y seguridad, pero existen inconvenientes por lo que las tecnologías de almacenamiento no han sido implementadas en nuestro país y todo esto radica principalmente en los costos excesivamente elevados, una corta vida útil debido a la degradación de sus componentes en el caso de baterías y un constante control de los rangos de voltaje y temperatura. Por ello, en Ecuador que es un país en donde su principal fuente de energía es hidráulica y que se puede explotar por largo tiempo, no es justificable altos costos en inversión para almacenamiento de energía de tipo eólica, fotovoltaica e incluso térmica. ·. Debe abastecer la demanda. La oferta debe abastecer la demanda de los usuarios en el mismo instante en que ésta lo requiera, es decir, el usuario necesita de su energía eléctrica el mismo.

(23) 6. instante en que con el uso de sus equipos lo desee, tomando la demanda diaria y su futuro crecimiento por factores económicos o crecimiento demográfico. Estas dos peculiaridades se entrelazan en una, la energía eléctrica se produce en el momento en la que ésta se demande y se consuma, es decir se produce y el usuario la consume en ese mismo instante. Estas características de la electricidad son únicas si las comparamos con otros bienes, pues, en general, cualquier servicio o prestación admiten un cierto margen entre el deseo y la satisfacción. En el transporte, por ejemplo, es admisible y considerado como normal un cierto tipo de espera del vehículo, lo mismo en llamadas telefónicas, servicios de restaurantes, diversiones y casi todas las actividades de la vida diaria. El servicio de energía eléctrica es una excepción, ya que ésta no admite demora alguna por parte del suministro, lo cual demuestra que debe existir una correcta planificación para tener al cliente satisfecho cubriendo su demanda. Para obtener una óptima planificación de la expansión de la generación es primordial saber cómo funciona el sistema eléctrico desde la generación, transmisión y distribución, para lo cual a continuación se hace una breve explicación del sistema eléctrico ecuatoriano y su situación actual hasta el año base de nuestro análisis que es el 2012.. 2.1.1 CADENA DE PRODUCCIÓN DE LA ELECTRICIDAD Una producción en cadena conlleva en conectar varios procesos empezando desde la producción hasta llegar a la entrega del producto a los consumidores o usuarios, si se habla de la cadena de producción de la energía eléctrica, esta se encuentra constituída por generación, transmisión y distribución. La generación es la encargada de la producción de energía eléctrica, en nuestro país principalmente se maneja la energía hidráulica y térmica, tratando de incluir tipos de generación no convencional para los futuros años. La transmisión involucra el transporte de energía eléctrica a altos voltajes desde las centrales generadoras hasta las subestaciones de.

(24) 7. distribución, esta etapa como tal se la puede dividir en transmisión propiamente dicha (500kV, 230kV, 138kV) y subtransmisión (138kV, 69kV). La distribución empieza en la salida de las subestaciones de distribución hasta llegar al usuario, para ello se la realiza en dos partes, mediante alimentadores primarios (22.5kV, 13.8kV, 13.2kV, 7.2kV, 6.9kV) y alimentadores secundarios (120V, 110V, 208V, 220V, 227V) según la necesidad de los diferentes tipos de usuarios (industrial, comercial, residencial, alumbrado público). Un esquema simplificado se muestra en la figura 2.1. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2012-2021. Figura 2.1 Cadena de producción de la energía eléctrica.. 2.1.2 SISTEMA DE GENERACIÓN En Ecuador, el parque generador hasta el 2012, se compone de 16 centrales hidroeléctricas estatales (1-1.100 MW) y 39 centrales pertenecientes a las distintas distribuidoras, municipios y empresas privadas, así como más de un centenar de centrales térmicas distribuidas entre diferentes empresas. En las tablas: 2.1, 2.2, 2.3 se detalla la infraestructura existente hasta el 2012 de los distintos tipos de generación, hidráulica, renovable no convencional y térmica..

(25) 8. Infraestructura existente en Generación Hidroeléctrica, Año 2012 Nombre Paute. Unidad. Potencia [MW] 10. 1100.00. San Francisco. 2. 216.00. Daule Peripa. 3. 213.00. Mazar. 2. 163.00. Agoyán. 2. 156.00. Pucará. 2. 73.00. Cumbayá. 4. 40.00. Hidroabanico. 5. 37.50. Nayón. 2. 29.70. Ocaña. 2. 26.00. Saucay. 4. 24.00. Guangopolo. 6. 20.92. Calope. 2. 18.00. Sibimbe. 1. 15.00. Recuperadora. 1. 14.50. Saymirín. 6. 14.40. Alao. 4. 10.00. Illunchi 1-2. 6. 9.20. El Carmen. 1. 8.20. Ambi. 2. 8.00. Papallacta. 2. 6.20. Esperanza. 1. 6.00. Vindobona. 3. 5.86. Pasochoa. 2. 4.50. Poza Honda. 1. 3.00. Rio Blanco. 1. 3.00. Perlabí. 1. 2.46. Carlos Mora. 3. 2.40. Loreto. 1. 2.15. Buenos Aires. 1. 1.00. Corazón. 1. 0.98. 24. 21.97. 108. 2255.94. Otras Menores Total. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, Capítulo 3, pág. 12. Tabla 2.1 Infraestructura en generación hidráulica existente en Ecuador hasta 2012..

(26) 9. Infraestructura existente en Generación Renovable, Año 2012 Nombre. Unidad. Potencia [MW]. Ecoelectric. 3. 35.20. San Carlos. 4. 30.60. Ecudos A-G. 4. 27.60. Villonaco. 11. 16.50. Total. 22. 109.90. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, Capítulo 3, pág. 12. Tabla 2.2 Infraestructura en generación renovable existente en Ecuador hasta 2012. Infraestructura existente en Generación Termoeléctrica, Año 2012 Nombre. Potencia [MW]. Enrique García. 93.00. G. Zevallos TG4. 20.00. G. Zevallos TV2-TV3. 146.00. Santa Elena 2. 90.10. Santa Elena 3. 41.70. Trinitaria. 133.00. Jaramijó. 138.50. C. La Provincia 1-2-3. 9.60. Manta 2. 19.20. Miraflores MCI. 24.00. Miraflores Turbogas. 19.00. Pedernales. 2.00. Esmeraldas. 131.00. Machala 1. 128.50. Machala 2. 124.00. Campo Alegre. 0.36. Celso Castellano. 5.70. Guangopolo Jivino 1. 16.80 3.80.

(27) 10. Nombre. Potencia [MW]. Jivino 2. 10. Jivino 3. 36. Payamino. 2.7. Puná Nueva. 3.15. Puná Viejo. 0.06. Quevedo 2. 100. Sacha. 18. Santa Elena. 40. Santa Rosa 1-2-3. 51. Secoya. 10. El Descanso. 17.2. Electroquil 1-2-3-4 Generoca 1-2-3-4-5-6-78. 181 34.33. Victoria 2. 102. Termoguayas. 120. Lligua. 3.3. Central Térmica Taisha. 0.24. Gualberto Hernandez. 31.2. Catamayo Alvaro Tinajero 1-2 Anibal Santos G.1-2-3-56 Anival Santos V. 17.17 81.5 97.5 33. Nuevo Rocafuerte. 0.37. Puerto El Carmen. 0.45. Tiputini. 0.12. Total. 2136.55. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, Capítulo 3, pág. 13. Tabla 2.3 Infraestructura en generación térmica existente en Ecuador hasta 2012.. 2.1.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN El sistema de transmisión es considerado la columna vertebral del sistema eléctrico, es una parte fundamental en donde debe existir un equilibrio dinámico entre la producción y el consumo, todas las centrales de generación deben aportar con el.

(28) 11. sistema eléctrico en respaldo de otras unidades ante una contingencia o fallas, es por ello que posee una topología mallada. Esta topología está esquematizada en la figura 2.2 y figura 2.3 del sistema de transmisión existente hasta el año 2012.. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.2 Diagrama del Sistema Nacional de Transmisión de Ecuador hasta diciembre 2012.. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.3 Esquema en bloque del Sistema Nacional de Transmisión de Ecuador hasta diciembre 2012..

(29) 12. A nivel de 230 kV existen 1.285 km de líneas en doble circuito y 556 km en simple circuito, gran parte de ellas formando un anillo entre las subestaciones Molino, Zhoray, Milagro, Dos Cerritos, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba, vinculando de forma directa a los principales centros de generación con los grandes centros de consumo del país. A nivel de 138 kV se cuenta con 625 km de líneas en doble circuito y 1.093 km en simple circuito, que fundamentalmente parten de manera radial desde el anillo de 230 kV. Como parte de las instalaciones en operación del SNT existen, además, a nivel de 230 kV, algunas líneas de interconexión internacionales: •. Con Colombia: dos líneas de transmisión doble circuito de 212 km de longitud cada una, que enlazan las subestaciones Pomasqui en el lado ecuatoriano con Jamondino en el lado colombiano y que permiten la transferencia de hasta 500 MW.. •. Con Perú: una línea de transmisión de 107 km de longitud, que conecta a las subestaciones Machala en el lado ecuatoriano con Zorritos en el lado peruano y que permite la transferencia de hasta 100 MW [3].. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.4 Composición de las líneas de transmisión del Sistema Nacional de Transmisión..

(30) 13. Si se referencia la capacidad de transformación y equipos de maniobra, el SNT está constituido por 39 subestaciones hasta el 2012, distribuidas como se muestra en la tabla 2.4: CAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓN No. de SE. Relación de Transformación. 15 20. 230/138/69 kV 138/69 kV. 1 1 1 1. Tipo. SE de transformación SE de transformación SE de transformación 138/69 kV móvil SE de transformación 69/13.8 kV móvil 230 kV SE de seccionamiento 138 kV SE de seccionamiento Tabla 2.4 Capacidad de transformación del SNT.. La configuración de las barras en las subestaciones dependiendo del tipo de voltaje son: 230kV. doble barra principal. 138 y 69kV. barra principal y de transferencia. En cuanto a su equipamiento la mayoría de las subestaciones poseen un equipamiento de tipo convencional y en algunas instalaciones con equipo compacto en SF6. La capacidad máxima instalada en los transformadores de las subestaciones del SNT es del orden de los 8.521 MVA, de los cuales 917 MVA corresponden a la capacidad de reserva de los transformadores monofásicos en varias subestaciones [3].. 2.1.4 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN En el país existen 11 empresas encargadas de la distribución de energía eléctrica; nueve empresas con régimen de transición de sociedades anónimas a empresas.

(31) 14. públicas y las dos empresas públicas, Corporación Nacional de Electricidad, CNEL EP, que reúne a diez unidades de negocio y la Empresa Pública Eléctrica de Guayaquil, como se muestra en la tabla 2.5:. DENOMINACIÓN. EMPRESA. Electricidad CNEL EP. (km²). Bolívar. Bolívar. 39.997. El Oro. El Oro, Azuay. 6.475. Esmeraldas. Esmeraldas. 15.366. Guayas - Los Ríos Nacional. CONCESIÓN. SERVIDAS. Guayas,. Corporación. ÁREA DE. PROVINCIAS. Los. Ríos,. Manabí,. Cotopaxi, Azuay. 10.511. Los Ríos, Guayas, Bolívar, Cotopaxi. 4.059. Manabí. Manabí. 16.865. Milagro. Guayas, Cañar, Chimborazo. 6.175. Sta. Elena. Guayas, Sta. Elena. 6.774. de Los Ríos. Sto. Domingo de los Tsáchilas, Sto. Domingo. Esmeraldas. 6.574. Sucumbíos. Sucumbíos, Napo, Orellana. 37.842. Tungurahua,. Pastaza,. Morona. Ambato. Santiago, Napo. 40.805. Azogues. Cañar. 1.187. Centro Sur. Azuay, Cañar, Morona Santiago. 28.962. Cotopaxi. Cotopaxi. 5.556. Galápagos. Galápagos. 7.942. Empresas Eléctricas. Carchi,. Imbabura,. Pichincha,. Norte. Sucumbíos. 11.979. Quito. Pichincha, Napo. 14.971. Riobamba. Chimborazo. 5.940. Sur. Loja, Zamora, Morona Santiago. 22.721. Guayas. 1.104. Pública Guayaquil EP. de. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Tabla 2.5 Empresas de distribución en Ecuador.. El comportamiento de la demanda eléctrica está marcado por la cantidad de potencia y el horario de consumo, es decir al grupo de consumo al que pertenece (residencial,.

(32) 15. comercial, industrial y alumbrado público). En la figura 2.5 se muestra cómo ha evolucionado el número de clientes del año 2003 hasta el año 2012 [4].. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.5 Evolución de clientes por grupo de consumo [3].. Asimismo, en la figura 2.6 se muestra la estructura de participación de los grupos de consumo obtenidos a finales del año 2012, dando como consecuencia una mayor participación es del sector industrial y comercial.. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.6 Participación del consumo años 2003 y 2012 [3]. La categoría que ha presentado un mayor incremento en el consumo de energía es la categoría industrial con un 94%, mientras que la categoría comercial ha.

(33) 16. experimentado un crecimiento del 89%, seguida de la categoría residencial con un 72%, la categoría de otros con un 74% y la categoría de alumbrado público es la categoría que presenta el menor incremento con un 35%, lo citado se muestra en la figura 2.7 [3].. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.7 Participación del consumo años 2003 y 2012 [3].. En la planificación de la expansión de los sistemas eléctricos, la proyección de la demanda eléctrica cumple un papel fundamental, ya que es insumo necesario para la realización de los estudios en las etapas funcionales de generación, transmisión y distribución para de esta manera garantizar el suministro eléctrico a los usuarios finales. La proyección de demanda futura de energía constituye una acción primaria, básica y esencial en el proceso de decisión de las posibles alternativas de inversión sectorial y de desarrollo a nivel país. Asimismo, constituye un insumo para la elaboración de presupuestos, estudios de pérdidas e inversiones y la realización de cálculos tarifarios. La composición del sistema de distribución eléctrica del Ecuador para el período 2012 y 2022 refleja que el sector residencial representa en conjunto con el sector industrial más del 70% de la energía facturada en todo el período [4]..

(34) 17. Venta de energía: Año 2022. Venta de energía: Año 2012. Alumbrado Público 4%. Alumbrado Público 5%. Residencial 30%. Residencial 35% Industrial 40%. Industrial 40%. Comercial 26%. Comercial 20%. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.8 Composición del sistema de distribución para los años 2012 y 2022 [3].. El crecimiento económico del país tiene una estrecha relación con el consumo de energía eléctrica, constituyendo una buena aproximación para cuantificar el crecimiento de la demanda de energía eléctrica de un país. En este sentido la evolución de los indicadores macro- económicos nacionales, publicados por el Banco Central, advierten un crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) como se observa: Tasa de crecimiento anual del consumo de energía eléctrica 10% 5% 0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Demanda. PIB. Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Figura 2.9 Tasa de crecimiento anual del consumo de energía eléctrica en Ecuador [3]..

(35) 18. 2.2 TIPOS DE CENTRALES La potencia eléctrica que es exigida por la demanda se suministra por un conjunto de centrales que, además, son de distinto tipo y que funcionan coordinadamente y a diferentes horas según sea la necesidad de satisfacer la demanda solicitada por los clientes. El poseer en el sistema eléctrico varios tipos de centrales permite alcanzar una potencia total tan grande como la solicitemos, y con una adecuada planificación de la entrada o salida de las centrales generadoras, logramos cumplir con las exigencias del sistema con una máxima eficacia y eficiencia en su funcionalidad y economía. Al hacer que una central generadora trabaje en las condiciones óptimas para las que fue creada, siguiendo los principios de no sobrecargar de trabajo dicha central, se logrará alcanzar esas dos cualidades de funcionalidad y economía. En este punto se realiza una clasificación de las centrales generadoras de energía eléctrica, dependiendo del servicio que brindan para cumplir con la demanda solicitada por parte de los clientes: ·. Centrales de base. Como su nombre lo indica, éstas centrales forman parte de la base para cumplir con la mayor parte de la demanda solicitada, son también llamadas centrales principales que están en constante funcionamiento por largos períodos de tiempo. Son centrales de gran potencia, que comúnmente corresponden a centrales hidráulicas fluyentes o de embalse. ·. Centrales de punta. Este tipo de centrales tiene como objetivo ayudar a cubrir la demanda en horas punta, es decir, en donde el consumo de energía eléctrica alcanza su valor más alto. Trabajan en conjunto con las centrales base, en espacios cortos de tiempo periódicamente. Estas centrales son de apoyo a las centrales base, y por lo general son centrales hidráulicas, térmicas con turbinas a gas, eólicas o fotovoltaicas..

(36) 19. ·. Centrales de reserva. Son aquellas centrales capaces de sustituir a las centrales base en caso de producirse alguna falla grave o escasez de agua, es decir, deben ser de gran capacidad y de pronta respuesta al ingresar al sistema nacional interconectado. Por ello lo más común es que este tipo de centrales sean las hidráulicas o las térmicas con turbina a gas.. Figura 2.10 Distribución esquemática del diagrama entre distintos tipos de centrales.. 2.2.1 CENTRALES TÉRMICAS Este tipo de centrales utilizan la energía de un combustible (carbón, fuel, keroseno, gas natural, etc.); en general el combustible calienta el agua que se encuentra en una caldera convirtiendo ésta en vapor de agua, el cual tiene como función el mover una turbina acoplada a un generador. Existe otro tipo de centrales térmicas que utilizan directamente el combustible sin el uso del vapor como medio para mover la turbina. Las más frecuentes son las turbinas a gas y grupos de diésel..

(37) 20. ·. Centrales Térmicas a Vapor. Este tipo de centrales son llamadas también centrales térmicas convencionales, poseen una doble ventaja: la gran potencia que permiten concentrar por grupo y su costo de construcción es bajo. Estas cualidades han hecho que se usen continuamente, pero con las nuevas políticas de preservación del medio ambiente, y al generar estas centrales emisiones de gases de efecto invernadero y lluvia ácida, están siendo desplazadas por las centrales eólicas y fotovoltaicas que son un tipo de energía más limpia. Poseen otro inconveniente, su gran rigidez de funcionamiento. Este está motivado por condiciones técnicas y económicas: - No deben funcionar por debajo de una potencia mínima del orden del 40% de la máxima (mínimo técnico). - No pueden variar la potencia suministrada más que muy lentamente (por inercia de la caldera) y para limitar las tensiones en la turbina debidas al gradiente térmico. - Conviene, para obtener la máxima economía, que funcionen con una potencia lo más continua posible y cercana al máximo. - El funcionamiento debe ser por largos períodos (varios meses) esto se debe, a que su encendido y apagado es muy costoso y esto trae consecuencias en la caldera. Por esto, algunas centrales de este tipo funcionan todo el año y otras durante varios meses, con solo un encendido y apagado anual, y con 5000 a 6000 horas de utilización anual..

(38) 21. Figura 2.11 Esquema de una central térmica a vapor.. Figura 2.12 Central térmica a vapor Aníbal Santos.. ·. Central térmica a gas. Las centrales térmicas a gas poseen características diametralmente opuestas a las centrales térmicas a vapor o centrales térmicas convencionales. Estas centrales al obtener la potencia directamente del combustible (sin intermedio del vapor) poseen una flexibilidad de funcionamiento muy grande, con ciertas características que no poseen las centrales térmicas convencionales: - Funcionan con cualquier escala de potencias entre la mínima y la máxima. - Cambian rápidamente de una potencia a otra mayor o menor según sea la necesidad. - Entran o salen de funcionamiento rápidamente. La desventaja de las centrales térmicas a gas se podría decir que son sus altos costos de funcionamiento, porque: - El combustible usado es más caro. - Se utiliza con menor rendimiento que en una caldera con hogar. - Tienen una vida útil muy corta (unos 10 años), lo que eleva los gastos de amortización y reparación..

(39) 22. - La potencia por unidad es inferior a las que se puede alcanzar en un grupo convencional.. Con todo este grupo de características que se han citado podemos concluir, que las turbinas a gas son propias para dar las puntas de la curva de carga y, aun mejor, las superpuntas, que son las partes más agudas y superior de las puntas. Esto significa, una energía de buena calidad, definitiva flexibilidad y corta duración. Estas características tienen una razón económica, pues si se solicita un servicio excesivo y exigente, debe ser más costoso. Pero como esta duración es muy corta por lo que es usada en solo puntas, su incidencia en el medio se difumina.. Figura 2.13 Esquema de una central térmica a gas.. Figura 2.14 Central térmica a gas Álvaro Tinajero..

(40) 23. 2.2.2 CENTRALES EÓLICAS La generación eólica tiene su principio de funcionamiento en aprovechar la energía cinética del viento para poder mover los aerogeneradores, por esta razón, los parques eólicos se encuentran en zonas con una adecuada velocidad del viento, como es el caso del Parque Eólico Villonaco en Loja. Este tipo de energía tiene como ventaja que es una fuente de energía renovable que se encuentra en crecimiento no solo en Ecuador sino en otras partes del mundo. La producción de energía mediante las centrales eólicas sustituye a la generada por medio de centrales térmicas, que consumen 4.5 millones de galones de diesel, traducido esto a la parte económica, se produce para el Ecuador un ahorro de 13.2 millones de dólares. Además de un ahorro económico, este tipo de centrales al ser una energía limpia reduce las emisiones de CO2 que producen las centrales térmicas, 35.270 toneladas de CO2 al año como la que emiten 1500 autos o 470 buses funcionando al mismo tiempo [35].. Figura 2.15 Esquema de un sistema eólico aislado..

(41) 24. Figura 2.16 Parque Eólico Villonaco. 2.2.3 CENTRALES HIDRÁULICAS Desde el punto de vista de la funcionalidad, se ha clasificado a las centrales hidráulicas en dos tipos: - Centrales con parte de su conducción principal en canal en lámina libre (centrales hidráulicas fluyentes). - Centrales con todas sus conducciones principales en presión. Ambos tipos de centrales tienen a su vez su propia clasificación que se las analizará posteriormente. La principal diferencia entre los dos tipos de centrales hidráulicas tiene que ver en la forma que reaccionan ante las variaciones de caudal: las primeras con una mayor rigidez y las segundas con una gran flexibilidad. ·. Centrales Hidráulicas Fluyentes. Este tipo de centrales constan de una barrera de derivación, un túnel o canal de derivación, pero con la lámina de agua libre en contacto con el aire, una cámara de presión, conducción forzada y central (con o sin canal de desagüe). Su esquema esta expresado en las figuras 2.17 y 2.18..

(42) 25. .. Fuente: Valarino Eugenio, “Obras Hidráulicas”, capítulo 9. Figura 2.17 Esquema en planta de una central hidráulica fluyente [16].. Figura 2.18 Esquema de una central hidráulica fluyente.. Al poseer esta disposición posee ciertas limitaciones funcionales: - El caudal derivado tiene un límite, que es la capacidad para la cual se ha construido el canal (caudal nominal). Cuando el río lleva un caudal mayor al nominal, va a existir un exceso de agua, el mismo que se verterá por el azud y correrá, desperdiciado por el río. Cuando el caudal del río sea menor que el nominal del caudal, solo podremos derivar el caudal del río, a pesar de que el.

(43) 26. canal es capaz de llevar otro mayor, es decir, el caudal derivable es igual al del río, con un límite, que es nominal del canal. - Si el caudal disminuye debido a menos potencia solicitada por el suministro, y las turbinas están funcionando a un cierto caudal, el caudal que se encontraría en exceso se acumularía en el canal, haciendo que el nivel de éste se eleve. Esta elevación del caudal tendrá un límite como es de esperárselo, por lo cual deberá existir en la propia cámara de carga, o en un punto cercano, un vertedero que sirva para eliminar este exceso de agua que se encuentra en el canal, lo que significa un desperdicio de agua inevitable. Por esta razón, no existe un límite en cuanto a las funciones para que la potencia disminuya e incluso llegue a cero, solo existe el efecto económico del desperdicio del caudal. - Caso contrario, si las turbinas pasan rápidamente de un caudal a uno mucho mayor, esto se consigue tomando el exceso de volumen acumulado en la cámara de carga y en el propio canal, lo que hace que el nivel de agua en estos disminuya. El límite de esto sería el vaciado completo del canal, lo que podría suceder si la diferencia de caudal es muy grande y el volumen acumulado es pequeño, haciendo que esto sea una limitación muy fuerte si el caudal no es el adecuado en épocas de sequía. Por ello, la única manera de poder dar aumentos bruscos de potencia es lograr mantener el canal con el caudal máximo posible, aunque la potencia demandada no necesite tanto caudal, así, cuando el caudal turbinado es menor, se vertería el exceso por un punto cercano a la cámara de carga, pero cuando las turbinas solicitan más potencia, pueden tomarlo hasta el tope del que llegue por el canal, haciendo que la disminución por el vertedero sea menor. Este tipo de limitaciones se las puede corregir en cierto porcentaje actuando de las dos siguientes maneras:.

(44) 27. - Al existir un embalse en la parte de arriba de la toma, se podría controlar el caudal del río dado por el embalse, logrando que el agua que puede derivarse por el canal tendrá una mayor uniformidad. - Si se construye una cámara de carga importante, en el extremo aguas abajo del canal, lo que permitirá el paso del régimen libre del canal al forzado de la tubería, además, hará las veces de embalse para retener o suministrar la diferencia entre el canal y el de las turbinas. Se producirán variaciones en el nivel de la cámara y por consiguiente del canal, lo que limitará su utilización; pero si la superficie de la cámara es suficiente, puede permitir grandes cambios de potencia en la central hidráulica. Con estas recomendaciones para una mejor constancia del caudal diario y anual, así como de la flexibilidad dentro del día, siempre va a existir una rigidez con respecto al caudal, comparado con el efecto de la caldera en las centrales térmicas. Se puede concluir, con todo esto que las centrales hidráulicas fluyentes debido a su rigidez son las más apropiadas para formar parte de las centrales tipo base del diagrama, pues ya se ha visto que la única variabilidad que permiten es a costa de verter y desperdiciar agua, lo que solo será admisible si no se dispone de otras centrales, cosa que no ocurre. Las ventajas de las centrales hidráulicas son: que una vez construidas sus gastos de explotación son relativamente pequeños, ya que prácticamente consisten en sueldos del personal de la central y de otras instalaciones y oficinas. Al ser estos gastos fijos ya sea que funcione o no la central, el interés por que ésta funcione continuamente y con la máxima potencia que el caudal permita es grande, ya que el costo de que funcione al máximo o mínimo de su potencia es el mismo (el agua es gratuita, en sí, solo cuesta la infraestructura para utilizarla), en cambio, si no se usa el caudal del río se perdería energía útil. Que la central hidráulica se encuentre a su funcionamiento máximo no es de interés económico solo de la compañía propietaria, que es quien, mientras más produce más cobra, sino también es por funcionalidad y racionalidad. Esto es, ya que con las.

(45) 28. centrales fluyentes no le cuesta al país más que lo invertido en la infraestructura y, una vez realizada, debe conseguirse de la central toda su producción posible, y la energía desperdiciada por funcionamiento puede ser sustituida por otro tipo de centrales que consumen carbón, fuel, gas, etc. ·. Centrales de punta. Otro tipo lo constituyen las centrales hidráulicas con todas sus conducciones principales en presión. Su estructura está dada por: un embalse, presa, tubería forzada, chimenea de equilibrio, la central en sí y su canal de descarga (que puede o no existir) (Figura. 2.18).. .. Fuente: Valarino Eugenio, “Obras Hidráulicas”, capítulo 9. Figura 2.19 Esquema de en planta de una central hidráulica con embalse [16].. Figura 2.20 Central Hidroeléctrica Paute..

(46) 29. Un central que posea embalse no depende mucho del caudal del río, ya que dispone de un caudal más o menos garantizado o variable durante todo el año dependiendo de la capacidad que posea el embalse. Esto significa una ventaja, ya que por su principio de funcionalidad es capaz de poder entregar en cada instante un caudal distinto, si así lo dispone el suministro. Si nos ponemos en el caso que la turbina cierre parcialmente, se va a producir un frenado en el extremo de la tubería, el mismo que se transmite aguas arriba en forma de onda de sobrepresión, debido a la deformidad de las conducciones y del agua. En ese instante, el agua que se encuentra en la galería se divide en por dos partes: una que sigue por la tubería hacia la turbina (la que esta demande) y el resto, que es la que empieza a subir por la chimenea, produciendo una oscilación de masa, que se va a ir amortiguando por rozamiento hasta llegar a la nueva situación de equilibrio correspondiente al nuevo caudal que es el solicitado por las turbinas. La turbina, entonces puede pasar con mucha facilidad de un caudal a otro menor, esto debido a que la chimenea de equilibrio se encarga de absorber el sobrante de agua que se produce al solicitar un caudal menor por parte de las turbinas. Hemos mencionado que la conducción en presión parte de un embalse, si posee suficiente capacidad dicho embalse, además de un salto muy flexible, se podrá lograr un caudal constante o asegurado durante todo el año, claro está con ciertas restricciones ya mencionadas. Además, las aportaciones diarias que produce este tipo de centrales pueden concentrarse, gracias al embalse, en las horas de punta aumentando la potencia de las turbinas cuando se solicite. Si, por ejemplo, el caudal medio diario es de 25 m3/s, podemos concentrarlo en 6 horas (dos puntas de 3 horas), resultando durante esas puntas 100 m 3/s. La potencia que tendemos con un funcionamiento continuo diario se multiplicó en cuatro al concentrarlo, añadiéndole que esto se logró en las horas donde se necesita más demanda. El poseer un embalse grande lo que ayuda es con la regulación anual; para concentrar el caudal en las horas punta no es necesario un embalse de gran.

(47) 30. magnitud. La regulación diaria, solo exige retener el caudal durante 8 o 10 horas de la noche y madrugada para poder entregarlo en las 6 u 8 horas de máxima potencia al día siguiente. El embalse, aunque no sea de magnitudes grandes, nos ayuda a concentrar el caudal para ocuparlo en las horas punta y aumentar la potencia disponible, además de que su gran flexibilidad de respuesta ayuda a que este tipo de centrales reaccione favorablemente ante las variaciones de potencia que ocurren en la curva de demanda diaria que solicita el sistema, así la derivada de la curva de la carga sea fuerte tanto en picos como en valles, lo que otro tipo de centrales no lo pueden lograr como son las centrales fluyentes, térmicas convencionales, todavía menos, las centrales eólicas o fotovoltaicas. Por ellos estas centrales hidráulicas con todas sus conducciones principales en presión son usadas para dar puntas y semipuntas, según convenga. También en un salto fluyente el grupo de cámara-tubería-turbina queda todo en presión por lo que podría tener las características de flexibilidad. Pero para que estas centrales puedan ser usadas en puntas se necesita que la capacidad de la cámara de carga sea la necesaria para la regulación diaria, porque caso contrario, como es común se pierde la flexibilidad en la cámara si esta no tiene suficiente agua almacenada, no puede seguir con las peticiones de la central y rompe con la continuidad. Es obvio que, si al final del canal hay una cámara suficiente o un embalse, el salto, aunque fluyente en la parte de canal, podría dar puntas o semipuntas debido al grupo cámara-tuberíaturbina, ya que cumple con las condiciones solicitadas. ·. Centrales reversibles.

(48) 31. Figura 2.21 Esquema de una central hidroeléctrica reversible.. Hasta el momento se ha explicado de las centrales hidráulicas que se llaman convencionales, que son las que generan debido a la energía entregada por el agua que pasa de un nivel a otro inferior. Pero existen otro tipo de centrales de funcionamiento doble, pues dan energía al turbinar el agua de un embalse superior y la absorben al bombear desde otro inferior. La ventaja de este tipo de centrales reversibles es que no necesitan un caudal, ya que el funcionamiento alternativo bombeo-turbinado les permite autoalimentarse indefinidamente. Este tipo de centrales hidráulicas son muy útiles en las puntas y cumplen, por tanto, todas las funciones a ellas relacionadas. Pero también, tiene una cualidad extra de poder consumir energía, la cual, les da una utilidad muy valiosa en el sistema eléctrico, que ningún otro tipo de central de generación, ya sea hidráulica, térmica, eólica, fotovoltaica, pueden cumplir. Las centrales reversibles junto con las térmicas, eólicas o hidráulicas fluyentes, pueden funcionar con potencias continuas según la línea horizontal mn, como se muestra en la figura 2.22. Durante la semipunta (pq) estas centrales ayudan considerablemente gracias al exceso de pq sobre p’q’; y durante el valle (qnmp) la potencia sobrante se emplea en mover las bombas de las centrales reversibles..

(49) 32. Estas, a su vez, al día siguiente, pueden turbinar el agua bombeada y dar más o menos parte de las puntas.. .. Fuente: Valarino Eugenio, “Obras Hidráulicas”, capítulo 9. Figura 2.22 Funcionamiento de las centrales reversibles [16].. La única condición que se presenta es que el área B (bombeo) sea la necesaria para dar la energía definida por el área T (turbinado); y, por supuesto, que el embalse de cada central reversible sea el adecuado. Las centrales reversibles son muy flexibles en su funcionamiento tanto, que no solo pueden seguir perfectamente las exigencias del sistema eléctrico en lo positivo, sino también en lo negativo, pues es capaz de absorber la energía excedente. El valor real de una central de este tipo esta dado en el sistema por la suma de sus potencias de turbinas y bombas, normalmente el doble que en turbinas, ya que la gama de potencias que cubre es entre –Pb +Pt..

(50) 33. Gracias a estas centrales, las centrales térmicas, eólicas y fotovoltaicas pueden “trabajar a gusto” dando una potencia uniforme durante todo el día, con ganancias de rendimiento y economía de combustible y de desgaste de instalaciones. Esto da una gran misión a las centrales reversibles, la de dar calidad a la energía, la cantidad queda a cargo de las otras centrales hidráulicas, térmicas, eólicas y fotovoltaicas, que saben proporcionarla en buenas condiciones económicas. Por eso la aparente contradicción energética de las reversibles, que consumen más de lo que dan, pero es porque consumen energía barata (excedente) y la transforman en energía de alta calidad (puntas) en los momentos en que más solicitada y escaza está. La economía de una central reversible, por tanto, se justifica en el conjunto, ya que no solo revaloriza la energía sobrante de valle, sino que contribuye a un funcionamiento más económico de las centrales base.. 2.3 COORDINACIÓN ENTRE CENTRALES DE DIVERSOS TIPOS Una vez realizado el análisis de las características de funcionamiento óptimo de los distintos tipos de centrales, se procederá a explicar cómo se logra una coordinación adecuada para satisfacer la demanda del sistema, considerando para el efecto las variaciones de diversos tipos: diarias, semanales, anuales, interanuales y accidentales.. 2.3.1. VARIACIONES DIARIAS. Con lo analizado anteriormente de cada tipo de central se puede intuir como se va a “dibujar” entre los diferentes tipos de centrales el diagrama diario de carga. ·. La base de la curva será entregada por las centrales eólicas, hidráulicas fluyentes y térmicas convencionales, mencionadas en orden de “rigidez”. Hay que procurar que las centrales funcionen con una potencia constante durante todo el día, y en caso de necesitar alguna regulación de potencia, esta debe ser suave y controlada, empezando en orden contrario al citado..