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EL SECTOR ELECTRICO
EN EL PERU
Mg. Amancio Rojas Flores
Comité de Operación Económica del
Sistema Interconectado Nacional
El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. Está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.
El COES reúne los esfuerzos de las principales empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como de los grandes usuarios libres, contribuyendo a través de su labor al desarrollo y bienestar del país.
Su finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo
Base Legal. Las principales normas que rigen sobre el desarrollo de las funciones del COES son las siguientes:
CONVENIOS INTERNACIONALES
Sobre la Vigencia de la Decisión CAN No. 536 de la Comunidad Andina de Naciones, “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”
22.08.2011 Decisión CAN No. 757
NORMAS CON RANGO DE LEY
• Ley de Concesiones Eléctricas: Decreto Ley No. 25844
• Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica: Ley No. 28832
• Decreto Legislativo de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables: Decreto Legislativo No. 1002
• Decreto Legislativo que modifica diversas normas del Marco Normativo Eléctrico
• Decreto de Urgencia que dicta medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
• Decreto de Urgencia que asegura continuidad en la prestación del servicio eléctrico
Así funciona el sector eléctrico peruano
¿Cómo estuvimos, cómo estamos y adónde vamos?
SUBSECTOR ELÉCTRICO
CIFRAS DE JULIO 2014
1. MÁXIMA DEMANDA EN POTENCIA El 09 de julio del 2014 a las 19:00 horas, se registró la máxima demanda1 (MD) de potencia eléctrica en el SEIN alcanzó 5 578 MW, siendo 6,0% superior al mismo mes del año 2013. El gráfico Nº 1 presenta la participación de las centrales por fuente de energía en el momento que ocurrió la máxima demanda, y se observa que fue atendida en mayor porcentaje por generación de Gas Natural (53,3%). Asimismo, las energías no convencionales como la Biomasa, Biogás y Eólica, también formaron parte de esta estructura con 0,8% del total demandado.
Grafico 1: ESTRUCTURA DEL DESPACHO DE POTENCIA POR FUENTE EN EL DÍA DE MÁXIMA DEMANDA * MD = 5 578 MW 09/07/2014 a las 19:00 horas
1/ Máxima demanda en potencia registrada por las empresas integrantes del COES-SINAC.
2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA La producción total de energía eléctrica a nivel nacional fue 3 833 GWh2, valor 4,9% mayor respecto a julio del 2013. Según muestra el gráfico Nº 2, las empresas generadoras para el mercado eléctrico tuvieron una producción total de 3 607 GWh y las que generan para uso propio demandaron 226 GWh (5,9% respecto al total nacional producido). En este mes, lo ofertado por las centrales hidroeléctricas llegó a 1 630 GWh, 5,7% menor respecto a similar período de 2013 y lo producido por las unidades termoeléctricas ascendió a 2 180 GWh, es decir, 14,1% superior al registro de julio del año pasado. Lo generado por el Parque Eólico Marcona fue de 8 GWh (0,2% del total nacional).
2/ Total nacional al mes de julio 2014, calculado al 12 de agosto del 2014 en base a la información diaria COES-SINAC, incluye además generación no COES, aislados y generación de uso propio.
GRÁFICO Nº 2: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA NACIONAL
3. GENERACIÓN POR GRUPO ECONÓMICO Y EMPRESA La participación de las empresas del estado en la generación del presente mes fue de 23,4% respecto al total disponible para el mercado eléctrico. Lo generado por las centrales de los grupos Endesa y Suez, alcanzaron una presencia de 22,7% y 17,7% respectivamente; en menor nivel lo hicieron Globeleq y SN Power. En cuanto a la variación por grupo económico respecto a julio 2013, el grupo Endesa muestra un incremento en su producción en 20,3%, y las empresas de Duke Energy una reducción considerable debido a que la central térmica Las Flores es actualmente propiedad de Globeleq 2.
2/ El 01/04/2014 la empresa Kallpa Generación S.A. obtiene la autorización de Generación de la C.T. Las Flores. (Fuente COES)
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN EMPRESAS DEL MERCADO ELÉCTRICO, SEGÚN GRUPO ECONÓMICO (GW.h)
* Fuente: Información mensual COES-SINAC ** Fuente: Información diaria COES-SINAC e histórica de los Sistemas Aislados de la DGE
GRÁFICO Nº 3: PARTICIPACIÓN DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS DEL MERCADO ELÉCTRICO, SEGÚN GRUPO ECONÓMICO JULIO 2014 (*)
(*) Información al 12 de Agosto de 2014
Del Gráfico Nº 3 se aprecia que el 65,5%, del total de la producción pertenece a los principales grupos privados de generación para el mercado eléctrico.
4. GENERACIÓN DE LAS UNIDADES COES SEGÚN RECURSO ENERGÉTICO Respecto a la actividad de las unidades asociadas al COES – SINAC, la generación del mes de Julio ascendió a 3 509 GWh. De este total, las centrales hidráulicas aportaron 1 532 GWh, (5,2% menor respecto a julio 2013); y las centrales térmicas, entregaron una producción de 1 955 GWh, registrándose un incremento del 14,1% que en igual período del año pasado. El Gráfico Nº 4 (circular) presenta la producción total de energía eléctrica de las centrales COES según recurso energético, se observa que el 55,1% corresponde a la generación con gas natural, el 43,7% con fuente hídrica y el 1,2% proviene de la generación con biomasa, biogás, solar y eólica.
GRÁFICO Nº 4: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR RECURSO ENERGÉTICO COES - SINAC
Julio 2014 : 3 5091 GW.h Julio 2013 : 3 3442 GW.h
ATLAS DEL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO
DEL PERÚ
MARZO 2011
El territorio Peruano puede dividirse en cuatro grandes regiones naturales (tres continentales y una marina). Las regiones continentales tradicionalmente se denominan “Costa”, “Sierra” y “Selva”. Las características generales de las grandes regiones naturales, se resumen en la tabla siguiente:
Tabla 1. Características generales de las grandes regiones naturales de Perú
Las cuencas hidrográficas existentes en la variada geografía del Perú, se desarrollan en tres vertientes, Pacífico, Atlántico y Lago Titicaca.
La vertiente del Pacifico es la que presenta la mayor deficiencia de escurrimiento superficial, y la de mayor demanda de agua (debido a la mayor concentración de población, industria, y actividades agrícolas), mientras que en la vertiente del Atlántico sucede lo contrario, presentando la mayor disponibilidad de agua superficial con demanda mínima.
Sus características hidrometeorológicas principales promedio son:
Evapotranspiración Potencial
La Evapotranspiración Potencial (ETP) es un importante elemento del balance
hídrico por cuanto determina las pérdidas de agua desde una superficie de suelo en
condiciones definidas.
Precipitación
caída de agua sólida o líquida por la condensación del vapor sobre la superficie
terrestre.
Escurrimiento
Es la parte de la precipitación que fluye sobre el terreno, o que va a partes
subterráneas, y eventualmente, hacia mares u océanos.
Tabla 2. Características hidrometeorológicas de las distintas vertientes de Perú
Las cuencas hídricas peruanas se encuentran claramente delimitadas en el Mapa de Principales Unidades Hidrográficas del Perú, RM N° 033‐2008‐AG, (fuente SIG‐IRH / INRENA, 2008),
Se han agrupado las 159 unidades hidrográficas en 14 Regiones Hidrográficas.
Se indican los siguientes comentarios respecto a las regiones utilizadas
o Cuenca Tambo (Pacífico 01) puede ser utilizada en esta Región como en la Región Pacífico 02
o Cuenca Lacramarca (Pacífico 04) es conveniente considerarla en Región 5 o Cuenca Olmos (Pacífico 05) es conveniente considerarla en Región 6 o Regiones Atlántico 09 y 10 fueron unificadas por la escasez de estaciones de
mediciones
Figura 1. Regiones Hidrológicas definidas.
CÁLCULO DEL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO TEÓRICO
El Potencial Hidroeléctrico Teórico es una medida de los recursos hídricos disponibles en un sistema fluvial para producción de energía. La definición de este potencial, considera que la totalidad de agua que escurre en un curso (corriente) es capaz de generar electricidad en función del desnivel del mismo, con un 100 % de eficiencia.
Este Potencial Hidroeléctrico Teórico de todo Perú es calculado entonces, como la suma del potencial correspondiente a cada tramo de un curso de agua, que se inicia y termina en un nodo. En cada nodo se determinan los datos base de cota y caudal, definido en los cursos de agua, lo cual permite calcular el potencial del tramo. Estos datos base son los correspondientes a la Topografía e Hidrología, resultantes del MDT de todo Perú y de las Regresiones de Caudales medios definidos para cada región, respectivamente.
El potencial hidroeléctrico teórico de cada tramo de un curso de agua se determinó utilizando los caudales medios mensuales en los nodos de entrada y salida del tramo, como así también el desnivel topográfico entre estos mismos nodos.
Modelo Digital del Terreno (MDT)
La formulación adoptada para el cálculo del potencial hidroeléctrico teórico de
un tramo i es:
• i: Nodo de aguas arriba • g: 9.80 m/s2.
• i+1: Nodo de aguas abajo • Qi [m
3 /s]: Caudal medio del nodo de aguas arriba • Qi+1 [m3 /s]: Caudal medio del nodo de aguas abajo • Zi [m]: Cota del terreno del nodo de aguas arriba • Zi+1 [m]: Cota del terreno del nodo de aguas abajo • Hi [m] = Zi – Zi+1 Desnivel Topográfico entre el nodo de aguas arriba y aguas abajo.
El Potencial Hidroeléctrico Teórico de todo Perú fue calculado con la siguiente expresión:
Este valor de potencial teórico no tiene incorporado ningún tipo de rendimiento hidráulico, tampoco considera la existencia de otros usos, consuntivos o no, ni la exclusión de áreas protegidas. De modo que tiene un significado netamente teórico, con ningún tipo de restricción técnica, económica ni de otra índole.
Definición de Potencial Hidroeléctrico Teórico Aprovechable y
No Aprovechable
El Potencial Hidroeléctrico Teórico representa una medida de los recursos naturales hidráulicos totales disponibles para la producción de energía. De todo el recurso hídrico disponible existe una proporción que ya se encuentra aprovechada por centrales hidroeléctricas existentes y otra proporción de estos recursos que forman parte de áreas protegidas del país. De modo que este potencial hidroeléctrico teórico, no es factible de ser todo aprovechado desde el punto de vista de regiones/áreas que han sido puestas bajo un régimen especial donde se restringe este tipo de uso del recurso, por ello se definió el Potencial Hidroeléctrico Teórico Aprovechable y No Aprovechable.
El Potencial Hidroeléctrico Teórico No Aprovechable es todo aquel potencial que se encuentra en Áreas de Concesión de Centrales Hidroeléctricas, Zonas de Amortiguamiento que comprenden las áreas de protección, Áreas Naturales Protegidas de Administración Nacional y Áreas Naturales Protegidas de Administración Regional.
El Potencial Hidroeléctrico Teórico Aprovechable es todo aquel potencial que no se encuentra en áreas restringidas y áreas de concesiones de centrales hidroeléctricas.
Tabla 9. Potencial Hidroeléctrico Teórico de Perú
CÁLCULO DEL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO TÉCNICO
Tomando en consideración la utilidad final que el Ministerio de Energía y Minas desea obtener del proyecto, vinculada a proveer de información básica adecuada a posibles inversores privados, para impulsar así la implementación de estos aprovechamientos que contribuyan al desarrollo hidroenergético del Perú, se ha introducido un nuevo concepto: el Potencial Hidroeléctrico Técnico, el cual representa una medida de base técnico‐económica del potencial del recurso que se podría llegar a utilizar.
La determinación del Potencial Hidroeléctrico Técnico se fundamenta en un índice especialmente desarrollado, basado en las inversiones necesarias y los volúmenes energéticos posibles de generarse en cada nodo evaluado, estableciendo un grado preliminar de factibilidad económica del mismo. El índice desarrollado se denomina Índice Costo Beneficio (ICB).
El Potencial Hidroeléctrico Teórico representaría entonces, el límite superior del Potencial Hidroeléctrico Técnico.
Previamente a definir el ICB y el Potencial Hidroeléctrico Técnico, es oportuno introducir algunos conceptos y elementos claves adoptados en esta evaluación, que posibilitan una adecuada interpretación con la discriminación entre el Potencial Hidroeléctrico de las potencialidades y limitaciones del uso de este índice. Estos elementos son:
o Esquema de obra o Costos del aprovechamiento o Beneficios – Energía generada
Esquema de obra
El contexto de territorialidad de un país entero, permite darle el marco a la determinación del Potencial Hidroeléctrico Técnico.
La configuración de obra propuesta, responde a la geometría de los aprovechamientos de montaña, que involucran un uso prioritario del salto o desnivel disponible. La adopción de esta tipología de obra está fundamentada en que el desnivel topográfico es una variable medular en la geografía peruana, así como por presentar la mejor factibilidad económica, frente a la obtención de iguales potencias apelando a la instalación, en zonas de baja altura, de caudales mayores.
El objetivo de poder determinar el potencial técnico es llegar a clasificar los aprovechamientos en función de un parámetro económico‐energético.
La tipología de obra que se propone consiste en un esquema que involucra los siguientes componentes:
o Azud derivador o Obra de toma o Tubería forzada o Casa de máquinas
La obra consiste en un azud derivador y obra de toma en la cabecera para derivar el caudal (Qtub) a través de una tubería forzada a la casa de máquinas para ser turbinada. Asimismo se plantea la necesidad de mantener las condiciones mínimas ambientales del tramo analizado con lo cual hay que garantizar un mínimo caudal ambiental (Qamb) en el río. En la siguiente figura se muestra como se plantea la disposición de la obra.
De esta manera los aprovechamientos no presentan regulación, por consiguiente, no es necesario disponer de un reservorio o embalse.
Figura 8. Esquema de obra
Costo del aprovechamiento
Para la determinación de los costos de los aprovechamientos evaluados, se dispone la siguiente información básica: caudal, desnivel topográfico, Potencial Hidroeléctrico Técnico y longitud del tramo en estudio. En base a estos cuatro parámetros se determina el costo de cada aprovechamiento.
El costo directo total de cada aprovechamiento queda definido del siguiente modo:
Donde: o CDir : Costo directo total aprovechamiento [U$S] o CElect : Costo electromecánico aprovechamiento [U$S] o CCivil : Costo obra civil aprovechamiento [U$S] o Ctub : Costo tubería forzada del aprovechamiento [U$S]
A este costo hay que sumarle aquellos que tienen que ver con los costos de operación y mantenimiento (CO&M) y los costos indirectos (Cind).
tubcivilElecDir CCCC
Beneficios del aprovechamiento – Energía generada
Como se expresara previamente para la determinación del Potencial Hidroeléctrico Técnico se utiliza un parámetro econométrico denominado Índice Costo Beneficio (ICB), el cual es función del costo de la obra y el beneficio por venta de energía. En este punto se desarrollan los conceptos del beneficio por venta de energía.
El beneficio anual por venta de energía que se considera, es la energía media anual generada (E), la cual está determinada para cada uno de los tramos. Este valor de energía es calculado a partir de la curva de duración de caudales de cada región y su correspondiente factor de utilización.
Factor de utilización y energía generada
En función del esquema de obra planteado, sin regulación y sin embalse, se tiene que las curvas de duración de caudales erogados por cada uno de los aprovechamientos coinciden con las curvas de duración de caudales de los cursos de agua, ya que el caudal afluente es erogado por las turbinas o por el vertedero.
La expresión de la energía media anual generada en MWh es la siguiente:
365.24..FuPE Donde, o E: Energía media anual generada [MWh] o P: Potencia instalada [MW] o Fu: Factor de Utilización. o y el valor de 24 * 365 son las horas del año.
Por su parte la potencia instalada depende en forma directa del salto hidráulico, que es un valor propio de cada tramo y del valor del caudal a ser turbinado (Qi%), siendo este último una de las variables determinadas en esta evaluación. La expresión de la potencia instalada en el tramo es la siguiente:
%... ii QHgP
Donde, o P: Potencia instalada en MW o g: aceleración de la gravedad [9.8 m/s2] o η: Rendimiento [0.8] o Qi%: Caudal de diseño [m3 /s] o Hi: Salto hidráulico [m]
El caudal turbinado o instalado en el tramo (Qi%) será un caudal con una duración determinada, de modo que durante un año no se turbinará el 100 % del tiempo la potencia instalada, sino sólo aquella factible de genera con el recurso disponible en ese momento. Esta condición se evalúa mediante el factor de utilización, el cual tiene la siguiente expresión:
año
Uanual
TP
TPFu
1.
.
representa el cociente entre la energía media anual generada y la energía máxima que podría generarse en un año,
donde: o TU.Anual: Tiempo de turbinado anual [hs] o T1Año: Horas del año, 8760 hs.
De modo que, si consideramos la simplificación de que el salto hidráulico no es afectado por el caudal restituido, ya que es calculado como el desnivel topográfico en el tramo, el factor de utilización puede ser expresado como:
añoi
Uanuali
TPQ
TQFu
1.%
%.
La determinación del Potencial Hidroeléctrico Técnico debe considerar la erogación de un caudal ambiental, el cual puede ser variable según la estacionalidad del régimen de caudales. Considerar un caudal constante tanto para estiaje como para crecidas no daría un resultado que compatibilice la generación energética con el mantenimiento de la integridad ambiental. Por esto se debe analizar en cada caso particular esta optimización en la utilización del recurso hidroenergético.
Con este concepto se determinó cual es la afectación que tiene que considerar un caudal ambiental de entre 10% y 5% sobre la generación de energía en términos medios para todas las regiones de Perú. De modo que el porcentaje de energía no generada respecto de la generación energética sin considerar un caudal ambiental, varía entre 9% y 4% si el caudal ambiental varía entre un 10 % y un 5 %.
Determinación del índice costo beneficio (ICB)
La determinación del Potencial Hidroeléctrico Técnico, tiene como base el índice costo‐beneficio energético expresado en términos de US$/MWh.
El índice costo‐beneficio energético de cada aprovechamiento queda definido como el cociente entre el costo total anual y sus beneficios energéticos. El mismo se calcula a través de la siguiente expresión:
E
CICB TA
donde; o ICB: Índice costo‐beneficio energético del aprovechamiento [US$/Wh] o CTA: Costo total anual del aprovechamiento [US$] o E: Energía media anual generada [MWh]
El costo total anual se determina a través de la expresión:
3
& 10... MOtectotalTA CPFRCCC
donde; o CTA : Costo total anual del aprovechamiento [US$] o Ctot : Costo total del aprovechamiento [U$S] = CDir + Cind o CO&M : Costo de operación y Mantenimiento [US$/MW/año] o PTec : Potencial hidroeléctrico técnico [MW] o FRC: Factor de recuperación de capital, a lo largo de la vida útil del aprovechamiento, según la tasa de descuento adoptada, quedando definido como:
Donde; o i: Tasa anual de descuento (0.12) o n: Vida útil del aprovechamiento
1)1(
)1.(
n
n
i
iiFRC
Determinación del potencial hidroeléctrico técnico ‐ caudal de diseño
El Potencial Hidroeléctrico Técnico trae aparejado la elección del caudal que puede ser turbinado por la central (Qi). El caudal óptimo disponible para ser turbinado y consecuentemente el Potencial Hidroeléctrico Técnico de cada aprovechamiento surge de un análisis económico‐energético basado en el ICB.
Para poder determinar el Potencial Hidroeléctrico Teórico se utiliza el caudal medio. El mismo representa un porcentaje bajo en la curva de duración de caudales, entre el 40% y el 20%, de acuerdo a la región hidrológica en que se encuentre. De manera que si se opta por instalar el caudal medio gran parte del tiempo no se podrá aprovechar la capacidad instalada de la central, sin embargo, todas las obras estarán diseñadas para dicho caudal. De esta manera no se puede decir anticipadamente que el caudal medio es el óptimo de instalación de la central, es decir, aquel que determina el Potencial Hidroeléctrico Técnico del aprovechamiento.
Se hace necesario entonces definir un caudal de diseño para cada aprovechamiento. El mismo surge de adoptar diferentes caudales de instalación para la central y comparar el valor del ICB resultante.
De esta manera el caudal de diseño y consecuentemente el Potencial Hidroeléctrico Técnico es el correspondiente al ICB mínimo.
Teniendo en cuenta que este caudal de diseño está fuertemente influenciado por la forma de la curva de duración de caudales, la cual es la misma para cada región, se considera un único caudal de diseño por cada región hidrológica.
Se selecciona una cuenca tipo para cada región y se determina el índice costo beneficio de la región (ICBR) como:
Ei
iCICB TA
R
Donde; o ICBR = Índice costo‐beneficio de la región [‐] o CTAi: Costo total anual del aprovechamiento i [US$] o Ei: Energía media anual generada del aprovechamiento i [MWh]
Se obtiene el ICB mínimo de la cuenca y por ende el caudal de diseño de la misma. Éste será utilizado para todos los aprovechamientos que se encuentran en la región.
* Caudal correspondiente a un % dado de la curva de duración de la respectiva región.
Tabla 10. Caudales de diseño por Región
Cada aprovechamiento analizado tiene su propio caudal de diseño óptimo, adoptar un único caudal para toda una región hidrológica, es decir, regionalizar el caudal de diseño, tiene la ventaja de poder sintetizar la información (reducción del volumen de información y del esfuezo de cálculo) sin producir errores significativos en el Potencial Hidroeléctrico Técnico.
Sobre la base metodológica hasta aquí descrita se ha determinado el Potencial Hidroeléctrico Técnico para todo Perú, el cual se determinó para potenciales mayores a 1 MW en todos los casos. Se presentan los valores del Potencial Técnico con la discriminación entre el Potencial Hidroeléctrico Aprovechable y No Aprovechable, presentándose para este último los valores de potenciales teóricos que caen dentro de zonas excluidas que se corresponden con las Áreas de concesión para generación de hidroenergía y las Áreas Naturales Protegidas de Administración Nacional, de Administración Regional y Zonas de amortiguamiento.
Tabla 11. Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú
CENTRALES ELECTRICAS
En un sentido muy amplio, por central productora de energía,
entendemos toda instalación destinada a transformar energía potencial
en trabajo. En base al tema en estudio las diferentes plantas
productoras de energía se les nombran generalmente “centrales
eléctricas”
Tipos de centrales.-
Los tipos de centrales eléctricas, surgen en relación con las
diversas materias primas utilizadas.
Así tenemos como centrales de producción:
centrales hidráulicas
centrales térmicas
centrales nucleares
centrales mareomotrices
centrales geotérmicas
centrales eólicas
centrales solares
centrales hidrotérmicas
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Clasificación de las centrales eléctricas.-
Según el servicio que presten, las podemos clasificar:
Centrales de base
Centrales de punta
Centrales de reserva
Centrales de socorro
Gráficos de cargas.-
Interpretamos por potencia o carga de una central, la potencia
que ésta suministra o le es solicitada en un instante dado.
Por energía producida, designamos al cúmulo de potencia
aportada al sistema de consumo durante un determinado número de
unidades de tiempo; así se podrá calcular la energía suministrada
por una instalación en una hora, un mes, un año, etc
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Para una instalación concreta podemos diseñar gráficos de cargas diarios,
mensuales, anuales etc 43
Diagrama de carga
de industria a ciclo
continuo Diagrama de carga de
industria manufacturera
44
Diagrama de carga de
pequeño pueblo sin
industrias
Diagrama de carga de
una gran ciudad
45
La mayor o menor “bondad” de un diagrama de carga puede fácilmente
expresarse numéricamente con un factor “ Fc “ que llamaremos factor de
carga dado por la relación entre la energía producida efectivamente y la
energía producible si la potencia máxima trabajara durante todo el periodo
considerado
Podemos entonces escribir :
horas
EPm
hxP
EF
máx
c
.máx
mc
P
PF
la energía “ E ” resultante del diagrama, el factor de carga se puede definir
también como la relación entre la potencia media y la potencia máxima.
FACTOR DE PLANTA
hxP
EF
I
P
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Central hidroeléctrica
47
Central
hidroeléctrica
cañón del pato
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
En estas centrales el agua, originalmente retenida o almacenada
y posteriormente encauzada y controlada; y debido a la energía
cinética desarrollada en su descenso, o a la energía de presión;
acciona directamente las maquinas motrices que, en estas
centrales, reciben el nombre de turbinas hidráulicas.
Las centrales hidroeléctricas aprovechan el agua de una presa
situada a un nivel más alto que la central para la producción de
energía eléctrica.
En donde el agua de la presa es llevada mediante una tubería
hasta la sala de maquinas de la central donde se encuentran
las turbinas hidráulicas.
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Importancia de las Centrales Hidroeléctricas
1. Solución de problemas de costos crecientes y dificultades en el abastecimiento de combustible.
2. Tecnologías de fácil adaptación.
3. Reducido costo de operación.
4. Reducido costo y simplicidad de mantenimiento.
5. Larga vida útil.
6. Impacto ambiental reducido.
7. Reducción de emisiones de efecto invernadero.
8. Puede compatibilizarse el uso del agua para otros fines mejorando el esquema de inversiones.
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Limitantes de las CHE´s
1. Requieren de elevadas inversiones unitarias por Kilovatio instalado.
2. Estudios costosos en relación a la inversión total.
3. Aplicación condicionada a la disponibilidad de recursos hidroenergeticos, generalmente retirados de los puntos de demanda.
4. La producción de energía es afectada por condiciones metereológicas estacionales.
5. Es necesario resolver eventuales contradicciones en las prioridades del uso del agua.
6. Su continuidad operativa depende de las características tecnológicas de las instalaciones, de una adecuada base económica productiva para el aprovechamiento de la energía generada y de adecuados esquemas institucionales para la administración, operación y mantenimiento.
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CLASIFICACION DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Según el discurrir del agua:
1. De agua fluyente
2. De derivación
3. De agua embalsada o de regulación
3.1 De bombeo
Según el salto de agua:
1. De alta presión
2. De media presión
3. De baja presión
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Centrales de Agua Fluyente Llamadas también de agua corriente, o de agua fluyente. Se
construyen en los lugares en que la energía hidráulica debe ser
utilizada en el instante en que se dispone de ella, para accionar las
turbinas hidráulicas.
SEGÚN EL DISCURRIR DEL AGUA
Centrales de derivación o filo de agua
son aquellas instalaciones que mediante una obra de toma, captan una parte del caudal del río y lo conducen hacia la central para su aprovechamiento y después lo devuelven al cauce del río.
Esta disposición es característica de las centrales medianas y pequeñas, en las que se utiliza una parte del caudal disponible en el río.
Este tipo de centrales tiene un impacto mínimo al medio ambiente, porque al no bloquear el cauce del río, no inunda terrenos adyacentes.
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Centrales de Agua Embalsada o de pie de presa :
son los aprovechamientos hidroeléctricos que tienen la opción de almacenar las aportaciones de un río mediante un embalse.
En estas centrales, se regulan los caudales de salida para utilizarlos cuando sea necesario.
La utilización de presas tiene varios inconvenientes. Muchas veces se inundan terrenos fértiles y en ocasiones poblaciones que es preciso evacuar. La fauna acuática puede ser alterada si no se toman medidas que la protejan.
Esta disposición es más característica de centrales medianas o grandes en donde el caudal aprovechado por las turbinas es proporcionalmente muy grande al caudal promedio anual disponible en el río.
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Una central hidroeléctrica de bombeo dispone de grupos de turbinas reversibles que pueden generar electricidad y/o bombear agua.
Este tipo de central posibilita un empleo racional de los recursos hidroeléctricos ya que permite adaptar la producción eléctrica a la demanda real del consumo.
Central hidroeléctrica de bombeo
La base del bombeo son dos embalses situados a cotas diferentes. Cuando la demanda de energía eléctrica está en hora punta, la central de bombeo funciona como una convencional generando energía al caer el agua desde el embalse superior. El agua sobrante llega al embalse inferior donde se almacena y, cuando la demanda energética está en hora valle, es bombeada al embalse superior a través de una bomba centrífuga, usando la turbina como un turbo-motor
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Esquema de Central Hidroeléctrica de Bombeo
TUBERIA FORZADA
TURBINA
ALTERNADOR
E. potencial
E. cinética
E. mecánica
E. Eléctrica
PRESA
DÍA
BOMBA
TUBERIA FORZADA
PRESA
E. mecánica
E. cinética
E. potencial
E. Eléctrica
MOTOR
NOCHE
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Centrales de Alta Presión
Aquí se incluyen aquellas centrales en las que el salto hidráulico es
superior a los 200 metros de altura. Los caudales desalojados son
relativamente pequeños, 20 m3/s por máquina. Situadas en zonas de
alta montaña, y aprovechan el agua de torrentes, por medio de
conducciones de gran longitud. Utilizan turbinas Pelton y Francis
Centrales de Media Presión:
Aquellas que poseen saltos hidráulicos de entre 200-20 metros
aproximadamente. Utilizan caudales de 200m3/s por turbina. En
valles de media montaña, dependen de embalses. Las turbinas son
Francis y Kaplan, y en ocasiones Pelton para saltos grandes.
Centrales de Baja Presión:
Sus saltos hidráulicos son inferiores a 20 metros. Cada máquina se
alimenta de un caudal que puede superar los 300m3/s. Las turbinas
utilizadas son de tipo Francis y especialmente Kaplan. 61
SEGÚN EL SALTO DEL AGUA
Componentes de las centrales hidroeléctricas
Embalse
Presa y aliviaderos
Tomas y deposito de carga
Canales, túneles y galerías
Tuberías forzadas
Chimeneas de equilibrio
Turbinas hidráulicas
Alternadores
Transformadores
Sistemas eléctricos de media, alta y muy alta tensión
Sistemas eléctricos de baja tensión
Sistema eléctrico de corriente continua
Medios auxiliares
Cuadros de control.
62
Componentes
de una MCH
63
PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS
No existe consenso, para definir la pequeña hidráulica. Algunos países como Portugal, España, Irlanda y más recientemente Grecia y Bélgica, consideran "pequeñas" todas las centrales cuya potencia instalada no supera los 10 MW.
En Italia el limite parece situarse en los 3 MW ( en Francia el limite está en 8 MW y el Reino Unido parece favorecer la cifra de 5 MW. En lo que sigue se han adoptado los 10 MW, siguiendo el criterio de 5 países miembros, la Comisión Europea, la ESHA y la UNIPEDE (Unión Internacional de Productores y Distribuidores de Electricidad).
Las organizaciones ONUDI (organización de las naciones unidas para el desarrollo industrial) y la organización latinoamericana de energía (OLADE) hacen la siguiente clasificación
INSTITUCION PICO
CENTRAL
MICRO
CENTRAL
MINI
CENTRAL
PEQUEÑA
CENTRAL
ONUDI 0,1-1kW 1- 100 kW 100-1000 kW 1000- 10000 kW
OLADE - 0- 50 kW 50- 500 kW 500-5000 KW
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