FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA, ELECTRONICA Y
SISTEMA
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENEIRIA ELECTRICA
CENTRALES ELÉCTRICAS II
SEMESTRE: NOVENO
MATRIZ ENERGETICA ... 3
CENTRALES ELECTRICAS ... 14
GENERADOR ELECTRICO: ... 19
PATIO DE LLAVES ... 28
DISPOSITIVOS ED PATIO DE LLAVES: ... 36
SALA DE CONTROL ... 63
SERVICIOS AUXILIARES ... 74
SISTEMAS COMPLEMENTARIOS ... 78
SISTEMAS DE PROTECCIÓN ... 83
SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ... 115
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional ... 118
PROTOCOLO DE PUESTA EN MARCHA DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA ... 119
PUESTA EN PARALELO DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA CON EL SISTEMA ELÉCTRICO DE 122 INSTITUCIONES NORMATIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ... 126
BIBLIOGRAFIA: ... 133
Una central de generación de energía eléctrica es capaz de transformar alguna clase de energía (química, cinética, nuclear, térmica, solar, entre otras), en energía eléctrica. Para la generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centrales eléctricas, que ejecutan alguna de las transformaciones citadas. Estas constituyen el primer escalón del sistema de suministro eléctrico. La generación eléctrica se realiza, básicamente, mediante un generador; si bien estos no difieren entre sí en cuanto a su principio de funcionamiento, varían en función a la forma en que se accionan.
Desde que se descubrió la corriente alterna y la forma de producirla en los alternadores, se ha llevado a cabo una inmensa actividad tecnológica para llevar la energía eléctrica a todos los lugares habitados del mundo, por lo que, junto a la construcción de grandes y variadas centrales eléctricas, se han construido sofisticadas redes de transporte y sistemas de distribución. Sin embargo, el aprovechamiento ha sido y sigue siendo muy desigual en todo el planeta. Así, los países industrializados o del primer mundo son grandes consumidores de energía eléctrica, mientras que los países en vías de desarrollo apenas disfrutan de sus ventajas.
Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales generadoras se clasifican en químicas cuando se utilizan plantas de radioactividad, que generan energía eléctrica con el contacto de esta, termoeléctricas (de carbón, petróleo, gas, nucleares y solares termoeléctricas), hidroeléctricas (aprovechando las corrientes de los ríos o del mar: mareomotrices), eólicas y solares fotovoltaicas. La mayor parte de la energía eléctrica generada a nivel mundial proviene de los dos primeros tipos de centrales reseñados. Todas estas centrales, excepto las fotovoltaicas, tienen en común el elemento generador, constituido por un alternador de corriente, movido mediante una turbina que será distinta dependiendo del tipo de energía primaria utilizada.
Página | 3
MATRIZ ENERGETICA 1.1. CONCEPTO
La matriz energética se refiere a una representación cuantitativa de toda la energía disponible, en un determinado territorio, región, país, o continente para ser utilizada en los diversos procesos productivos.
Un concepto semejante es el de Oferta Total de Energía Primaria (OTEP), usada por ejemplo por la CEPAL.
El análisis de la matriz energética es fundamental para orientar la planificación del sector energético con el fin de garantizar la producción, la seguridad energética y el uso adecuado de la energía disponible.
1.2. SECTOR ENERGETICO
El sector energético de una nación se refiere al sector de actividades primarias, secundarias y terciarias destinadas a la producción, transportación, innovación, manejo y venta de los productos energéticos del país.
Los recursos energéticos de un país difieren según la abundancia y variedad de los recursos naturales del área. Entre los recursos energéticos más explotados se encuentran el petróleo, el gas natural, el carbón, etc. También existen diversos tipos de productos energéticos producidos de varias formas, como la electricidad.
1.3. CONSUMO MUNDIAL
Desde los años setenta, el consumo de energía mundial se ha más que duplicado, llegando a un consumo de 12.274,6 Mtep de energía primaria total en 2011.
Particularmente, los niveles de consumo de la región de Asia han tenido unos aumentos espectaculares en los últimos quince años, a causa de los incrementos de demanda de energía primaria de China y la India.
a. Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctrica
El consumo mundial de energía eléctrica mostró durante el periodo 1994-2004, un crecimiento medio anual de 3.1%, al pasar de 11,329 TWh en 1994 a 15,431 TWh en 2004. Este ritmo de crecimiento ha sido primordialmente impulsado por los países en transición, dado que son mercados en proceso de expansión y madurez, por lo que actualmente hacen una utilización menos eficiente de la energía en comparación con los países industrializados.
Las regiones que han alcanzado altos niveles de estabilidad y madurez de mercado, como son los casos de Norteamérica y Europa Occidental, se han caracterizado por registrar incrementos moderados en el consumo de energía eléctrica durante los años
Página | 4 recientes, con tasas de 2.0% y 2.2%, respectivamente. En Norteamérica en particular, los incrementos en el consumo de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá se ubicaron en 1.9% y 1.3% durante 1994- 2004, respectivamente. En México el consumo de energía eléctrica (ventas internas del sector público y consumo autoabastecido) ha crecido a un ritmo de 5.7% en promedio anual durante dicho periodo.
Los mayores crecimientos en el consumo de energía eléctrica se han presentado (y la tendencia se mantendrá) en países no miembros de la OCDE de Asia y Medio Oriente, con tasas de 7.5% y 6.5% durante dicho periodo, respectivamente. El fuerte impulso en el consumo de la primera de estas regiones, proviene de China e India, países que durante 2004 demandaron el 77% del total de energía eléctrica consumida. En el caso de Medio Oriente, Irán y Arabia Saudita impulsan el crecimiento en el consumo de energía eléctrica al incrementar su demanda durante 1994-2004 con un ritmo anual de 7.3% y 5.5%, respectivamente.
b. Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica
La capacidad mundial instalada para la generación de energía eléctrica se incrementó en 2.8% respecto a 2003, ubicándose en 3,729 GW. Los países de Norteamérica concentran en conjunto, el 29.8% de la capacidad mundial instalada, destacando EUA, con 942 GW, lo que representa el 84.9% del total en Norteamérica y el 25.3% del total mundialmente instalado.
1.4. MATRIZ ENERGETICA DEL PERU Y POLITICAS ENERGETICAS
La generación eléctrica en el Perú, según datos actualizados al cierre del año 2013, se produce por dos tipos de centrales: hidroeléctricas (50.14%) y termoeléctricas (49.14%). Asimismo, en términos geográficos, las macro regiones Centro (30.40%) y Lima (50.40%) concentran la mayor parte de la producción de la energía nacional.
a. Promoción de inversiones, y electrificación rural.
El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de electrificación rural del país, mediante la promoción de la inversión, la ejecución de proyectos, y mecanismos de subsidio para el desarrollo de estos. En los últimos años se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual dio como resultado principalmente de la puesta en marcha del Proyecto Camisea en el 2004, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso.
Página | 5
b. Proyecciones económicas, industria.
El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), proyecta que la economía cierre el año con un crecimiento de 3.1% para el 2014 (5.8% al 20134), mientras que para los siguientes dos años se estima un crecimiento de 5.5% y 6.3%, respectivamente; proyección que se fundamenta en la recuperación del sector minero y mejores expectativas de los agentes económicos. En ese sentido, dado la estrecha relación entre el crecimiento del PBI y la producción de energía eléctrica5, el BCRP espera un comportamiento similar en el crecimiento del sector eléctrico.
c. Transporte de Gas natural y Gasoducto del Sur peruano.
Al 2013, el 96.2% de la generación termoeléctrica usa gas natural, cuyo transporte está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP) (único sistema existente). A pesar de las expansiones llevadas a cabo, la capacidad de TgP se encuentra totalmente contratada. La alta participación y dependencia de un único sistema de transporte es bastante riesgoso para asegurar el abastecimiento eficiente, por ello el Estado Peruano con el proyecto Gasoducto Sur Peruano espera que en el año 2020 el gas natural del Proyecto Camisea llegue hasta las costas de Moquegua y Arequipa; la disponibilidad de gas natural en esta zona del Perú impulsaría las inversiones en centrales termoeléctricas.
d. Calce de oferta y demanda y perspectivas.
A corto plazo se observa un calce adecuado, no obstante, a largo plazo se podría presentar problemas derivados de sobrecargas en diversos sistemas de transmisión a partir del 2020, por lo que la planificación en cuanto al sub sector de transmisión es primordial, de lo contrario los costos marginales se incrementarían considerablemente. En cuanto al sub sector de generación, es de resaltar que hay proyectos de generación comprometidos sólo hasta el 2016, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas las elevadas razones de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de gran envergadura y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o más, podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que conllevaría a altos precios de energía.
1.5. ENTORNO ECONÓMICO a. Entorno Macroeconómico
Durante los primeros nueve meses del año se ha presentado un comportamiento mundial desigual, con un crecimiento sostenido y pausado de la economía estadounidense, un estancamiento de la zona del euro, una ralentización de la actividad
Página | 6 en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 2014 se ubicó en 3.3%; es decir, 0.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En la misma línea, la proyección para el 2015 se redujo a 3.8% desde el 4.0% estimado con anterioridad. El reporte menciona que la recuperación mundial es frágil aún con mejoras en las perspectivas, a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal, una política monetaria activa y menores tenciones geopolíticas.
El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la cual ha consignado un crecimiento en base al consumo interno con menor influencia de las exportaciones. El país asiático pronosticó un crecimiento de 7.5% para el 2014, pero este nivel se redujo a 7.4% debido a los problemas de crédito interno principalmente. También, se han presentado retracciones en América Latina, especialmente Brasil; Rusia, a causa de la caída de la inversión y grandes salidas de capital influenciados por las tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las perspectivas de crecimiento favorables para el 2015 presentan como catalizadores el repunte de las economías avanzadas (1.8% de crecimiento económico), en especial Estados Unidos (2.2%); así como los mercados emergentes (4.4%), como África subsahariana (5.1%) e India (5.6%).
El Perú registró un crecimiento de 2.8% en el periodo enero-septiembre 2014, menor a lo registrado en el mismo periodo del 2013 (4.9%), explicado principalmente por el deterioro de los términos de intercambio causado fundamentalmente por menores precios internacionales de los metales que el Perú exporta, afectando de esta manera las exportaciones y la balanza comercial. Según el BCRP6, la proyección del crecimiento del PBI al finalizar el año 2014 sería de 3.1%, lo cual muestra una revisión a la baja respecto a lo anunciado en julio (4.4%) y en abril (5.5%), debido a la caída de la inversión privada ante un deterioro de las expectativas de los agentes económicos y menores exportaciones de productos tradicionales principalmente.
1.6. ENTORNO ENERGÉTICO
La estructura de producción eléctrica peruana se concentra en centrales hidroeléctricas (50.14%7) y termoeléctricas (49.14%), además se muestra una creciente participación de termoeléctricas (44% el 2012 y 46% el 2013) efecto de su mayor atractivo en costos consecuencia de la puesta en marcha en el 2004 del proyecto Camisea. Asimismo, con la culminación del Gasoducto del Sur Peruano (que tiene plazo de finalización hasta el 2019) se podrá transportar gas natural de Camisea a la zona sur del Perú, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona, de este modo
Página | 7 se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte.
Por otro lado, el consumo de energía se encuentra muy ligado al desarrollo de la economía, en el caso peruano, en mayor medida a las empresas mineras e industriales del hierro y el acero. Al tercer trimestre del 2014, la energía consumida fue 31,888 GWh mayor en 5.38% respecto al mismo periodo del 2013; en ese mismo periodo el PBI creció 2.80%. Además, PCR espera que para los años 2015 y 2016 la generación de energía crezca a un nivel mayor, dado los nuevos proyectos de extracción minera (Constancia, Toromocho y Cerro Verde) y mejores perspectivas para la economía peruana (5.5% para el 2015 y 6.3% para el 2016 según el BCRP).
1.7. ANÁLISIS CUALITATIVO a. Marco Regulatorio
A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión privada mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el marco de una serie de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las reformas se centraron en reemplazar el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas por un nuevo esquema con operadores privados; así, se promovió la competencia mediante la creación de un mercado de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos específicos de regulación en cada segmento como costos auditados en la generación y combinaciones de tasa de retorno en la transmisión y distribución. Producto de la reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado promulgó una serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la eficiencia.
Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (Ley 25844, y D.S. 009-93-EM) Vigente a partir de 1992, establece como principio general la división de las actividades que conforman el sector eléctrico en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. Esta ley establece un régimen de libertad de precios para aquellos suministros que pueden desarrollarse de forma competitiva y un sistema de precios regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre 2004, el Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad - anual, antes semestral-, y el horizonte temporal utilizados en la fijación de las tarifas – proyección de 2 años para la oferta y demanda, antes 4 años.
Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y Reglamento (Ley 28832, D.S. 017-2000-EM) Establece como objetivos principales: (i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios, al racionamiento prolongado por falta de
Página | 8 energía y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y (iii) propiciar competencia efectiva en el mercado de generación.
Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (Ley 29179) Establece que la demanda de potencia y energía que esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos de suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los generadores conforme al procedimiento que sea establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).
b. Fondos Gubernamentales
El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de electrificación rural del país, mediante la ejecución de proyectos, y mecanismos de subsidio para proyectos de electrificación rural. Entre las iniciativas destaca el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), creado en el año 2001 mediante la Ley N° 27510, el cual establece subsidios cruzados sobre las tarifas para el consumo mensual de ciertos usuarios, los cuales, dado su diseño, no afectan los ingresos de las empresas prestadoras de los servicios; y la creación de la unidad de Gerencia del Proyecto FONER, que otorga subsidios directos a los costos de inversión en proyectos de electrificación rural, con participación de empresas de distribución, Gobiernos Regionales y Locales y el Sector privado. Por otro lado, se da énfasis a la promoción de la inversión privada en electrificación rural, resaltando los esfuerzos de Pro-Inversión y Gobiernos Regionales; en este sentido, la Dirección General de Electricidad del MINEM otorga Concesiones Eléctricas Rurales brindando prioridad a proyectos que requieran un menor porcentaje de subsidios del Estado, mayor compromiso de inversiones y menor tarifa eléctrica. Finalmente, es de mencionar el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), creado con la Ley N° 29852 en abril 2012, con el propósito de proporcionar energía menos contaminante a poblaciones vulnerables.
1.8. ESTRUCTURA DEL SECTOR
El sistema verticalmente integrado con el que contaba el sector antes de la década de los 90s que se caracterizaba por insuficientes inversiones, déficit, bajo coeficiente de electrificación, cortes, y racionamiento, se cambió por una nueva estructura, la cual mediante la separación de la cadena productiva, la apertura del mercado a la competencia y la introducción de la inversión privada, entre otros, logró un desarrollo significativo del sector. Actualmente, el mercado eléctrico peruano está compuesto por
Página | 9 entidades normativas, reguladoras, y promotoras, tres subsistemas (generación, transmisión, y distribución), y consumidores finales (libres y regulados).
Dentro del segmento de generación eléctrica existen diversas tecnologías para abastecer energía, cuya eficiencia depende del tamaño de la demanda. Para el caso de la producción hidráulica, esta requiere una gran inversión, no obstante, sus costos operativos son bajos, por lo que es adecuado utilizar este tipo de centrales para abastecer una alta demanda de energía. La generación a base de combustibles, como diesel, petróleo, y gas natural, tiene menores costos de inversión, sin embargo presentan altos costos variables, por lo que es más eficiente utilizar este tipo de generación para cantidades menores. Esta característica de la generación conlleva a una combinación de tecnologías con el fin de optimizar costos.
Por otro lado, el sistema de transmisión está compuesto por un conjunto de líneas cuya función es elevar o reducir la tensión con el fin de permitir interconexiones. El mencionado sistema está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual se constituyó en octubre 2000, y abastece alrededor del 85% de la población. La mayor demanda de electricidad, y la oferta de generación deben ir de la mano con una mayor capacidad de transmisión con el fin de evitar congestiones, y brindar eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema.
El tercer subsector del sistema es la distribución, mediante la cual la energía eléctrica es llevada desde las subestaciones hasta los consumidores finales. Cuando la energía eléctrica se transmite del generador al distribuidor, esta se reparte entre dos tipos de clientes, i) regulados, los cuales se caracterizan por una demanda máxima menor a 1 MW por suministro, y ascienden a 6.35 MM de usuarios, y ii) libres, categorizados de esta manera consumidores finales cuya demanda se encuentra por encima de 1 MW, por lo que pueden optar libremente si por ser clientes regulados o libres, los grandes usuarios suman 290, los cuales incluyen importantes complejos mineros, comerciales o industriales. Es de resaltar que para los mismos, los precios de carga y energía y otras condiciones de suministro de electricidad se negocian libremente. El proveedor puede ser una empresa de generación, de distribución o cualquier otro proveedor minorista.
Es de mencionar que el objetivo del COES es principalmente la minimización de costos, por lo cual se encarga de coordinar la demanda y la oferta. El Comité llama a producir a las generadoras en orden de prioridad según sus costos, empezando por aquellas que presenten los más bajos hasta cubrir la demanda en cada momento del día. De lo anterior, se infiere que los generadores no deciden cuándo ni cuanta energía producir, dado que deben recibir indicaciones del COES para el despacho de la misma. Luego de esta indicación, la producción ingresa a un pool de energía, con el fin de ser entregada
Página | 10 a distribuidores y clientes libres, por lo que se infiere también que las empresas generadoras no tienen conocimiento a qué distribuidor o cliente va dirigida la energía que produjeron, mientras que las distribuidoras no tienen conocimiento de la potencia recibida y del proveedor de energía. Independientemente de lo que ocurra en el mercado físico, los compromisos de pago pactados en los contratos deben cumplirse.
a. Fijación de tarifas eléctricas
El sector eléctrico se encuentra dividido entre el mercado regulado, y el mercado libre, este último caracterizado por competencia entre generadores y distribuidores. Los mecanismos de determinación de precios en ambos mercados difieren. Para el primero, la formación de tarifas responde a precio firmes, y precios en barra9, mientras que para el segundo, sus precios son determinados básicamente por precios libres y precios firmes10, no obstante, en ambos casos las tarifas de transmisión y distribución se encuentran reguladas. Sobre la tarifa eléctrica regulada, esta es fijada periódicamente por OSINERGMIN, de acuerdo con los criterios, las metodologías y los modelos económicos establecidos en la LCE y su Reglamento.
La tarifa máxima aplicada a usuarios regulados tiene tres componentes, los precios a nivel de generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes y el Valor Agregado de Distribución. Dichos componentes son calculados para cada Sector de Distribución Típica, mediante estudios de costos encargados por las concesionarias de distribución a consultoras precalificadas por la Comisión de Tarifas de Energía, en estos estudios se debe considerar criterios de eficiencia de inversiones y gestión de un concesionario que opera en el país; adicionalmente, OSINERGMIN realiza un estudio paralelo.
Los costos de generación, transmisión y distribución se determina tomando en cuenta una empresa de modelo eficiente, la cual considera:
i) Costos asociados al usuario, independientemente de su demanda de potencia y energía,
ii) pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, y
iii) costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a distribución, por unidad de potencia suministrada.
Para el cálculo del precio de energía se toma en cuenta: i) precio de combustibles,
ii) escenarios de hidrología, iii) situación de embalses, iv) tasa de actualización,
Página | 11 v) plan de obras,
vi) costo de racionamiento, y vii) proyección de demanda.
Luego de tomar en cuenta dichas variables, se valoriza la energía consumida en distintas horas del día, calculándose así el precio de energía para los bloques de punta y fuera de punta, en función a los costos marginales y la demanda; las cifras luego son ponderadas por la cantidad de horas de cada bloque y se obtiene el precio básico de la energía. Para el cálculo del precio de potencia, se utiliza la anualidad de la inversión de la última central que es llamada a producir, conocida como central marginal. Adicionalmente se calcula el costo fijo anual de operación y mantenimiento, asimismo, se toma en cuenta la potencia efectiva, la tasa de indisponibilidad, tipo, tamaño y ubicación de la central. El precio de generación se fija anualmente y entran en vigencia en el mes de mayo de cada año.
La suma de la tarifa de generación y los peajes de transmisión (del Sistema Principal) se conoce como tarifa en barra. Antes de ser aprobado el precio en barra, se verifica que la diferencia entre el mismo y el promedio ponderado de los precios firmes o libres resulte menor al 10%, si resulte mayor al 10% se realiza ajustes al precio básico de potencia con el fin de alcanzar la diferencia objetivo. La tarifa se fija cada año, en el mes de mayo.
1.9. ANÁLISIS CUANTITATIVO a. Evolución de la generación
La composición de la matriz energética se ha mantenido estable a lo largo de los años, centrándose en la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, no obstante, a partir de agosto 2012 se observa la aparición de energía eólica y a partir de abril 2014 de generación solar, aunque estas representan aún una parte mínima de la producción total (0.27% y 0.45% de la producción nacional entre enero y septiembre 2014 respectivamente). Es de mencionar los esfuerzos del Estado peruano con el fin de incentivar la generación con fuentes renovables no convencionales (i.e. D.L. 100215, y su Reglamento D.S. 012-2011-EM), y las subastas de Recursos energéticos. Asimismo, es de resaltar la Ley N° 2854616 para sistemas aislados rurales, no conectados al SEIN, que tiene como finalidad promover el uso de energías renovables para electrificación en zonas rurales, aisladas y de frontera.
La generación eléctrica ha tenido un promedio de crecimiento de 6.5% para el periodo 2008-2013, observándose una desaceleración del crecimiento en línea con la ralentización de crecimiento del PBI peruano, por lo que a pesar de la entrada de dos centrales de ciclo combinado en el año 2012, disminuyó el crecimiento en casi 3 pp.
Página | 12 Actualmente, se encuentran en funcionamiento tres centrales de ciclo combinado (12.65% del total de generación y 25.38% de la generación térmica en los primeros 9 meses del año 2014), pertenecientes a Edegel, - inicio de operaciones en el año 2006-, Kallpa, y Chilca,-ambas iniciaron operaciones en el año 2012-. Las centrales de ciclo combinado, a pesar de requerir una mayor inversión, son más eficientes debido a la recuperación térmica que se logra en el mismo. Otro factor resaltante que ha impulsado la generación a lo largo de los años es el incremento del grado de electrificación del país, gracias en gran parte a los esfuerzos del estado en cuanto a electrificación rural, es así que para el año 2013 el indicador fue de 88.5%.
La producción de energía en plantas térmicas es hasta cuatro veces más costosa que la generada en centrales hidroeléctricas17, dado que en las primeras el costo de combustibles18 incrementa considerablemente sus costos variables, por lo que en el sistema eléctrico, el cual se rige por el menor costo, se da prioridad a las hidroeléctricas hasta su capacidad máxima, luego se da paso a la generación térmica. No obstante, la participación de ambos tipos de energía varía durante el año producto del ciclo hidrológico, el cual abarca los meses de noviembre a mayo, y está compuesto por un periodo de avenida19, seguido del estiaje20.
No obstante, si bien se espera un crecimiento por debajo del promedio, las cifras para los siguientes dos años tendrán un mejor desempeño en contraste con el 2014. Entre las tendencias del subsector de generación, se encuentra el mayor uso de gas natural como insumo para la generación termoeléctrica, dado que es una fuente más barata, y ambientalmente amigable, en adición ayuda al objetivo de diversificación de fuentes energéticas.
b. Principales generadores
Respecto a la producción de electricidad, en los primeros nueves meses del año 2014, los principales generadores de electricidad por grupo económico fueron:
i) el Estado (23.65% del total), a través Electroperú (16.39% del total), Egasa (3.13% del total), San Gabán (1.91% del total), Egemsa (1.58% del total) y Egesur (0.63% del total).
ii) el Grupo Endesa (22.32% del total), a través de Edegel (19.21% del total), Chinango (2.16% del total) y Empresa Eléctrica de Piura (0.96% del total). iii) Enersur (16.92% del total), y
iv) Kallpa Generación (14.93% del total). Cabe resaltar que las generadoras que tuvieron un incremento en su producción fueron Empresa Eléctrica de Piura (+212.78%), Kalla Generación (+11.85%), Edegel (+7.39) y San Gabán
Página | 13 (+0.98%); mientras que las demás empresas generadoras mencionadas anteriormente presentaron una reducción en su producción.
Es de mencionar que Lima concentra el 41.6% del total de consumo de energía eléctrica, resaltando que el 31.3% de la población se ubica en la capital. El consumo promedio de energía per cápita fue de 1,352.7 KWh/hab, resaltando que el mayor consumo de energía per cápita sigue siendo el de Moquegua (10,493.6 KWh/hab) en línea con su PBI per cápita (S/.51,293/hab) que se mantiene en el primer lugar. Por otro lado, es importante resaltar que se observa una elevada concentración de producción de energía en el centro del país (75.2% al 2013), lo cual incrementa el riesgo de abastecimiento, en caso de desastres naturales.
c. Transmisión
En el Perú, la transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.). Según el Anuario Estadístico de Electricidad del MINEM del año 2013 ambos sistemas reúnen un total de 20 585 km de líneas de transmisión, con niveles de tensión superiores a 30 kV. Al cierre del año 2013, las empresas concesionarias que desarrollan como actividad principal la transmisión eléctrica ascienden a nueve. Red de Energía del Perú S.A. (REP S.A.) que dispone de 4 949 km (24% del total nacional); Consorcio Transmantaro S.A. con 9%, Abengoa Transmisión Norte S.A. con 5% y Red Eléctrica del Sur.S.A., Eteselva S.R.L., Interconexión Eléctrica ISA Perú, Consorcio Energético Huancavelica y Etenorte E.I.R.L. con 2% cada una, totalizando una longitud de 9 638 km de líneas (48% del total nacional) para este grupo, el restante 52% corresponde a Empresas del Mercado Eléctrico y de uso propio. La longitud de las líneas representativas del SEIN en los últimos años se mantuvo relativamente constante, no obstante al año 2013 se observa un fuerte incremento (+82.9%), consecuencia principalmente de la licitación de 11 nuevas líneas (seis adjudicadas por REP S.A., y 2 por Transmantaro S.A.), y en menor medida la ampliación de líneas existentes.
d. Distribución
Las principales empresas de distribución de energía eléctrica que destacan por la cantidad de clientes a los que atienden, y esta son: Edelnor con 20.38% de participación, Luz del Sur con 15.59%, Hidrandina con 11.57%, Electrocentro con 10.39%, Electro Sur Este con 6.70%, Electronorte con 6.49% y las demás (17 empresas) con 28.88%. A septiembre 2014, las empresas distribuidoras de electricidad atendieron aproximadamente a 6.35 millones de clientes regulados (6.07 millones a septiembre 2013) y 290 clientes libres (284 a septiembre 2013).
Página | 14
1.10. PÉRDIDAS DE ENERGÍA
En la transmisión eléctrica se generan pérdidas de energía, conocidas como pérdidas técnicas (62.40% del total de pérdidas del 2013), las cuales si bien no pueden reducirse por completo, pueden minimizarse, dado que se generan como consecuencia de:
i) el calentamiento de los conductores o líneas de transmisión. ii) densidad de corriente eléctrica, y
iii) la resistencia eléctrica.
1.11. PROYECTOS DE INVERSIÓN
Se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual se dio como resultado principalmente de la puesta en marcha de Camisea en el 2004, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso. Asimismo, con el desarrollo del Gasoducto del Sur Peruano se podrá transportar el gas natural a la zona sur, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona del Perú, de este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte.
Con el objetivo de incrementar la potencia efectiva del parque generador (oferta de energía eléctrica), la capacidad y el alcance de las redes de transmisión se estima una inversión privada para el periodo 2014-2016 por un monto aproximado de US$5,757 MM22. Algunos de estos proyectos son: Central Hidroeléctrica de Molloco, Central Térmica de Quillabamba, Línea de Transmisión 220 KV Moyobamba-Iquitos y Línea de Transmisión 500 KV Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo.
Es de mencionar que al 2013 el 96.2% de la generación de las centrales térmicas usa gas natural, por lo cual es importante considerar que el transporte del mismo está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP), y es el único sistema de transporte de dicho combustible, cuya capacidad, a pesar de sus dos ampliaciones, -la primera en el 2009, y la segunda en el 2010-, se encuentra totalmente contratada. Es así que se observa un alto grado de dependencia del gas natural, lo cual es bastante riesgoso, no obstante, se ha iniciado una nueva expansión del gasoducto, la cual estará culminada para el año 2015.
CENTRALES ELECTRICAS
Las centrales eléctricas son las instalaciones productoras de energía eléctrica. Son instalaciones dónde hay un conjunto de máquinas motrices y aparatos que se utilizan para generar energía eléctrica.
Página | 15 Las centrales reciben el nombre genérico de la energía primaria utilizada: centrales térmicas de carbón, centrales nucleares, centrales hidráulicas o hidroeléctricas, centrales eólicas, centrales geotérmicas, etc.
2.1. TIPOS DE CENTRALES ELÉCTRICAS
Según el servicio que haya de prestar las centrales eléctricas se pueden clasificar en:
a. Centrales de base o principales.
Su función es suministrar la mayor parte de la energía eléctrica en forma permanente, son de gran potencia; la instalación suele estar en marcha durante largos períodos de tiempo y no deben sufrir interrupciones de servicio. Generalmente, se trata de centrales nucleares, térmicas e hidráulicas y utilizan como maquinas motrices las turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas hidráulicas respectivamente.
b. Centrales De Punta
Exclusivamente proyectadas para cubrir la demanda de energía eléctrica cuando se dan picos de consumo, o sea en las horas - punta; en dichas horas - punta, se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal. Trabajan en espacios cortos de tiempo, durante determinadas horas, su funcionamiento es periódico. Debido a la capacidad de respuesta necesaria, generalmente suelen ser centrales térmicas.
c. Centrales De Reserva
Son centrales capaces de sustituir, total o parcialmente a las centrales de base en las siguientes situaciones: escasez o falta de materias primas (agua, carbón, fuel-oíl, etc.) o fallas en sus maquinarias. Las centrales a las que se suele recurrir en esos casos son las hidráulicas o con turbinas de gas debido a la rápida capacidad de respuesta.
d. Centrales de socorro:
Las centrales de socorro son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña potencia y generalmente accionadas por motores Diésel; se instalan en vagones de
Página | 16 ferrocarril, o en barcos especialmente diseñados y acondicionados para esta misión.
e. Centrales de acumulación o de bombeo:
Son las que en las horas bajas utilizan la energía sobrante para bombear agua de un río o de un lago hasta un depósito mediante bombas centrífugas accionadas por los alternadores de la central, que se utilizan como motores. En periodos de gran demanda de energía, los alternadores trabajan como generadores accionados por las turbinas que utilizan el agua previamente elevada anteriormente.
2.2. COMPONENTES DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA.
Las centrales eléctricas lo componen áreas operativas que en su conjunto garantizan la continua y eficiente operación, además controlan los diferentes parámetros de funcionamiento de la central eléctrica, estas son:
a. Zona De Abastecimiento:
La zona de abastecimiento de una central eléctrica permite que la planta mantenga su correcto funcionamiento, en esta zona abunda el recurso que utilizará la central para convertirla en energía eléctrica, es conveniente también la cercanía de la central para abastecerse de dicho recurso que en su mayoría es natural ya que debe verse los aspectos económicos y la eficiencia de la central eléctrica.
- para centrales solares.- Para que se abastezca de dicho recurso, estas
centrales están en las zonas de mayor incidencia solar, por ejemplo los desiertos.
- para centrales eólicas.- Deben de estar en las zonas donde haya bastante
flujo de corrientes de aire que son por lo general en las zonas marinas, donde aprovechan las brisas marinas.
- para centrales hidroeléctricas.- La fuente está constituida por una o varios
ríos que aportarán el agua a la central y donde la planta debe hacer diversas obras civiles para aprovechar mejor el recurso hídrico.
Página | 17
b. Casa De Máquinas:
La Casa de Máquinas concentra los equipos electromecánicos directamente responsables por la producción de la energía eléctrica. En ella están la caja espiral, la turbina, el generador, el sistema de excitación y el regulador de velocidad.
En el caso de centrales hidroeléctricas, la disposición de la casa de máquinas puede ser en caverna, exterior o pie de presa.
En una central hidroeléctrica, en la casa de máquinas se pueden encontrar:
Recintos para turbinas.
Los elementos para la reparación y montaje
Los sistemas de protección para el generador y sus componentes como la excitatriz
c. Patio De Llaves:
Son las instalaciones eléctricas que comprenden los aparatos eléctricos, esta zona puede ser en ambiente cerrado o al aire libre, está destinado como enlace entre la central eléctrica y las líneas de transmisión que transportan la energía eléctrica a los centros de consumo.
d. Servicios Auxiliares:
Es un componente importante porque comprende aquellos, equipos, instalaciones que son necesarias para suministrar la energía eléctrica a todas las instalaciones de la central eléctrica ejm en corriente alterna, sistema de aire acondicionado que se requiere para el frente de los transformadores, para los interruptores de máquinas, el sistema de aire acondicionado y continua, banco de baterías, cargador de batería, mantenimiento y reparación etc.
e. Servicios Complementarios:
Son aquellos servicios que sirven para que el personal asegure el buen funcionamiento de la central. Ejm: servicios de comedor, seguro, agua potable, equipos antiincendios, servicios de entretenimiento o distracción
Página | 18
f. Sistema De Protección:
Esté componente protege a la central eléctrica de eventualidades internas y externas para asegurar su funcionamiento óptimo y continuo, identifica, localiza y repone el efecto o falla en su mayoría en forma automática ejm: los relés.
g. Sala De Control:
Este componente es el cerebro de la central eléctrica, es el centro de mando y operación de la planta, supervisa, mantiene y ajusta todos los parámetros para que la energía eléctrica se produzca en forma continua y con calidad.
Página | 19
GENERADOR ELECTRICO:
Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial eléctrica entre dos de sus puntos (llamados polos, terminales o bornes) transformando la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominada también estator). Si se produce mecánicamente un movimiento relativo entre los conductores y el campo, se generará una fuerza electromotriz (F.E.M.). Este sistema está basado en la ley de Faraday. Se tienen dos tipos de generadores: síncronos y asíncronos. En las centrales hidroeléctricas los más utilizados son los generadores síncronos.
3.1. GENERADOR SÍNCRONO:
El generador síncrono es un tipo de máquina eléctrica rotativa capaz de transformar energía mecánica (en forma de rotación) en energía eléctrica. Su principio de funcionamiento consiste en la excitación de flujo en el rotor.
La razón por la que se llama generador síncrono es la igualdad entre la frecuencia eléctrica como la frecuencia angular es decir el generador girara a la velocidad del campo magnético a esta igualdad de frecuencias se le denomina sincronismo.
El generador síncrono está compuesto principalmente de una parte móvil o rotor y de una parte fija o estator.
El rotor gira concéntricamente en el eje del generador a una velocidad sincrónica de 1800 revoluciones por minuto (RPM) para 60 Hz (1500 RPM para 50 Hz).
3.2. PARTES DE UN GENERADOR SÍNCRONO.
A continuación se detalla las partes fundamentales que componen un generador síncrono.
Página | 20
3.3. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO
El principio de funcionamiento de un G.S se basa en la ley de Faraday. Para crear tensión inducida en el circuito de armadura (estator), debemos crear un campo magnético en el rotor o circuito de campo, esto lo lograremos alimentado el rotor con una batería, este campo magnético inducirá una tensión en el devanado de armadura por lo que tendremos una corriente alterna fluyendo a través de él.
Al operar como generador, la es suministrada a la máquina por la aplicación de un torque y por la rotación del eje de la misma, una fuente de energía mecánica puede ser, por ejemplo, una turbina hidráulica, a gas o a vapor. Una vez estando el generador conectado a la red eléctrica, su rotación es dictada por la frecuencia de la red, pues la frecuencia de la tensión trifásica depende directamente de la velocidad de la máquina.
3.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES SÍNCRONOS
Los parámetros fundamentales a considerar en los generadores de las centrales hidráulicas: • Potencia activa • Potencia reactiva • Potencia aparente • Factor de potencia • Tensión
• Reactancia síncrona (relación de cortocircuito)
Para la selección de la turbina hay que considerar que influye en: • Velocidad nominal
• Velocidad de embalamiento • Momento de inercia
3.5. CIRCUITO EQUIVALENTE MONOFASICO DE UN GENERADOR SINCRONO
El circuito monofásico equivalente de un Generador Síncrono viene representado en la siguiente figura:
Página | 21 De este circuito, solo nos centraremos en el circuito de armadura, en la cual se tienen tres cantidades que son fundamentales en el comportamiento del GS, las cuales son: Para determinar estos valores se realizan principalmente tres pruebas, la prueba resistencia de armadura, la prueba de vacío y la prueba de cortocircuito.
a. Prueba de Resistencia de Armadura:
Esta prueba consiste en hacer uso de una fuente de corriente continua en cada fase de la armadura, aplicando el método del Voltio-Amperimétrico, Cabe mencionar que si la prueba se realiza con corriente continua, el valor de la resistencia obtenida debe ser ajustada, en primer lugar por temperatura (a temperatura de trabajo), y posteriormente por efecto skin, para finalmente obtener el valor de la resistencia n corriente alterna.
b. Prueba de Vacío:
Esta prueba consiste, como dice su nombre, en colocar el Generador en vacío, es decir sin carga alguna en sus bornes, haciéndola girar a su velocidad nominal y con corriente de campo igual a cero.
Al ir aumentando gradualmente el valor de la corriente de campo, se obtienen diversos valores de y ya que la corriente que circula por la armadura siempre será cero debido que se encuentra en vacío, se obtendrá que
Gracias a ésta prueba, con los valores obtenidos, se puede formar "La curva de Características de Vacío" que permite encontrar la tensión interna generada por una corriente de campo dada.
Se debe notar que en un principio, la curva es prácticamente una recta, esto es debido a que al inicio la fuerza magnetomotriz se ejerce en el entrehierro, y el incremento de la corriente de campo es casi lineal.
c. Prueba de Cortocircuito:
Finalmente se tiene la prueba de cortocircuito, el cual consiste en llevar nuevamente la corriente de campo a cero, para luego cortocircuitar los bornes
Página | 22 del generador y proseguir a ir incrementando la corriente de campo, obteniéndose la siguiente gráfica.
Se observa que al contrario de la curva en vacío, en esta prueba se obtiene una recta, esto es debido a que los campos magnéticos que se generan al conectar la armadura en cortocircuito, prácticamente se anulan, produciendo un campo neto pequeño como se muestra en el diagrama fasorial siguiente; provocando que la máquina no se sature.
d. Otras Pruebas:
Como complemento, es dable decir que a los GS se les debe someter a otras pruebas, entre las cuales tenemos:
Prueba de Aislamiento: Mide el aislamiento entre las bobinas y, entre las bobinas y la carcasa.
Prueba de Calentamiento: Mide la temperatura de trabajo del generador a plena carga.
Pruebas bajo Carga Resistiva, Inductiva, Capacitiva y Mixta
3.6. CARACTERISTICAS DE LOS GENERADORES SINCRONOS BAJO CARGA.
La diferencia de funcionamiento en vacío al de carga es que existe una composición de flujos, debido a las corrientes que circulan en el inducido, éstas alteran el valor y forma de la tensión inducida.
Un incremento de carga es un incremento en la potencia real o la reactiva suministrada por el generador. Tal incremento de carga aumenta la corriente tomada del generador. Si no cambiamos la resistencia de campo, la corriente de campo se mantiene constante, y por tanto, el flujo (también es constante).
Además, si el motor primario mantuviera su velocidad (constante, la magnitud del voltaje interno generado también sería constante.
Supongamos un generador síncrono reducido a su mínima expresión: monofásico, bipolar, una espira, y en los siguientes estados de carga:
Página | 23
a. Carga inductiva
En este caso los flujos aparecen en sentido contrario. Produciendo un efecto desmagnetizante, es decir que los flujos se restan; y además produciendo que los polos inducidos de igual nombre estén enfrentados.
El diagrama fasorial que se muestra a continuación es de una carga con fdp en atraso.
b. Carga resistiva
El flujo producido por los polos del rotor y el producido por las corrientes del inducido están desfasados. Generando así una distorsión del campo resultante. El diagrama tiene un fdp igual a la unidad.
c. Carga capacitiva pura
En este caso los flujos tienen igual sentido. Dando como consecuencia un efecto magnetizante, es decir que los flujos se van a sumar; y los polos inducidos contrarios enfrentados. El diagrama fasorial que se muestra a continuación es de una carga con fdp en adelanto.
Página | 24 Las curvas de capacidad son unas curvas de potencia que nos muestran los límites de calentamiento del rotor y del estator, asumiendo que la tensión en bornes se mantiene constante y que Para explicar cómo sé que obtienen estas curvas, tenemos el siguiente diagrama fasorial de un generador con FP en atraso y a tensión nominal.
3.8. REFRIGERACIÓN EN EL GENERADOR SÍNCRONO.
En el sistema convencional de enfriamiento el gas hidrogeno se hace circular por medio de un ventilador interno y una vez que la perdida de calor producida en el generador se absorbe por el agua de enfriamiento, el gas circula de 30 a 40 veces por minuto. Usando gas hidrogeno es posible aumentar la potencia asignada incrementando la presión del gas, posteriormente los adelantos obtenidos en los materiales de rotor y otros componentes han permitido un aumento constante en la potencia de estas unidades. En los generadores enfriados por hidrogeno en forma convencional no obstante que se utilizan presiones mayores de 2 Kg / cm2 se dificulta aumentar la potencia debido al grueso espesor de la pared de aislamiento de la bobina de excitación. Para evitar este problema ya se utilizan turbogeneradores enfriados internamente, en este caso a los conductores de estator y rotor se les perfora y se alimentan a través de los agujeros gas hidrogeno a alta velocidad y a mayor presión que el sistema convencional
Ventajas Del Uso De Hidrogeno.
El hidrogeno posee poca densidad y por lo tanto se reducen las pérdidas aerodinámicas.
Como el gas hidrogeno tiene una alta conductividad térmica y un alto coeficiente de transferencia térmica por su superficie, el aumento de la potencia por volumen de unidad del material activo se ve asegurada, con el hidrogeno se pueden fabricar turbogeneradores de mayor potencia.
Página | 25
Se reducen los gastos de mantenimiento ya que el sistema cerrado del gas de recirculación no permite la entrada de polvo y humedad.
La vida útil del aislamiento del devanado del estator se prolonga debido a que la ausencia de oxígeno y de humedad disminuyen el efecto corona que pudiera presentarse durante condiciones normales.
El ruido aerodinámico se reduce por la menor densidad del gas y por el sistema cerrado de ventilación.
El generador enfriado por hidrogeno es muy apto para usarse en exteriores.
3.9. EXCITACIÓN
La excitatriz de un generador eléctrico síncrono de corriente alterna sirve, básicamente, para alimentar de corriente continua el rotor del generador, y convertir éste en un electroimán. El proceso de alimentar de corriente continua el rotor (que gira) supone resolver como generar la corriente continua necesaria, y además, como introducirla en un elemento que está girando.
La excitatriz es la encargada de suministrar la tensión y corriente continua para alimentar el rotor de un generador síncrono, y convertir a éste en un electroimán con capacidad en general para regular la intensidad del campo magnético.
Todas ellas deben tener idealmente la capacidad de regular la tensión de alimentación del rotor, para variar el campo magnético de acoplamiento.
Existen tipos básicos de excitatriz:
Página | 26 También llamado por transformador de compoundaje, consiste en que el devanado de campo del rotor es alimentado desde una fuente de alimentación a transformador y rectificadores que toma la tensión y corriente de salida del estator. El transformador, de tipo especial, posee dos devanados primarios, llamados de tensión e intensidad, que se conectan en paralelo y en serie a los bornes de salida del estator. El transformador convierte la tensión de salida a una más baja (30V aprox), que se rectifica y aplica al rotor por medio de escobillas y anillos deslizantes. Es un sistema con autorregulación intrínseca, ya que al tener el bobinado serie, al aumentar el consumo sobre el generador, aumenta el flujo del transformador y por lo tanto aumenta la excitación del generador.
Excitatriz De Imanes Permanentes
Las máquinas de imanes permanentes -que permiten prescindir de bobinas polares, escobillas, excitatriz y equipos reguladores de tensión- eliminan las pérdidas producidas por la excitación del rotor, aumentando la eficiencia y optimizando el rendimiento, incluso a regímenes bajos de carga, además de reducir los requisitos de refrigeración.
Asimismo, ayudan a disminuir el tamaño de las máquinas de tecnología asíncrona o síncrona convencional, optimizando el ratio potencia/espacio.
Excitatriz De Diodos Giratorios
La fuente de continua es un rectificador no controlado situado en el mismo rotor (dentro del mismo) alimentado en alterna por un generador situado también en el mismo eje y cuyo bobinado de campo es excitado desde un rectificador controlado que rectifica la señal generada por el giro de unos imanes permanentes situados en el mismo rotor
Generador Autoexcitado
Excitatriz independiente de corriente continua que alimenta el rotor a través de un juego de anillos rozantes y escobillas.
Excitatriz Principal Y Excitatriz Piloto:
La máquina principal de continua tiene como bobinado de campo otra máquina de excitación independiente, accionada por el mismo eje.
Página | 27
3.10. REGULACIÓN EN GENERADOR SINCRONO
Tenemos las siguientes:
a. Regulador De Tensión (Avr):
El regulador automático de voltaje, proporciona una extinción al rotor, el rotor debe tener un campo magnético constante en cuanto a la dirección de sus líneas magnéticas (no en cuanto a intensidad del campo) y este se logra excitándolo con corriente directa (alterna rectificada) la corriente alterna generada por el generador, debe ser de una frecuencia constante 60hz; y para eso el rotor siempre gira a la misma velocidad independientemente de que carga esté produciendo (se mide en mega watts) no en voltaje, como los requerimientos de carga (consumo de la energía producida) son variables, la generación de mega watts es variable a frecuencia y voltaje constante, si no tienes un regulador automático de voltaje (llamado AVR en inglés) esto no se puede lograr.
Se tiene lo siguientes tipos de reguladores de tensión:
Reguladores electromecánicos.
Regulares tirrill.
Reguladores Brown Boveri.
Reguladores electrónicos.
b. Regulador De Velocidad (Ras):
Regulador de velocidad es el mecanismo, de distinta índole, destinado a conseguir, en cualquier circunstancia, el equilibrio de los trabajos motor y resistente presentes en una turbina, manteniendo, sensiblemente constante, la velocidad de sincronismo del grupo ante todas las cargas solicitadas, protegiéndole, además, contra velocidades excesivas que pudieran surgir.
Página | 28
3.11. FRECUENCIA EN EL GENERADOR
El tema de frecuencia tiene que ver con el siguiente concepto:
a. Control Automático De La Generación (Agc)
Si en algún momento la energía eléctrica generada en un sistema no coincide con la demandada más las pérdidas, se produce un desequilibrio en el balance de potencia. Este déficit o exceso de potencia sólo se puede obtener mediante la energía cinética almacenada en los generadores. Como la energía cinética depende de la velocidad del generador, cualquier desequilibrio en el balance de potencia activa se traducirá en una variación de la velocidad del generador, y por lo tanto en una desviación de la frecuencia eléctrica del sistema.
Por ejemplo, si en el sistema eléctrico se tiene momentáneamente un exceso de generación, la frecuencia del sistema aumentará. La velocidad de aumento de la frecuencia dependerá del exceso de potencia activa generada, así como del momento de inercia total de todos los generadores en servicio.
Por lo tanto, los valores de la frecuencia de un sistema eléctrico están relacionados con los flujos de potencia activa por las líneas, entre los generadores y las cargas de todo el sistema eléctrica. Esta relación tiene un carácter global de forma que desequilibrios entre la potencia generada y demanda en un nudo tienen influencia en la frecuencia de todo el sistema, a esta relación se le denomina interacción P-f.
El objetivo del control automático de la generación (AGC), además de mantener el valor de la frecuencia en su valor nominal de 60 Hz, debe de cumplir dos requisitos adicionales:
Se deben mantener los valores acordados o contratados de intercambios de potencia con otras partes del sistema a través de las líneas de interconexión entre áreas.
Las potencias activas generadas deben ser los valores resultantes según el despacho económico.
PATIO DE LLAVES
Comprende los elementos necesarios para conectarse a la red eléctrica, también se denomina estación de transformación.
Página | 29 Es el lugar donde están ubicados todos los elementos y equipos de operación, control, protección, seguridad y maniobra de la central eléctrica, es el interfaz entre las máquinas de generación y el sistema eléctrico de potencia; sus principales elementos son los transformadores de potencia y sus barras de conexión.
4.1. ESQUEMA DE UN PATIO DE LLAVES.
4.2. EQUIPAMIENTO DEL PATIO DE LLAVES:
a. Interruptores:
Los interruptores son dispositivos destinados al cierre y apertura de los circuitos bajo condiciones de carga, en vacío y en condiciones de falla. Asimismo, permite insertar o retirar equipos y máquinas, líneas aéreas o cables de un circuito energizado.
El interruptor es el equipo encargado de proteger las líneas, equipos y/o circuitos en los cuales se realicen maniobras o mantenimiento, de corrientes de falla, la conexión o desconexión realizada por el interruptor es realizada en un tiempo corto para evitar para no afectar el sincronismo del sistema.
b. Seccionadores.
Son dispositivos que sirven para conectar o desconectar diversas partes de una instalación eléctrica para efectuar maniobras de operación o de mantenimiento.
A diferencia de un interruptor, no pueden abrir circuitos cuando está fluyendo corriente a través de ellas (operan sin carga), siempre debe abrirse primero el interruptor correspondiente.
c. Trampa de ondas.
Las trampas de ondas son equipos eléctricos que sirven para:
Mantener la comunicación de una determinada central eléctrica a otro. CENTRO DE CONTROL ZONA DE MEDICION ZONA DE TRANSFOR MACION ZONA DE ALTA TENCION ZONA DE BAJA TENSION ZONA DE PROTECCIO N ZONA DE PUESTA A TIERRA
Página | 30
El otro es de detectar fallas.
d. Apartarrayos.
Dispositivos eléctricos que limitan la magnitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas u operación de interruptores y conducen a tierra las corrientes producidas por estas sobretensiones. Los Apartarrayos se dividen en tres grupos: Cuernos de arqueo cuernos de arqueo, apartarrayos autovalvulares y apartarrayos de óxidos metálicos.
e. Disyuntor de potencia.
Es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una parte del sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor puede ser manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación del sistema eléctrico, donde está conectado.
f. Transformadores.
Transformador de Tensión.
Los transformadores de tensión son transformadores que transforman altas tensiones en tensiones medibles. Estos transformadores de tensión tienen un solo núcleo magnético y pueden ser realizados con uno o varios arrollamientos secundarios. En los transformadores de tensión aislados unipolares, aparte del arrollamiento de medición o de protección, pueden equiparse con un arrollamiento adicional para el registro de cortocircuito a tierra.
Transformador de Corriente.
Los transformadores de corriente transforman proporcionalmente y en fase, la corriente de alto valor en corriente medible. Esta transformación es para realizar la medición de corriente.
Transformador de Potencia.
Cumplen la función de transformar la tensión del sistema de nivel nominal a otro y deben ser capaces de transportar el flujo de potencia en forma continua hacia una parte particular del sistema.
Página | 31
Transformador de Medida.
Un transformador de medición es un transformador en el cual la corriente o la tensión y sus correspondientes desfasajes en el circuito primario se reflejan con exactitud aceptable en el circuito secundario
Transformador de Protección.
Los transformadores cuya función es proteger el circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de 20 veces la magnitud de la corriente nominal.
g. Sistema de barras
Conductor de baja impedancia al cual se conectan separadamente varios circuitos eléctricos. Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica.
Las barras pueden ser rígidas o flexibles:
Derivación para Subestaciones. Derivación en T:
Aplicable para derivaciones a subestaciones no importantes y con baja probabilidad de maniobras, ejemplo S.E. Ayaviri 138 kV.
Costo de implementación es bajo.
Derivación en PI:
Aplicable para derivaciones a subestaciones importantes y con gran probabilidad de maniobras, ejemplo Azángaro 138 kV.
Implica mayores costos.
Cálculo.
El cálculo de secciones se realiza en función de:
Página | 32
Por esfuerzos electrodinámicos.
La intensidad de corto circuito:
Intemperie: Cable de Cobre o aluminio, tubo de cobre o aluminio.
Interior: Tubo de cobre, pletina.
h. Arreglo de barras
El arreglo de barras de una subestación es la configuración ordenada de los elementos que lo conforman.
La elección del arreglo de una subestación depende de las características de cada sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el sistema.
Barra sencilla (menos confiabilidad y mas económica): Es el arreglo más
simple desde el punto de vista constructivo, considerando la cantidad de equipo y el área que ocupa, también resulta ser el más económico. No obstante, la confiabilidad de servicio es poca, ya que una falla en la barra principal provoca la salida de operación de la misma. Asimismo, el mantenimiento a los interruptores se dificulta, ya que es necesario dejar fuera de servicio parte de la subestación.
Barra principal y barra de transferencia: Es una variante del arreglo
anterior, en el cual se utiliza una barra de transferencia para sustituir, a través de un interruptor, algún interruptor que necesite mantenimiento.
Página | 33
Barra principal y barra auxiliar: Este arreglo ofrece una mayor continuidad
de servicio, puesto que, en caso de existir una falla en cualquiera de las dos barras, ocasiona la pérdida de los elementos conectados a la barra fallada. Debido a ello, la subestación puede ser operada como dos subestaciones independientes con arreglo de barra simple. Permite dar mantenimiento a los interruptores sin perder los elementos conectados a él y desenergizar cualquiera de las dos barras sin alterar el funcionamiento de la subestación. Sin embargo, aumentan las maniobras en el equipo cuando se utiliza el interruptor de amarre como interruptor de transferencia. La cantidad de equipo requerido es mayor, por tanto, su costo también incrementa.
Doble barra y barra de transferencia Ofrece las mismas ventajas que el
arreglo anterior, con la diferencia de que se requieren pocas maniobras para hacer uso del interruptor de transferencia.
En este caso, la subestación puede ser operada como dos subestaciones independientes de barra principal y barra de transferencia.
Página | 34
Anillo (mayor confiabilidad y costo) Arreglo que permite continuidad de
servicio, ya que evita la salida completa en caso de falla en las barras. Además, ofrece la posibilidad de dar mantenimiento a los interruptores sin que se pierda el suministro de energía.15 Cuando un interruptor está en mantenimiento, pueden ocurrir disparos en la protección, debido a que al abrir el anillo se puede incrementar la corriente de carga en los otros interruptores que permanecen en servicio. Esto puede evitarse realizando el mantenimiento en condiciones de baja carga. Prácticamente requiere el mismo equipo que el arreglo de barra sencilla, por lo que su costo es similar. Se utiliza en la salida de 23 [kV] de las subestaciones de distribución, utilizando anillo sencillo o doble en caso de haber más de dos transformadores
Interruptor y medio: Arreglo que ofrece buena confiabilidad y ventajas para
las operaciones de mantenimiento sin tener que interrumpir el servicio. Regularmente las transferencias se hacen a través de los interruptores, lo que permite conservar la protección aun cuando alguno se encuentre en mantenimiento.
Página | 35
Doble interruptor (mayor confiabilidad y costo): Es la mejor opción en
cuanto a confiabilidad se refiere, no obstante, es un arreglo más costoso que los anteriores y por ello se emplea en aquellos casos en que la continuidad es muy importante. Con un interruptor fuera de servicio, se ocasiona la pérdida de únicamente el elemento disparado.
i. Puesta a tierra
La malla de puesta a tierra es el conjunto de electrodos conectados entre sí, por conductores desnudos enterrados en el suelo, sus funciones son: la seguridad de las personas ante el gradiente superficial de tensión, la protección de las instalaciones, servir de tierra común a los equipos eléctricos y/o estructuras metálicas, dirigir las corrientes de falla a tierra. El electrodo es un conductor enterrado en el suelo para conducir las corrientes de falla a tierra, los electrodos pueden ser varilla, tubo, fleje, cable o placa
En la siguiente imagen se muestra los tipos de puesta a tierra q se pueden dar en una subestación eléctrica.
Página | 36
DISPOSITIVOS ED PATIO DE LLAVES: 5.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Página | 37 El transformador de potencia es la parte primordial de una subestación de potencia, es el equipo encargado de transferir energía eléctrica de un circuito a otro, en la mayoría de los casos con niveles de tensión diferentes, su potencia nominal es superior a 500 kVA, el transformador cuenta con accesorios necesarios para su operación y mantenimiento, entre estos se encuentran:
Tanque conservador: Es un tanque ubicado sobre el principal el cual recibe el aceite cuando hay cambio de temperatura por aumentos de carga.
Boquillas: Son los aisladores que se encuentran en la tapa del transformador, son los que comunican los terminales de baja y alta tensión del transformador con el exterior.
Válvulas: Son las unidades por las cuales se inyecta o extrae el aceite del transformador para su mantenimiento.
Tablero: Es el compartimiento en el que se ubican los controles y protecciones de los ventiladores, de los motores de las bombas de aceite, entre otros.
Conectores a tierra: Son los elementos que unen el tanque del transformador con la malla de puesta a tierra.
Placa característica: En ella se encuentran consignados los datos más importantes del transformador como tensión nominal primaria y secundaria, su potencia nominal, diagrama de conexiones, frecuencia, número de serie y datos de fabricación, entre otros.
