ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - Repositorio...

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Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

INTRODUCCIÓN DE SMART GRIDS EN EL ECUADOR

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

IRENE ALEXANDRA CUENCA YAGUANA

[email protected]

DIRECTOR: Ing. Gabriel Alberto Argüello Ríos

[email protected]

Quito, Marzo de 2013

II

DECLARACIÓN

Yo, Irene Alexandra Cuenca Yaguana, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

Irene Alexandra Cuenca Yaguana

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Irene Alexandra Cuenca Yaguana, bajo mi supervisión.

ING. GABRIEL ARGÜELLO

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

El desarrollo y culminación de este proyecto de titulación fue posible gracias a la

participación de personas e instituciones que han facilitado las cosas para que

este trabajo llegue a un feliz término. Es para mí un verdadero placer utilizar este

espacio para ser justa y consecuente con ellos, expresándoles mis

agradecimientos y reconocimiento.

El agradecimiento más profundo y sentido va para mi familia, mi esposo Javier y

mi hija Emily Celeste. Porque sin su apoyo, colaboración e inspiración habría sido

imposible llevar a cabo este duro trabajo.

A mis padres, Isidro y Gloria por su ejemplo de lucha y honestidad. Por su apoyo

incondicional y aliento constante.

Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Gabriel Argüello mi director

de tesis y al Ing. Marcelo Jaramillo mi codirector por aceptarme para realizar esta

tesis bajo su dirección. Su apoyo y confianza en mi trabajo y su capacidad para

guiar mis ideas.

Quiero expresar mi más sincero agradecimiento a los ingenieros del CENACE

por su importante apoyo para el entendimiento de mi tesis. No cabe duda que su

participación ha enriquecido el trabajo realizado y, además, ha significado el

surgimiento de una sólida amistad.

A mis queridas amigas de la universidad y del colegio por acompañarme durante

este largo camino.

V

DEDICATORIA

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

seguir adelante.

VI

CONTENIDO CARÁTULA ........................................................................................................................ I

DECLARACIÓN ................................................................................................................ II

CERTIFICACIÓN .............................................................................................................. III

AGRADECIMIENTOS ..................................................................................................... IV

DEDICATORIA ................................................................................................................. V

CONTENIDO ................................................................................................................... VI

ÍNDICE GENERAL .......................................................................................................... VI

ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................................... IX

ÍNDICE DE TABLAS ..................................................................................................... XIII

RESUMEN ..................................................................................................................... XVI

PRESENTACIÓN ......................................................................................................... XVII

ÍNDICE GENERAL

CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 1

1.1. OBJETIVOS ....................................................................................................... 1

1.1.1. OBJETIVO GENERAL .......................................................................... 1

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................. 1

1.2. ALCANCE .......................................................................................................... 2

1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .................................................................... 2

1.4. DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO .......................................................................... 4

CAPITULO 2: MARCO TEÓRICO .................................................................................... 5

2.1 FUNDAMENTOS DE LAS SMART GRIDS ......................................................... 5

2.1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................... 5

2.1.2 DEFINICIÓN DE LAS SMART GRIDS ....................................................... 5

2.1.3 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS DE UNA SMART GRID ................ 7

2.1.4 TECNOLOGÍAS DE LAS SMART GRIDS .................................................. 8

2.1.4.1 La Etapa de Generación y las Smart Grids ............................................. 9

2.1.4.2 La Etapa de Transmisión y las Smart Grids ............................................12

2.1.4.3 La Etapa de la Distribución y las Smart Grids .........................................19

2.1.4.3.1.Infraestructura de medición avanzada. ...............................................23

VII

2.1.4.4 Las TIC y la Modernización de las Redes de Energía Eléctrica. ............24

2.1.4.5 El Cliente y las Smart Grids ....................................................................26

2.1.4.5.Almacenamiento y Recarga de Vehículos Eléctricos ..............................27

2.2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD)...................................................................31

2.2.1. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. ................................32

2.2.1.1. Motores de combustión Interna ............................................................32

2.2.1.2. Turbinas de gas ....................................................................................32

2.2.1.3. Microturbinas .........................................................................................33

2.2.1.3.1. Microturbinas a gas ...................................................................33

2.2.1.3.2. Microturbinas hidráulicas ...........................................................34

2.2.1.4. Celda De Combustible ...........................................................................35

2.2.1.5. Celda Fotovoltaica .................................................................................36

2.2.1.6.Generadores Eólicos .............................................................................37

CAPITULO 3: CÁLCULO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA GLOBAL Y EL

USO DE LA ENERGÍA ACTUAL ......................................................................... 39

3.1 BALANCE ENERGÉTICO ......................................................................................39

3.1.1 DEFINICIONES .........................................................................................39

3.1.2. BALANCE INTERNO EN LAS INSTALACIONES DE TRANSFORMACIÓN………………………………………………………………….41

3.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA DE GENERACIÓN ...................................................43

3.2.1 GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL ECUADOR ............................44

3.2.2 MODELO ESTABLECIDO PARA EL CÁLCULO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA ....................................................................................................45

3.2.3 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE GENERACIÓN PARA EL AÑO 2011 ………………………………………………………………………………..49

3.2.4 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2011 ………………………………………………………………………………..55

3.2.5 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE DISTRIBUCIÓN PARA EL AÑO 2011 ………………………………………………………………………………..55

3.2.6 CONSUMO DE ENERGÍA EN ECUADOR POR FUENTE Y DEMANDA DEL SECTOR ...................................................................................................55

3.2.7 CALCULO DE LA EFICIENCIA GLOBAL DEL SISTEMA ÉLECTRICO .....58

CAPITULO 4: EFICIENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO Y USO DE LA

ELECTRICIDAD AL INTRODUCIR LAS SMART GRIDS APLICANDO

GENERACIÓN DISTRIBUIDA ............................................................................. 60

4.1. DEMANDA ...........................................................................................................60

VIII

4.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PARA EL PERÍODO 2012-2021 PRESENTADO POR EL CONELEC ...........................................................................63

4.3.DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN……65

4.4.EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR EN BASE AL CAMBIO DE LA MATRIZ ELÉCTRICA Y EL USO DE TECNOLOGÍAS INTELIGENTES PARA LOS AÑOS 2012, 2014, 2016 y 2020. ...............................................................................69

4.4.1. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2014 ......................76

4.4.2. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2016 .....................79

4.4.3. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2020 .....................81

4.5. EFICIENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA………………………………………………………………………………….84

4.5.1.VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ...................................85

4.5.2. IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ................................................................................................86

CAPITULO 5: APLICACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA ........................ 90

5.1 NORMATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. ..................................................................................90

5.1.1. ESTÁNDAR IEEE 1547 .....................................................................90

4.1.2. REGULACIONES EN EL ECUADOR ................................................92

4.1.3. PROCESO DE INTERCONEXIÓN DE LOS CONSUMIDORES ..........94

CAPITULO 6: BENEFICIOS OBTENIDOS CON LA IMPLEMENTACIÓN DE

REDES INTELIGENTES ...................................................................................... 95

6.1. BENEFICIOS EN LA ETAPA DE GENERACIÓN...............................................95

6.2. MAPA DE RUTA PARA SMART GRIDS EN ECUADOR [64] .......................... 103

CAPITULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................. 115

7.1 CONCLUSIONES ............................................................................................ 115

7.2. RECOMENDACIONES .................................................................................... 118

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................. 120

ANEXOS ............................................................................................................ 128

ANEXO No. 1: TABLAS ............................................................................................. 128

ANEXO No. 2: APLICACIONES EN EXCEL............................................................... 148

MACRO 1: EFICIENCIA GENERACIÓN_T12 .................................................. 148

MACRO 2: EFICIENCIA GENERACIÓN_H ...................................................... 150

MACRO 3: MCEE ............................................................................................ 151

IX

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: Orientación de las Smart Grids ...................................................................... 6

Figura 2.2: Smart Grids .................................................................................................... 6

Figura 2.3: Smart Grids integrando tecnología de información y tecnología de operación .......................................................................................................................................... 8

Figura 2.4: Aplicación de tecnologías Inteligentes en el Sistema Eléctrico ....................... 9

Figura 2.5: Visión Smart de la Generación .................................................................... 10

Figura 2.6: Automatización de las centrales de generación .......................................... 10

Figura 2.7: Visión Smart del Centro de Control de Energía ............................................ 11

Figura 2.8: Visión Smart de la Red de Transmisión ...................................................... 15 Figura 2.9: Tipos básicos de controladores FACTS ....................................................... 16

Figura 2.10: Comparación de pérdidas de líneas de transmisión HVAC y HVDC .......... 17 Figura 2.11: Esquema de un Sistema WAM y Esquema de un PMU ............................. 19 Figura 2.12: Visión Smart de la Red de Distribución ..................................................... 20 Figura 2.13: Red de Distribución Inteligente .................................................................. 22 Figura 2.14: Componentes de la Infraestructura Avanzada de Medición ........................ 24 Figura 2.15: Infraestructura de comunicaciones para Smart Grid .................................. 25 Figura 2.16: Visión Smart del Cliente ............................................................................ 27 Figura 2.17: Gestión de Recarga de Vehículos Eléctricos .............................................. 28 Figura 2.18: Componentes de un Coche Eléctrico ....................................................... 29 Figura 2.19: Esquema de un Sistema de Potencia Red Pasiva ..................................... 31 Figura 2.20: Esquema de un Sistema de Potencia Red Activa ...................................... 31 Figura 2.21: Configuración de una Microturbina a Gas .................................................. 34 Figura 2.22: Microcentral Hidroeléctrica ......................................................................... 34 Figura 2.23: Componentes Estructura de una Planta de celda de Combustible ............ 36 Figura 2.24: Diagrama de Bloques de un sistema fotovoltaico interconectado a la red eléctrica .......................................................................................................................... 36 Figura 2.25: Sistema y Diagrama de Bloques de un Convertidor de Energía Eólica ...... 38

X

Figura 3.1: Balance De Energía Final ............................................................................. 39

Figura 3.2: Proceso Centro De Transformación .............................................................. 41

Figura 3.3 Altura neta en una central hidráulica ............................................................ 42

Figura 3.4: Centrales Eléctricas ..................................................................................... 44

Figura 3.5: Composición de la producción total de energía neta (%) .............................. 46

Figura 3.6: Modelo de la Participación de Energía en el Ecuador ................................... 47

Figura 3.7: Sistema Eléctrico Ecuatoriano ...................................................................... 47

Figura 3.8: Ponderación de producción de generación de Energía ................................. 48

Figura 3.9: Participación de las empresas en la producción de energía hidroeléctrica .... 50

Figura 3.10: Participación de las empresas en la producción de energía anual (%) ........ 51

Figura 3.11: Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la generación neta total (%). .................................................................................................................. 55

Figura 3.12: Oferta total de energía primaria en el Ecuador ............................................ 56

Figura 3.13: Consumo Sectorial de energía-2011 ........................................................... 57

Figura 3.14: Consumo sectorial de energía en Ecuador por fuente y demanda ............. 58

Figura 3.15: Eficiencia Global del Sector Eléctrico – Ecuador 2011 ................................ 59

Figura 3.16: Fuentes de Energía del Sector Eléctrico– Ecuador 2011 ............................ 59

Figura 4.1: Tasa de crecimiento anual de consumo de Energía Eléctrica 1990-2011 ..... 60

Figura 4.2: Tasa anual de variación del PIB y la Demanda de Energía Eléctrica .......... 61

Figura 4.3: Estructura del consumo eléctrico por sectores ............................................. 62 Figura 4.4: Evolución del consumo de energía eléctrica en el SNI ................................. 64 Figura 4.5: Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación ............... 65 Figura 4.6: Plan de Expansión de Generación 2012-2016 ............................................. 66 Figura 4.7: Plan de Expansión de Generación 2017-2021 .............................................. 67 Figura 4.8: Eficiencia por Fuente de Generación 2012 ................................................... 69 Figura 4.9: Eficiencia Global del Sector Eléctrico Ecuatoriano - 2012 ............................. 70

XI

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

XII

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

XIII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Elementos de Smart Grids para el Mapa de Ruta ........................................... 12

Tabla 3.1: Eficiencias típicas de centrales termoeléctricas ........................................... 128

Tabla 3.2: Descripción de las vertientes y ubicación de las principales Centrales Hidroeléctricas .............................................................................................................. 128

Tabla 3.3: Características Técnicas de las principales Centrales Hidroeléctricas .......... 129

Tabla 3.4: Tabla de equivalencias 1 .............................................................................. 129

Tabla 3.5: Tabla de equivalencias 2 ............................................................................. 129

Tabla 3.6: Densidad de referencia ton/m3...................................................................... 130

Tabla 3.7: Tabla de equivalencias 3 ............................................................................. 130

Tabla 3.8: Equivalencia en BEP de algunas unidades físicas ....................................... 130

Tabla 3.9: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Gas-GD ...................................................................................................................................... 131

Tabla 3.10: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-MCI-GD ...... 132

Tabla 3.11: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Vapor-GD ................................................................................................................................. 133

Tabla 3.12: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Gas .. 133

Tabla 3.13: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-MCI ........... 134

Tabla 3.14: Producción Térmica Neta en kWh por Central de Generación-Turbo Vapor ...................................................................................................................................... 135

Tabla 3.15: Producción Hidráulica en kWh por Central de Generación-Embalse ......... 136

Tabla 3.16: Producción Hidráulica en kWh por Central de Generación-Pasada ............ 136

Tabla 3.17: Caudales turbinados en m3/s por las Centrales Hidroeléctricas-Embalse . 137

Tabla 3.18: Caudales afluentes en m3/s por las Centrales Hidroeléctricas-Pasada ...... 137

Tabla 3.19: Eficiencia por fuente de generación .............................................................. 52

Tabla 3.20: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga - Turbo-Gas ...... 52

Tabla 3.21: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga – MCI ................ 53

Tabla 3.22: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga – Turbo Vapor .. 53

Tabla 3.23: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras y Auto generadores– Turbo Gas ................................................................................................ 53

XIV

Tabla 3.24: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras y Auto generadores (GD) – MCI ................................................................................................ 54

Tabla 3.25: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras y Auto generadores (GD) – Turbo Vapor ................................................................................... 54

Tabla 3.26: Eficiencia de las Centrales Hidráulicas-Embalse ......................................... 54

Tabla 3.27: Eficiencia de las Centrales Hidráulicas-Pasada ............................................ 54

Tabla 3.28: Eficiencia promedio anual de Transmisión ................................................. 138

Tabla 3.29: Eficiencia promedio anual de Distribución ................................................. 139

Tabla 4.1: Tasa de variación anual del PIB .................................................................... 61

Tabla 4.2: Consumo de Energía Eléctrica en el Período 2001-2011 ............................... 63

Tabla 4.3: Evolución y previsión del consumo de energía eléctrica por sectores ........... 140

Tabla 4.4: Previsión de la Demanda Anual de Energía Eléctrica en Bornes de Generación del SNI .......................................................................................................................... 141

Tabla 4.5: Evolución y Previsión del Consumo Total (GWh) del SNI ............................ 142

Tabla 4.6: Proyección de la Demanda Anual de Energía (GWh)- A Nivel de Barras de S/E de Entregas …..………..………………………………………………………………………143 Tabla 4.7: Plan de Expansión de Generación por tipo de Tecnología 2012-2021 ............ 67

Tabla 4.8: Características de los Proyectos Hidroeléctricos 2012-2018 ...................... 144

Tabla 4.9: Ubicación de los Proyectos Hidroeléctricos 2012-2021 ............................... 145

Tabla 4.10: Proyectos Eólicos ..................................................................................... 145

Tabla 4.11: Características de los Proyectos Termoeléctricos 2012-2014 ................... 146

Tabla 4.12: Proyectos Geotérmicos ............................................................................. 146

Tabla 4.13: Retiro de Generación ................................................................................... 68

Tabla 4.14: Consumo de Combustibles, para el PEG 2012-2021 .................................... 68

Tabla 4.15. Eficiencia de Conversión-Generación con Energías Renovables ................. 71

Tabla 4.16. Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas Alejadas de la Carga Diesel . 71

Tabla 4.17: Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas Alejadas de la Carga Gas Natural, Residuo y Fuel Oil ............................................................................................ 72

Tabla 4.18: Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas GD-Residuo ......................... 72

Tabla 4.19: Evolución de la eficiencia de centrales hidroeléctricas ................................. 73

XV

Tabla 4.20: Evolución de las pérdidas de Transmisión ................................................... 73

Tabla 4.21: Balance de Energía en GWh -2014 .............................................................. 76



Tabla 4.24: Sistemas de almacenamiento de energía .................................................. 147

Tabla 4.25: Demanda en MW de las cocinas de inducción.............................................. 87

Tabla 4.26: Demanda de Energía Cocinas de Inducción ................................................ 87

Tabla 4.27: Balance de Energía ..................................................................................... 87

Tabla 4.28: Balance de Energía adicionando las cocinas de inducción ........................... 87

Tabla 6.1: Precios de los Combustibles .......................................................................... 95

Tabla 6.2: Precios de los Combustibles en ......................................... 97

Tabla 6.3: Costo Unitario [$⁄kWh] Centrales Alejadas de la Carga-MCI .......................... 97

Tabla 6.4: Costo Unitario [$⁄kWh] Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Gas ................ 98

Tabla 6.5: Costo Unitario [$⁄kWh] -Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Vapor ............ 98

Tabla 6.6: Costo Unitario [$⁄kWh] -Centrales GD-MCI ..................................................... 98

Tabla 6.7: Costo Unitario [$⁄kWh] Centrales GD-Turbo Gas ............................................ 98

Tabla 6.8: Costo Unitario [$⁄kWh] -Centrales GD-Turbo Vapor ....................................... 99

Tabla 6.9: Precios del Diesel Sin subsidios en [$⁄gal]……………………………..…..…101

Tabla 6.10: Costo de las Pérdidas Técnicas y no Técnicas considerando el incremento en la eficiencia de distribución ........................................................................................... 103

Tabla 6.11: Retos y Ponderación………………………………………………………….....106

Tabla 6.12: Ponderación de los criterio……………………………………………………...107

Tabla 6.13: Matriz de Pertinencia…………………………………………………………….108

XVI

RESUMEN

En esta tesis se presenta un modelo para el cálculo de la eficiencia del sector

eléctrico ecuatoriano que permite determinar la eficiencia de la cadena de valor

de la producción de la electricidad, se determina la eficiencia de la etapa de

generación partiendo de la eficiencia de conversión de energía que se calcula

mediante la relación de la producción de la energía neta de cada una de las

centrales para los insumos que en el caso de las centrales térmicas son los

combustibles y para las centrales hidroeléctrica el equivalente primario de

electricidad, para las etapas de distribución y transmisión se evalúan las pérdidas

totales de los sistemas determinando así la eficiencias para cada sistema, una

vez establecida la eficiencia de cada una de las etapas se determina la eficiencia

global del sistema eléctrico. Se ha calculado la eficiencia energética para el año

2011 que servirá como referencia, la aplicación seleccionada de redes inteligentes

son simuladas y una mejora de la eficiencia es determinada.

XVII

PRESENTACIÓN

En términos de eficiencia, Ecuador tiene el potencial de mejorar el sistema

eléctrico actual. El balance de energía se estudia para conocer la participación del

sector eléctrico en la matriz energética. El modelo para el cálculo de la eficiencia

energética del Sector Eléctrico Ecuatoriano, presenta la información de un año

base, determinando la eficiencia para la cadena de valor (generación, transmisión

y distribución). Principalmente enfocada a los sistemas de distribución

1

CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN

La producción, distribución y consumo de los recursos energéticos deben

involucrar principios de eficiencia energética, dado que la energía es un bien

costoso y escaso que debe ser gestionado considerando el impacto ambiental y la

responsabilidad social hacia las futuras generaciones.

El cálculo de la eficiencia energética del sector eléctrico ecuatoriano pretende

estimar la oferta total de energía para el abastecimiento eléctrico. El cálculo de

este indicador puede servir como justificativo para emprender en el desarrollo de

proyectos de generación más eficientes.

Un aspecto importante, que debe ser considerado es la introducción de

tecnologías eficientes como son las Smart Grids que representan una mejora en

todos los sectores del sistema de potencia.

La Generación Distribuida garantizará el suministro de energía y podrá ser

considerada como sistema de respaldo.

1.1. OBJETIVOS

1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Calcular la eficiencia promedio del sector eléctrico ecuatoriano introduciendo las

diferentes etapas que intervienen en los procesos que permiten la transformación

de la energía desde la producción hasta el uso de electricidad y propuesta hacia

generación distribuida (GD).

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

· Calcular la eficiencia energética global y el uso de energía teniendo en

cuenta todas las fuentes y sectores de demanda actual.

· Proyectar la eficiencia energética global del sector eléctrico ecuatoriano

y las condiciones de uso de energía en Ecuador teniendo en cuenta

todas las fuentes utilizadas y los sectores de demanda para el año

2

2020 al implementar redes Inteligentes y como parte de estas la

Generación Distribuida.

· Realizar un procedimiento para que los usuarios instalen Generación

Distribuida en sus residencias y empresas, y se interconecten a la red

de distribución.

· Analizar los beneficios obtenidos en la eficiencia energética global en el

sector eléctrico ecuatoriano con la implementación de redes

inteligentes.

1.2. ALCANCE

El análisis de los diferentes escenarios del Ecuador al implementar Redes

Inteligentes se realizara mediante los datos obtenidos del plan de electrificación

del MEER, CENACE y CONELEC. En el cálculo de la eficiencia promedio se

introducirá las diferentes etapas que intervienen en los procesos que permiten la

transformación de la energía desde la producción hasta el uso de electricidad. Por

último se presentará un porcentaje importante de la generación total de la mejora

de la eficiencia del sistema de gestión de la red con un uso de los recursos

energéticos con mayor eficiencia y menor impacto ambiental y la implementación

de generación distribuida.

1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

Las ineficiencias de los sistemas eléctricos producen grandes impactos

ambientales, en países como Estados Unidos con la mayor parte de la energía

derivada de los combustibles fósiles se estima que el sector eléctrico es

responsable de aproximadamente el 40% de las emisiones de CO2. [1]

La Agencia Internacional de la Energía considera que el sector eléctrico debe

otorgar un papel prioritario a las energías renovables para alcanzar el objetivo

BLUE1 y que la eficiencia energética y las energías renovables contribuirán a la

reducción global de emisiones de CO2 en un 43% y un 21% respectivamente. 1 El IPCC (análisis de Panel Intergubernamental de Cambio Climático) ha concluido que deben reducirse las emisiones entre un 50% y

un 85% para el 2050, si se quiere frenar el calentamiento global hasta entre 2° C y 2,4° C. Los líderes del G8 acordaron en la Cumbre de

Heiligendamm de 2007 considerar seriamente un objetivo global de reducción de las emisiones de CO2 de un 50%.

3

Además, que el sector eléctrico es el que tiene un mayor peso en la reducción de

emisiones, mostrándose como una opción eficiente frente a las tecnologías del

sector del transporte. [2]

Las tecnologías pueden y deben desempeñar una función integral en la

transformación del sistema energético, el éxito estará sustancialmente supeditado

al funcionamiento general del sistema, y no solo a las tecnologías individuales,

pero se requieren de la creación de políticas energéticas.

La construcción de grandes centrales de generación supone un problema que no

es solo producirla, sino conectarla a la red. Para transportar la electricidad desde

este tipo de centrales hasta los centros de consumo, hay que salvar enormes

distancias lo cual supone aumentar los costos de transporte y las pérdidas.

La integración de sistemas de generación distribuida como solar, fotovoltaica,

biomasa, microhidráulica o geotérmica supone un gran avance a la hora de evitar

emisión de CO2. Se espera que gracias a una mejora en las tecnologías

constructivas, a una mayor eficiencia en la conversión y a una disminución de los

costos de producción, aumente la contribución de dichas fuentes a la futura red

Smart Grid.

La generación distribuida presenta beneficios como: reducción de pérdidas,

incremento de la confiabilidad, aumento de la calidad de energía, reducción del

número de interrupciones, flexibilidad de generación, reducción de costos debido

a la reducción de la demanda pico y suministro energético en aquellos lugares

donde no llega la red convencional.

En el estudio de la proyección de la demanda en el Ecuador considera como parte

fundamental, la reducción en forma progresiva de las pérdidas de energía en los

sistemas de distribución, desde 14,73 % en el 2011 hasta el orden del 7,5% en el

2021. Adicionalmente, el plan maestro de electrificación 2012-2013 desarrollado

por el CONELEC contempla un cambio de la matriz energética a partir del 2016

en el que el principal recurso utilizado será el hídrico. [3]

Con todo lo anteriormente mencionado es necesaria la creación de indicadores de

eficiencia energética en el lado de la oferta, que nos permitan evaluar si los

4

planes de expansión futuros y las soluciones técnicas en las etapas de

generación, transmisión y distribución presentan las mejores condiciones

técnicas, económicas y ambientales.

1.4. DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO

· En base a los datos obtenidos del MEER, CENACE y CONELEC se

calculará la eficiencia del sector eléctrico teniendo en cuenta todas las

fuentes y sectores de demanda actual.

· Se presentará un nuevo cálculo de la eficiencia energética y uso de la

electricidad pero con los aportes producidos por la adopción de

generación distribuida y Smart Grids.

· Establecer los procedimientos necesarios para que los clientes instalen

Generación Distribuida en sus residencias y empresas, y se

interconecten a la red de distribución eléctrica.

· Se realizará un análisis y evaluación general de los beneficios tanto

económicos como técnicos que se producen al introducir Redes

Inteligentes y Generación Distribuida.

5

CAPITULO 2: MARCO TEÓRICO

En este capítulo se detalla los fundamentos de las Smart Grids (Redes

Inteligentes) y de Generación Distribuida (GD). Además de la tecnología usada

para GD.

2.1 FUNDAMENTOS DE LAS SMART GRIDS

2.1.1 INTRODUCCIÓN

El consumo de energía eléctrica crecerá sustancialmente en el futuro, así como la

creciente participación de las energías renovables. La disponibilidad de la energía

eólica y solar es, por naturaleza intermitente y difícil de predecir. Además, la

energía renovable se genera a menudo en lugares remotos donde la

infraestructura de la red local es débil. Los roles de los consumidores y de la

distribución están cambiando: los consumidores con su propia generación local

están evolucionando para convertirse en parte activa de la red.

La forma tradicional en el planteamiento del control de la energía implica atender

el crecimiento de la variabilidad con un incremento en las reservas. Esto es

costoso y puede negar al medio ambiente las ventajas de la generación

renovable. El trabajo " más inteligente " adopta una visión más amplia de ver el

sistema eléctrico frente a un aumento de capacidad en forma económica y

confiable. Mientras el sistema de control tradicional asume el lado de la demanda

en una sola dirección, las redes inteligentes incentivan a los consumidores a

modificar sus patrones de consumo siendo también actores dentro del mercado

eléctrico.

2.1.2 DEFINICIÓN DE LAS SMART GRIDS

Las Smart Grids son la evolución del sistema que gerencia la demanda eléctrica

de una manera sostenida, económica y confiable, construida sobre una

infraestructura ajustada para la integración de todos los involucrados. [4]

6

Figura 2.1: Orientación de las Smart Grids

Las smart grids constituyen nuevas soluciones tecnológicas orientadas a la

optimización de la cadena de valor de la energía eléctrica. [5]

Figura 2.2: Smart Grids [6]

Los proyectos de smart grids actualmente comienzan con una aplicación de

automatización de la generación (como el sistema de control distribuido),

automatización de subestaciones (SCADA/EMS), automatización de la

distribución, demanda responsable o automatización de la medición, y luego el

diseño de una red de comunicación capaz de soportar la funcionalidad de integrar

generación, transmisión, distribución y carga.

Las smart grids están destinadas a emerger debido a dos razones: la electricidad

es un componente esencial en la vida moderna y el progreso tecnológico.

Smart

Grid

Minimizar el impacto ambiental

Reformar los mercados eléctricos

Aumentar la fiabilidad de suministro.

Aumentar la eficiencia électrica

del sistema y reducir costos.

Interoperabilidad con las redes

eléctricas.

7

2.1.3 CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS DE UNA SMART GRID [5] [7]

El desarrollo e implementación de las smart grids será progresivo y dependerá

de los avances tecnológicos y política energética. A continuación se detallan

algunas de las características de las smart grids:

· Eficiencia. La optimización de la supervisión y coordinación de la

generación, transmisión y distribución mediante nuevos sistemas de control

y adquisición de datos y la reducción de pérdidas en los sistemas de

distribución y transmisión al introducir tecnología digital para gestionar y

controlar los flujos de potencia, permiten satisfacer las necesidades

energéticas, minimizando la necesidad de una gran infraestructura. Es

decir, la producción y transferencia de energía usando menos energía

implica la reducción del consumo.

· Flexibilidad. Adaptable a las necesidades cambiantes del sistema y

bidireccional.

· Fiabilidad y Seguridad. La capacidad de operarse y protegerse con

seguridad y la disponibilidad de información en tiempo real, asegurando la

disponibilidad de energía, mientras que se evita y anticipa las amenazas

sobre la integridad del sistema e interrupciones.

· Apertura. Permite integrar de forma segura las fuentes de energía

renovable, facilita el desarrollo de los mercados eléctricos mediante la

creación de nuevas oportunidades de negocio.

· Sostenibilidad. Respetuosa con el medio ambiente y socialmente aceptada.

Entre los beneficios de las Smart Grids se tiene:

· Económicos. Reducción de las inversiones necesarias en infraestructura

de red y generación, reducción de los costos derivados de las fallas en el

sistema, reducción de los costos de producción mediante el uso más

eficiente de las tecnologías de la producción; en consecuencia una

adecuada gestión de la demanda y el desarrollo de la industria tecnológica

(contadores, sensores, sistemas de comunicación inteligente, vehículos

eléctricos y energías renovables).

· Medio Ambientales. Reducción de las emisiones de CO2 adecuando la

gestión de la demanda para reducir las puntas de consumo y la integración

8

Transformadores Breakers Switches Baterías

de las energías renovables. Uso masivo de vehículos eléctricos. Reducción

del impacto ambiental consecuencia de la construcción de grandes

infraestructuras.

· Del Sistema Eléctrico. Mejorar la confiabilidad del sistema, optimización del

uso de las centrales de producción, reducción de las pérdidas del sistema,

optimización del control de voltaje y de potencia, facilitar la integración de

fuentes de energía renovable mediante la implementación de sistemas

bidireccionales de control y monitorización del consumo e incrementar la

seguridad del sistema a través de la implementación de nuevos sistemas

tecnológicos de información.

· De los Consumidores. Los consumidores cuentan con mayor seguimiento

y control sobre la forma en que la energía se produce y entrega, lo que les

permite gestionar su consumo. Los dispositivos inteligentes aplicados a la

red de distribución permitirán a los consumidores transformarse en

“prosumidores”, es decir productores y consumidores al mismo tiempo, lo

cual implica la micro-generación y la comercialización de la electricidad a

nivel local [8].

2.1.4 TECNOLOGÍAS DE LAS SMART GRIDS

El concepto de smart grids reúne una serie de tecnologías para alcanzar sus

objetivos y proyecciones, este conjunto de tecnologías abarca a toda la red:

generación, transmisión, distribución y carga.

Tecnología de Operación (OT) Tecnología de Información (TI)

HVDC & FACTS 2

Figura 2.3: Smart Grids integrando tecnología de información y tecnología de operación

2 FACTS.- (Flexibilidad de la transmisión de potencia eléctrica). Equipamiento basado en electrónica de potencia y otros componentes estáticos que permiten efectuar el control de uno o más parámetros del sistema de transmisión

Aparatos y Servicios

Protocolos de Comunicación

Sensores y monitoreo

Subestaciones- Enlaces

Manejo de base de datos

Modelo de rendimineto y

analisis

Manejo de activos

Monitores de transformadores. Interruptores automáticos. Monitores de batería. Relays (IED’s) Sensores

IEC60870-5 IEC60870-6 IEC61970 IEC61968 IEC61334 IEC62325 IEC62351 IEC61850

Especificaciones de equipo Datos de falla. Resultados de pruebas. Servicio

Impacto de operaciones. Optimización de mantenimientos.

Gestión de trabajo Inventario Datos de falla. Implementación de equipo

Automatización de subestaciones. Concentradores de datos. Comunicaciones

9

Las smart grids incorporan nuevas tecnologías aplicadas a la medida y

supervisión del sistema y se soporta en la tecnología de información, para

procesar la gran cantidad de datos y convertirlos en información y conocimiento, y

las comunicaciones para proveer un mejor desempeño del sistema para soportar

un nuevo conjunto de servicios adicionales para los usuarios.

Figura 2.4: Aplicación de Smart Grids en el Sistema Eléctrico [6]

2.1.4.1 La Etapa de Generación y las Smart Grids

Las smart grids en la etapa de generación permiten optimizar las fuentes

disponibles, tomando decisiones a tiempo real sin impactar la calidad de servicio.

Usando tecnología para adaptar el consumo de generación (gestión de la

demanda) y reduciendo de esta manera riesgos e impactos ambientales.

10

Figura 2.5: Visión Smart de la Generación [9]

A continuación se realiza una descripción del concepto de smart grid aplicado a

generación:

1. Automatización de la central.

Figura 2.6: Automatización de las centrales de generación [10]

11

· SCADA/GMS (Sistema de Adquisición y supervisión de datos/ Sistemas

de Gestión de Generación). En este concepto se puede advertir la existencia

de un HMI (Interfaz hombre máquina) bajo un software diseñado e instalado

sobre un servidor para el control de producción, mismo que se puede dotar de

comunicación con dispositivos de campo, controlando el proceso de forma

automática desde la pantalla de monitorización. Este sistema provee de toda

la información a diferentes niveles del sistema como: supervisión, control de

calidad, control de producción y almacenamiento de datos [12].

· Control de las Unidades. Los IED’s son dispositivos electrónicos inteligentes

para los sistemas de protecciones, que junto con el empleo de protocolos de

comunicaciones, son aplicados para realizar cortes y reconexiones ágiles y

confiables [12]. Se requiere de sistemas para la automatización y telecontrol

de la unidad de generación que permitan la conexión distribuida de los IED`s,

enclavamientos y secuencias de arranque y de parada.

La elección de una o de otra tecnología depende de factores como la

confiabilidad, el costo, la seguridad y la infraestructura disponible.

Figura 2.7: Visión Smart del Centro de Control de Energía [9]

12

En el caso de Ecuador, la coordinación de las operaciones del Sistema Nacional

Interconectado la realiza el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE),

además de las transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico

Mayorista (MEM).

Los principales elementos de Smart Grids considerados en el Mapa de Ruta de

Referencia para Ecuador desarrollado por CENACE se describen en la tabla 2.1.

Área Sub-área Elemento

Generación

Convencional

Actualización de centrales existentes

Ejecución planeamiento expansión de generación (8 proyectos emblemáticos del Gobierno) Despacho avanzado orientado a eficiencia energética

Distribuida

Estudios potencial pequeñas centrales hidráulicas, eólica, etc.

Generación distribuida para zonas aisladas y/o sin suministro

Integración de energías renovables a la red (Villonaco, Política 6% capacidad instalada debe ser de energía solar)

Transmisión

Integración nuevas tecnologías

Plan migración hacia IEC61850

Ejecución planeamiento expansión de transmisión (proyecto de red de 500kV.) Implementación de FACTS

HVDC

Limitación corriente de falla FCL

Subestaciones avanzadas (digital)

Óp. avanzada

Implementación de PMUs

Protección sistémica

Cargabilidad estática y dinámica- Dynamic Capability Rating

Protección adaptativa

Aplicaciones avanzadas de WAMPACS

Red Flexible Backbone de información y recolección de datos

Distribución Infraestructura

Sistema SCADA-DMS-GIS-OMS-MWM

Implantación centros de control - proyecto SIGDE

Backbone de información y recolección de datos

Infraestructura Avanzada de Medición (AMI)

Planeamiento óptimo de Distribución

Alumbrado público eficiente (inteligente)

13


Infraestructura Avanzada de Medición (CIS-CRM)

Control y supervisión de VE y estaciones de carga VE

Operación Global

Mantenimiento inteligente (gestión de activos)

Control VOLT/VAR, reducción de tensión (CVR)

Red Automatizada

Automatización de Subestaciones Distribución

Automatización redes de distribución

Consumidor

Eficiencia energética

Equipos de uso final eficiente Programas de eficiencia energética

Gestión de la demanda

Desconexión de cargas (sistema/precios) - Demand Response DR

Movilidad/ Transporte

Transporte eléctrico individual

Transporte eléctrico masivo

General

Comunicaciones Infraestructura de telecomunicaciones

Flujo de información de extremo a extremo

Educación Convenios con Universidades e Institutos de Formación

Estándares

Modelo común del sistema (CIM) y aplicaciones avanzadas

Análisis de estándares

Adopción de estándares internacionales

Ciberseguridad: estándares y protocolos

Gestión de Activos

Seguridad del personal

Mantenimiento basado en condiciones (CBM)

Sensores automáticos avanzados

Optimización trabajo de las cuadrillas

Gestión del sistema eléctrico

Integración eléctrica regional

Planeamiento óptimo del sistema incluyendo conceptos Smart Grid Incentivos a plantas de energías renovables

Prestación de servicios complementarios

Cambio matriz energética (cocción, calentamiento)

Participación de DER en la generación

Modelamiento y respuesta de tiempo y clima

Informática

Integración de sistemas

Seguridad IT-OT

Cloud y data center

14


Operación Global

Wide Area Monitoring System (WAMS)

Modelo Estado Estable y Dinámico

Reducción congestión del sistema

Islanding

Wide-Area Control Systems (WACS)

Microrredes

Almacenamiento de energía

Organización

Plan de métricas (metas y supervisión)

Capacitación

Diseño Arquitectura, Visión y Estrategia Smart Grid

Evaluación de riesgo

Rediseño de la organización, procesos y sistemas de gestión

I+D+i

Nuevos negocios

Regulación Trabajo con el regulador y otras empresas - Regulación dinámica

Incentivos económicos y tributarios

Tabla 2.1: Visión Smart del Centro de Control de Energía [64]

Es de enfatizar que al menos 5 de los elementos resaltados en la tabla anterior

corresponden a proyectos en curso, por tanto este relevamiento inicial es

integrador, a fin de que la formulación del mapa de ruta no solo incorpore

elementos nuevos, sino también realce y contextualice las iniciativas en

marchaLas redes de transmisión sin restricciones permiten el uso selectivo de

fuentes de generación menos contaminantes y mejoran el potencial de

confiabilidad global del sistema [64].

2.1.4.2 La Etapa de Transmisión y las Smart Grids

Las redes de transmisión sin restricciones permiten el uso selectivo de fuentes de

generación menos contaminantes y mejoran el potencial de confiabilidad global

del sistema.

15

Para un nivel dado de reserva de capacidad, una red de transmisión sin

restricciones puede proporcionar la energía de emergencia adecuada desde

regiones contiguas interconectadas a la región que sufre múltiples averías

catastróficas, como pueden ser las pérdidas simultáneas de varias unidades de

generación y líneas de transmisión [14].

Figura 2.8: Visión Smart de la Red de Transmisión [9]

El sistema de gestión de la red de transporte permite el seguimiento y el control

de activos disponibles para lograr y mantener un estado operativo óptimo [15].

· Control de área en el SEP.

· Soporte de estabilidad de voltaje.

· Integración de fuentes de energía renovables.

· Incremento de la capacidad de la red.

· Optimización de la topología de la red.

· Reducción de pérdidas.

Para la implementación de este tipo de gestión se deberá incrementar tecnologías

inteligentes como:

· SCADA/EMS. Proporciona una plataforma moderna y aplicaciones

avanzadas para el análisis y la optimización de las operaciones de

transmisión.

16

· FACTS. Los controladores FACTS son parte de la tecnología inteligente,

que permiten: el control de la impedancia de la línea, mediante un conjunto

de capacitores en serie controlado por tiristores, promoviendo un método

eficaz para controlar la corriente y la potencia activa; el control del ángulo

(ángulo de potencia), con un regulador de ángulo de fase modificando la

caída de voltaje entre los nodos extremos, controlar el flujo de corriente por

tanto el flujo de potencia activa en casos en que el ángulo no sea

adecuado; la inyección de potencia reactiva en serie es decir inyección de

tensión en serie, mediante compensación sincrónica estática en serie

permiten el aumento o disminución del flujo de corriente y por lo tanto de

potencia activa; la inyección de tensión en serie con la línea pero con

ángulo de fase variable, pueden controlar la magnitud y la fase de la

corriente disponiendo así de una herramienta para controlar en forma

precisa la potencia activa y reactiva[16].

Figura 2.9: Tipos básicos de controladores FACTS3 [16]

3 Figura 4.10: (a) símbolo general para un controlador FACTS; (b) controlador en serie;(c) controlador shunt; (d) controlador unificado serie-serie; (e) controlador coordinado serie-shunt; (f) controlador unificado serie-shunt (g) controlador unificado para múltiples líneas; (h) controlador serie con posibilidad de almacenamiento de energía;(i) controlador shunt con posibilidad de almacenamiento de energía;(j) controlador unificado serie-shunt con posibilidad de almacenamiento de energía.

17

· Superconductores.

· IED’s

· HVDC (Transmisión en corriente continua). La transmisión HVDC es

más eficiente para la transferencia masiva de energía a largas distancias

(por ejemplo, más de 600–1.000 km) con líneas aéreas. Los sistemas

HVDC tienen una capacidad de transporte entre 2 y 5 veces la de una línea

de CA de tensión similar, con HVAC la capacidad de transmisión disminuye

con la longitud de la línea, debido a sus efectos inductivos, inclusive el

desfase producido por esta misma inductancia entre los dos extremos de

la línea, puede conducir a inestabilidad del sistema. El impacto

medioambiental de HVDC es menos grave que el de las líneas de corriente

alterna, ya que se necesita menos terreno para derechos de paso). A

menudo, HVDC se ha utilizado para interconectar sistemas de CA si no es

posible establecer enlaces de AC por falta de estabilidad del sistema o por

diferencias de frecuencia nominal de los dos sistemas. [14]

Figura 2.10: Comparación de pérdidas de líneas de transmisión HVAC y HVDC [14]

Las pérdidas en un sistema HVDC incluyen las que tienen lugar en la línea

y en los convertidores de CA a CC. Las pérdidas en los terminales de

convertidores están en torno al 1,0–1,5 % de la potencia transmitida, un

18

valor bajo en comparación con las pérdidas en la línea, que dependen de la

corriente y de la resistencia de los conductores. Puesto que en las líneas

de CC no se transmite potencia reactiva, las pérdidas en la línea son

menores para CC que para CA. En casi todos los casos, el total de

perdidas por transmisión HVDC son menores que las pérdidas de CA para

la misma transferencia de energía. [14]

La distribución de los fasores de voltaje y de corriente a través de la red es una

información importante que dispone el operador para conocer el margen de

operación estable. El conocimiento real y directo de los fasores) (con un

regulador de ángulo de fase), mejoraría la capacidad de respuesta de los

operadores y permitiría el desarrollo de sistemas de respuesta automática. Es por

ello que se propone la implementación de nuevas herramientas de monitoreo,

control y protección en tiempo real utilizando WAMS [17].

· WAMS (Wide Area Measurement System). Es un sistema de mediciones

distribuidas en el SEP, que involucra principalmente mediciones

sincrofasoriales (PMU), algoritmos avanzados de procesamiento digital de

señales y una infraestructura capaz de proporcionar información dinámica

del sistema. Los sistemas WAMS están constituidos principalmente por

equipos de medición (PMU), concentradores de datos (PDC) y medios de

comunicación[18][19].

Figura 2.11: Esquema de un Sistema WAM y Esquema de un PMU [17]

19

· PMU (Unidad de medición fasorial). La PMU adquiere los datos de los

bobinados secundarios de los transformadores de potencial y de corriente,

los procesa y obtiene los fasores de tensión y corrientes. Luego, estos

fasores son enviados al concentrador de datos. La PMU mide las tres

fases de voltaje y corriente (y todas las armónicas) relativas a la señal,

pueden medir entre 10 a 60 muestras por segundo con una precisión de 1

grado. Las aplicaciones de las PMU incluyen el monitoreo, el control y la

protección de los sistemas de potencia[19].

· PDC (Phasor Data Concentrator). El concentrador de datos o PDC es un

elemento ubicado en un área de control determinada y tiene como función

recibir y concentrar de forma coherente todos los fasores provenientes de

las PMU y ponerlos a disposición para su uso en las distintas aplicaciones.

Entre otras funciones de los PDC está la de compartir información con

otros PDC ubicados en distintas áreas de control. Los PDC reciben los

fasores de las diferentes PMU de forma asíncrona en una tasa de 12 a 30

fasores por segundo y mediante la utilización de las etiquetas de tiempo de

los fasores el PDC los organiza de tal modo que correspondan a un mismo

instante de tiempo [18].

· WACS (Wide Area Control System) Los Sistemas de Control de Gran

Área son plataformas flexibles que buscan mantener la estabilidad

transitoria y de tensión en el SEP, por medio de un sistema que utiliza un

controlador alimentado con mediciones sincrofasoriales para activar con

gran rapidez, las inyecciones de generación o carga y la maniobra de

elementos para compensación de reactivos (bancos de capacitores,

inductores, SVC, entre otros), según sea el caso, al SEP[20]

2.1.4.3 La Etapa de la Distribución y las Smart Grids

La evolución de la red de distribución de electricidad es un punto clave para la

región, que permitirá resolver los problemas locales más graves relativos al

acceso global a la energía eléctrica, reducir las pérdidas, aumentar la eficiencia

energética y brindar un suministro seguro en un contexto de liberalización

energética [8].

20

Figura 2.12: Visión Smart de la Red de Distribución [9]

La operación actual de la red de distribución se caracteriza principalmente por

procedimientos manuales que dependen de la experiencia laboral que envejece.

DMS (Distribution Management System / Sistema para la gestión de la

distribución) es un sistema que proporciona herramientas eficaces para gestionar

los procesos de negocio relacionados con: gestión de la red, gestión de

interrupciones, calidad de energía y otras prácticas de apoyo operacional [21].

Proporcionando las siguientes mejoras:

· Redirección del flujo de energía cuando la ruta normal se ha interrumpido

de alguna manera.

· Optimización de la utilización de activos por parte de la gestión de la

demanda y la generación distribuida

· Reducción de los costes de mantenimiento por el monitoreo de condición

en línea.

· Minimización de las pérdidas mediante un mejor control.

· Supervisión el estado de la red y gestión de las perturbaciones de red

para reducir la duración en corte.

· Automatización para el aislamiento de detección de fallas y restauración.

Los sistemas relacionados con la arquitectura DMS son:

21

· CIS (Sistema de Información Comercial). Es un sistema que relaciona

funciones de negocio y tecnología con la finalidad de administrar la

información del cliente, generar facturas y solicitudes de despacho de

servicios [21] .

· GIS( Sistema de Información Geográfica). Es una integración organizada

de hardware, software, datos geográficos y personal, diseñada para

capturar, almacenar, manejar, analizar, modelar y representar en todas sus

formas la información geográficamente referenciada con el fin de resolver

problemas complejos de planificación y gestión. Es necesario que este

sistema tenga actualizada la base de datos para tener una correlación

exacta de los clientes y el sistema eléctrico [11].

· OMS (Sistema de gestión de interrupciones). Se pretende identificar y

restaurar cortes de energía de manera ágil y eficiente. Un OMS permite

atención a varios usuarios como: servicio al cliente, planificación, gestión

de activos y los departamentos pueden encontrar información recopilada

en su base de datos.

· SCADA (Sistema de adquisición, supervisión y control de datos).

Software diseñado sobre un servidor para el control de producción, el

mismo puede dotar de comunicación con dispositivos de campo

(controladores autónomos) y controlando el proceso de forma automática

desde la pantalla de monitoreo.

· WMS (Work Management System/ Gestión de Trabajo de Campo). Este

sistema permite la gestión de la construcción mantenimiento y operaciones.

22

Figura 2.13: Red de Distribución Inteligente [22]

· MDM (Meter Data Management /Gestor de Datos Medidos). Este

sistema permite gestionar un crecimiento exponencial en el volumen de

datos, generado por los AMI (Infraestructura de Medición Avanzada).

Mejorando la eficiencia operativa, servicio al cliente, la confiabilidad del

sistema de distribución y la gestión de la demanda [21].

· SAT (Sistema de Análisis Técnico). Son sistemas programables, que

poseen interfaz a sistemas matemáticos con la finalidad de realizar flujos

de carga óptima [21].

· AMS (Sistema de Gestión de Activos). La gestión de activos es la

solución que permite a las empresas crear tácticas para: alcanzar los

objetivos de fiabilidad, rendimiento y cumplimiento, dar prioridad a los

equipos y / o instalaciones para la reparación / reemplazo, optimizar la

fuerza de trabajo la productividad, eficiencia y eficacia. Minimizar los costos

de mantenimiento y reparación, maximizar el rendimiento de la red, reducir

el riesgo de insuficiencia de activo, gestionar el envejecimiento y la

capacidad de los activos restringidos al minimizar las interrupciones,

recoger datos sobre el estado de los activos en el campo, analizar los

23

datos para determinar el estado de los activos y acciones recomendadas y

gestionar la ejecución de mantenimiento preventivo y predictivo.

2.1.4.3.1. Infraestructura de medición avanzada (AMI) [23].

La Infraestructura de Medición Avanzada, es un sistema automático de medida

enfocado a los sistemas de gestión de información, los cuales cuentan con un

sistema de comunicación bidireccional que permiten el intercambio de información

entre las empresas distribuidoras y el medidor inteligente y viceversa. Además,

es un sistema total de software y hardware capaz de capturar en tiempo real, el

consumo, voltaje, corriente así como transmitir de manera autómata mensajes

informativos sobre estados y eventos registrados por el medidor.

La Infraestructura de comunicación de AMI permite aplicaciones como: lectura

remota de la medición y el consumo, capacidad de conexión /desconexión

remota, detección del manejo de las interrupciones, identificación anticipadas de

posibles eventos de fallas, detección de manipulación /sabotaje o hurto de

energía y tiempo de uso y gestión de monitoreo de la gestión distribuida.

Figura 2.14: Componentes de la Infraestructura Avanzada de Medición

SMART METER

MODULO DE COMUNICACIONES

REGISTROS COMUNICACIONES

RED DE COMUNICACIONES

EMPRESA DISTRIBUIDA CON MDM

24

Los componentes de AMI son:

· Smart Meter (Medidor Inteligente). Realiza la medición, registro y

almacenamiento de la información del consumo y estado del servicio

(fallas, reporte de manipulación, etc.). Adicionalmente, tiene la capacidad

de realizar desconexión remota o conexión de servicio, almacena datos de

parámetros eléctricos para el análisis de la utilización de la energía,

optimización de procesos y mayor información sobre el consumo para los

clientes.

· La red de comunicaciones. Es el medio utilizada para transmitir la

información a la empresa distribuidora esta pueden ser: power line carrier

(PLC), radio frecuencia y redes GSM/GPRS.

· El Sistema de Gestión de Datos de Medición (MDM), con la finalidad de

conseguir análisis y conversión a información para la empresa

distribuidora.

2.1.4.4 Las TIC y la Modernización de las Redes de Energía Eléctrica [11].

Smart Grid es un esquema que combina diversas tecnologías, especialmente

aquellas vinculadas con la comunicación y el control. Los aspectos más

importantes y prometedores de las TIC (Tecnologías de Información y

Comunicación) hacia la evolución a una red más inteligente son: el soporte de

flujo de energía bidireccional, la capacidad de interacción directa con el usuario, el

desarrollo de sistemas de medición avanzada, la ciber-seguridad y el soporte de

carga de automóviles eléctricos y su uso como sistema de almacenamiento

distribuido ligados a los sistemas de distribución.

25

Figura 2.15: Infraestructura de comunicaciones para Smart Grid [11]

Los elementos básicos de esta arquitectura de comunicaciones son:

· Instalación del Cliente (Customer Premise). Una vivienda individual, un

edificio y una empresa, requiere respectivamente una HAN (Home Area

Network), una BAN (Building Area Network) o una IAN (Industrial Area

Network). Bajo el título de HAN se agrupan las tres. Una HAN es una red

de comunicaciones de corto alcance que conecta electrodomésticos y otros

dispositivos en el entorno de una vivienda o edificio. Al combinar las HAN

con la infraestructura AMI los consumidores podrán monitorizar su uso de

energía a través de pantallas instaladas en sus hogares o programar sus

termostatos o sistema de aire acondicionado en función del precio de la

energía, y a las compañías se les garantizará el acceso directo a las

cargas, lo que les permitirá gestionar de forma más eficiente su demanda.

Estas redes también están conectadas a otros elementos auxiliares del

cliente, como los PEV (Plug-In Electric Vehicle), fuentes de energía

renovable (solar / eólica) y dispositivos de almacenamiento.

26

· Última milla (last mile). Son redes de comunicaciones de dos vías tanto

inalámbricas como cableadas superpuestas al sistema de distribución de

energía. En el segmento de última milla se pueden definir las redes NAN y

FAN o la infraestructura AMI, según las características del sistema de red

del proveedor de servicios, el tipo de servicios ofrecidos, la topología de

red, la demografía y la tecnología utilizada por el proveedor. Una NAN

proporciona cobertura en un área geográfica limitada, que habitualmente

se extiende por varios edificios.

· Backhaul. Es el sistema que conecta la red WAN a la red de última milla.

Agrega y transporta datos de la red de telemetría de los usuarios finales,

parámetros críticos de control de las subestaciones e información de

campo de los dispositivos de la red de distribución.

· WAN (Wide Area Networks). Cubren áreas más amplias y por lo general

integran varias redes de menor tamaño, que usan diferentes sistemas de

comunicación. Se componen de la red de núcleo o red troncal y de la red

de área metropolitana (MAN), que en conjunto conectan la mayoría de los

servicios de las redes troncales de los distintos proveedores de servicio a

lo largo de las líneas de transmisión eléctrica de alta potencia o usando

radioenlace.

2.1.4.5 El Cliente y las Smart Grids

El cliente es la última instancia de la Smart Grid donde se consume la energía.

Los clientes dentro del concepto de smart grid deberán gestionar su propia

energía, es decir se brinda opciones para tomar decisiones sobre sus consumos

y su propia generación de energía [9].

27

La infraestructura avanzada de medición junto con las redes de comunicación

HAN son actores fundamentales para el desarrollo de una red inteligente a nivel

de cliente.

Figura 2.16: Visión Smart del Cliente [9]

2.1.4.5.1 Almacenamiento y Recarga de Vehículos Eléctricos

El almacenamiento de la energía se considera una herramienta estratégica usada

para manejar la variabilidad de las fuentes energéticas renovables integradas a la

red moderna y así aumentar su potencia y capacidad de alojamiento [8].

El vehículo eléctrico tendrá un papel de mucha importancia en el desarrollo de

Smart Grid. Se reconoce como una tecnología que será clave para mejorar la

competitividad de la economía al menos por dos vías: el uso más eficiente de la

energía y la infraestructura, y su contribución a la reducción de las emisiones de

gases de efecto invernadero en el sector transporte.

La tecnología V2G (Vehicle-to-Grid) utiliza la energía almacenada en baterías de

vehículos eléctricos, tales como Battery Electric Vehicle (BEVs) y los Plug-In

Hybrid Electric Vehicle (PHEV), para proporcionar electricidad a la red cuando los

operadores así lo soliciten (horas pico, mayormente). La ventaja de V2G no es

sólo la reducción en el costo equivalente en la movilidad, sino también el aumento

28

en la eficiencia y la fiabilidad de la red existente, como efecto de la disminución

del uso del petróleo y de la integración de una mayor proporción de energías

renovables intermitentes[11].

Figura 2.17: Gestión de Recarga de Vehículos Eléctricos [5]

Entre los componentes de los coches híbridos y de los coches eléctricos figuran

una batería que almacene la energía, un motor eléctrico de propulsión, un

generador, una trasmisión mecánica y un sistema de control.

Las baterías se recargan de la red eléctrica y de la recuperación de energía de

frenado, y también, potencialmente, de paneles solares fotovoltaicos en los

centros de recarga [24].

29

Figura 2.18: Componentes de un Coche Eléctrico [25]

Los vehículos propulsados, en parte o totalmente, por un motor eléctrico se

pueden clasificar en las siguientes familias [24]:

· Vehículo híbrido “ligero”. Modelos en el cual el motor deja de funcionar

cuando el vehículo se detiene y provee energía adicional cuando se

acelera. La reducción del consumo de gasolina es aproximadamente del

10%.

· Vehículo híbrido (HEV). Usan únicamente como fuente energética el

combustible y no permite la carga de la batería mediante una fuente

exterior de electricidad. A diferencia del vehículo eléctrico puro, su batería

no tiene como misión la de almacenar una gran cantidad de energía, sino

que está, en todo momento, interviniendo en ciclos de carga y descarga. La

reducción del consumo de gasolina está entre el 25% y el 40%. La batería

se puede recargar mediante el motor de gasolina y el frenado regenerativo.

El frenado regenerativo obtiene la energía cinética para cargar las baterías

cuando el conductor presiona el freno. Los vehículos híbridos, se

diferencian de los híbridos ligeros, en que tienen la capacidad de activar el

funcionamiento eléctrico de forma voluntaria.

30

· Vehículo híbrido enchufable (PHEV). Esta familia de vehículo combina

un motor de combustión interna (MCI) con una batería y un motor eléctrico.

El MCI y/o el motor eléctrico propulsan el vehículo en una configuración

paralela o en serie. Co-habitan dos fuentes exteriores de energías,

provenientes de los combustibles que permiten mover el motor térmico, y

de la electricidad suministrada por la red que permite recargar la batería.

Normalmente, el motor de combustión es más pequeño que el que llevan

los coches convencionales e incluso los coches híbridos.

Las baterías se pueden cargar mediante: motor de gasolina, Freno

regenerativo que utiliza la energía cinética acumulada y conectando el

vehículo a un punto de recarga.

· Vehículo eléctrico de batería (BEV). Estos vehículos están propulsados

únicamente por un motor eléctrico. La fuente de energía proviene de la

electricidad almacenada en la batería que se debe cargar a través de la

red. Necesitan una batería mayor que en los tipos de vehículos expuestos

anteriormente.

· Vehículo Eléctrico de Autonomía Extendida (EREV). Tienen las mismas

características que los vehículos eléctricos de batería pero llevan además

un MCI (otra fuente de energía secundaria) que funciona como un

generador. Utiliza un motor de combustión interna para alimentar un

generador eléctrico que carga la batería del sistema en un proceso lineal,

en caso de que sea necesario.

31

2.2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA (GD)

Actualmente el sistema de distribución posee redes radiales con muchos

alimentadores, este tipo de distribución es larga.

Figura 2.19: Esquema de un Sistema de Potencia Red Pasiva [24]

El termino de Generación Distribuida, se entiende como la utilización de

generadores instalados en el territorio próximo a las cargas y conectados a la

redes de distribución. Estas unidades pueden ser convencionales y no

convencionales.

Figura 2.20: Esquema de un Sistema de Potencia Red activa [24]

32

La generación distribuida presenta grandes cambios en los sistemas de

distribución como:

· Autoremediación a perturbaciones eléctricas.

· Participación activa de los clientes frente a la demanda.

· Operación elástica contra el ataque físico y cibernético.

· Compatible con todo tipo de generación y almacenamiento de energía.

· Permite nuevos productos, servicios y mercados.

· Optimización de bienes y operación eficiente.

Además, de la evolución de sistemas de distribución permiten: regulación de

voltaje, eficiencia, confiabilidad, disponibilidad, calidad de energía y operación

bajo condiciones de falla.

2.2.1. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA.

Se tiene tecnologías para Generación Distribuida convencionales, como no

convencionales y son:

2.2.1.1. Motores de combustión Interna

Son tecnologías probadas con costo de capital bajo, rango de operación alto,

rápida puesta en marcha, eficiencia de conversión eléctrica alta, y una fiabilidad

en su funcionamiento durante una interrupción de potencia, características que las

hace la elección principal para los suministros de respaldo. Presentan las

siguientes desventajas: el ruido, costos de mantenimientos y emisiones altas,

particularmente de óxidos de Nitrógeno (NOX) [24]. El equipo de generación típico

tiene una potencia bajo 1 MW [27].

Actualmente, se utilizan dos tipos de generadores:

1. Generadores de gas natural.

2. Generadores diesel.

2.2.1.2. Turbinas de gas [24]

Este tipo de tecnología es ampliamente aplicado en la industria. Se utiliza como

combustible gas natural pero puede emplearse gas licuado de petróleo o diesel

33

[24]. Las más pequeñas son del orden de 1-20 MW. El costo de mantenimiento es

ligeramente inferior al de motores de combustión. Las eficiencias máximas

alcanzadas están en torno al 35 %. Las emisiones son algo inferiores a de los

motores. [27].

El costo de operación de la planta de potencia y el costo de energía depende de

varios factores: costo de combustibles, eficiencias de funcionamiento , costos de

mantenimiento y costo inicial. [65]

2.2.1.3. Microturbinas

Las microturbinas son considerando como GD y se tiene de dos tipos:

1. Microturbinas a gas.

2. Microturbinas hidráulicas.

2.2.1.3.1. Microturbinas a gas

La tecnología fue originalmente desarrollada para aplicaciones de transporte. La

característica técnica más notable es la velocidad giratoria, la cual es muy alta.

Con capacidades de 30 kW a 200 kW. Las temperaturas de combustión pueden

asegurar niveles de emisiones de NOX muy bajos; niveles de ruidos más bajos

que un motor de tamaño comparable; utiliza gas natural como combustible más

común, adicionalmente puede utilizar biogás, el gas “landfill” (áreas de tratamiento

de desechos sólidos) o el gas procedente de las minas de carbón. Su desventaja

son los altos precios en comparación a las turbinas de gas.

34

Figura 2.21: Configuración de una Microturbina a Gas [28]

2.2.1.3.2. Microturbinas hidráulicas

Las microturbinas hidráulicas son centrales de baja potencia menor a 1MW. Las

ventajas que presentan son la no contaminación ambiental, un mantenimiento

mínimo y su rendimiento es mayor que el resto de tecnologías de GD.

Figura 2.22: Microcentral Hidroeléctrica [32]

35

El flujo irregular de los pequeños ríos a lo largo del año representa la principal

desventaja, la construcción de una presa de acumulación puede controlar en

cierto grado está variación [26] pero su costo es alto.

La potencia disponible en una central hidráulica depende del caudal de ingreso y

de la eficiencia de los componentes que intervienen en la generación de energía

[26].

Existe una clasificación de este tipo de centrales de acuerdo a su capacidad de

generación [27]:

· Minicentrales. Poseen una potencia superior a 100 KW e inferior a 1MW.

· Microcentrales. Poseen una potencia superior a 1 KW e inferior a 100

KW.

· Hidrocargadores. Su potencia es menor que 1 KW, generan electricidad

en corriente continua.

2.2.1.4. Celda De Combustible

Considerados como generadores compactos que utilizan hidrógeno y oxígeno

para generar electricidad. El sector del transporte constituye el mercado potencial

para las celdas de combustible. La generación de potencia, sin embargo, se ve

como un mercado en el cual las celdas de combustible podrían ser

comercializadas rápidamente [26].

La eficiencia de conversión es de 35% a 60 % muy alta comparada con

tecnologías convencionales. Al no producirse combustión, las emisiones nocivas

son bajas. Además, su eficiencia limita las emisiones de gases que producen

efecto invernadero. Su fiabilidad es alta pudiendo complementar el abastecimiento

de la electricidad de la red [26].

36

Figura 2.23: Estructura de una Planta de celda de Combustible [29]

2.2.1.5. Celda Fotovoltaica

La tecnología de las celdas Fotovoltaicas (PV) para la explotación de la energía

solar es una de las fuentes renovables más conocidas. La potencia de un solo

módulo varía entre 50 y 100 W y su eficiencia es de hasta un 15%. La estructura

de un sistema PV está constituida por un número de módulos dispuestos en una

estructura en paralelo y en serie. A diferencia de otras unidades de GD, los

sistemas fotovoltaicos poseen un costo de inversión alto, y de operación muy

bajo, su tamaño es reducido y no generan calor estás características permiten

aplicaciones domésticas y comerciales [26] [27].

Figura 2.24: Diagrama de Bloques de un sistema fotovoltaico interconectado a la red eléctrica [30].

37

Las aplicaciones actuales de la tecnología PV se realizan en sistemas remotos de

telecomunicaciones debido a su fiabilidad y bajo costo de mantenimiento.

Adicionalmente son ampliamente utilizadas en poblaciones rurales que no tienen

accesos al servicio básico de energía debido a que se encuentran alejadas de las

redes de distribución. Pueden utilizarse para proveer electricidad para una

variedad de aplicaciones en iluminación, agricultura, etc [26].

2.2.1.6. Generadores Eólicos [26]

La energía eólica se ha utilizado en molinos de viento para bombeo de agua,

molienda de productos agrícolas, en la actualidad se los usa para generación de

electricidad. La desventaja de este recurso es su condición de aleatoriedad y

variabilidad al depender de condiciones atmosféricas. Es necesaria una serie de

mediciones como condición previa al desarrollo de proyectos destinados a su

aprovechamiento.

Se distinguen cuatro escalas de aplicación de energía eólica con fines de

generación eléctrica:

1. Sistemas eólicos a gran escala denominados parques eólicos conectados a

la red eléctrica con capacidades superiores a 1MW.

2. Sistemas medianos, para abastecer pequeños poblados, que requieren

sistemas de respaldo por medio de generadores diesel con potencias

superiores a 100 kW e inferiores a 1 MW.

3. Sistemas pequeños constituidos por una turbina eólica, un generador

diesel de respaldo y un banco de baterías con potencias superiores a 1kW

e inferiores a 100 kW.

4. Sistemas individuales de vivienda que constan de una turbina eólica y

baterías para el almacenamiento de energía con potencias inferiores a 1k

38

Figura 2.25: Sistema y Diagrama de Bloques de un Convertidor de Energía Eólica [31]

El costo por unidad de energía eólica de sistemas de gran escala donde se tiene

velocidades de viento adecuadas puede ser más barato que el recurso energético

hídrico.

39

CAPITULO 3: CÁLCULO DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA GLOBAL Y EL USO DE LA ENERGÍA

ACTUAL

3.1 BALANCE ENERGÉTICO

3.1.1 DEFINICIONES [33]

Balance de Energía Final

Contabilización del flujo de energía entre las diferentes etapas y actividades de la

cadena energética y las relaciones de equilibrio entre la oferta y la demanda. Se

realiza en unidades calóricas.

Balance de Energía Útil

Contabilización de los diferentes flujos energéticos desde el aprovisionamiento

primario hasta la energía útil recuperada por el consumidor final. Incluidas

pérdidas. Se elabora en unidades calóricas.

Figura 3.1: Balance De Energía Final [33]

Leyes de la Termodinámica

· Ley de Conservación de la Energía.- El balance de energía se enuncia

de la siguiente manera:

OFERTA PRIMARIA

TRANSFORMACIÓN

CONSUMO FINAL

USOS FINALES

BALANCE DE ENERGÍA ÚTIL

BALANCE DE ENERGIA FINAL

TRANSPORTE

40

“Un cambio de energía total (cinética, potencial e interna) es igual al

trabajo realizado en la masa de control más el calor transferido a dicha

masa”. [66]

· Segunda ley de la Termodinámica.- La segunda ley de la termodinámica

indica la dirección en que se llevan a cabo las transformaciones

energéticas. El flujo espontáneo de calor siempre es unidireccional, desde

los cuerpos de temperatura más alta a aquellos de temperatura más baja.

En esta ley aparece el concepto de entropía, la cual se define como la

magnitud física que mide la parte de la energía que no puede utilizarse

para producir un trabajo. [66]

· Tercera ley de la Termodinámica.- La tercera de las leyes de la

termodinámica afirma que es imposible alcanzar una temperatura igual al

cero absoluto mediante un número finito de procesos físicos, ya que a

medida que un sistema dado se aproxima al cero absoluto, su entropía

tiende a un valor constante específico. A medida que el sistema se acerca

al cero absoluto, el intercambio calórico es cada vez menor hasta llegar a

ser casi nulo. Ya que el flujo espontáneo de calor es unidireccional, desde

los cuerpos de temperatura más alta a los de temperatura más baja

(Segunda ley), sería necesario un cuerpo con menor temperatura que el

cero absoluto; y esto es imposible.[66]

Cadena Energética. Serie de etapas, actividades y eventos, por lo que una

fuente energética debe pasar desde su origen hasta su aprovechamiento, como

producción transporte, transformación, distribución, etc.

Valor calórico inferior o neto. Cantidad de calor generado por la combustión de

un producto, desconectado el calor latente del vapor de agua que se formó en la

reacción química.

41

3.1.2. BALANCE INTERNO EN LAS INSTALACIONES DE TRANSFORMACIÓN

INSUMOS

Suma del equivalente energético de todos los productos primarios y secundarios

que entran a la instalación para ser sometidos a procesos físicos y/o químicos con

el fin de tener productos derivados.

PRODUCCIÓN BRUTA

Suma de equivalente energético de todos los productos secundarios que se

obtienen a la salida del proceso de transformación.

CONSUMO PROPIO

Fracción de la producción bruta de derivados que se usa en el interior de la

instalación como fuente de energía para su funcionamiento.

Figura 3.2: Proceso Centro De Transformación [33]

Producción Neta=Insumos-Pérdidas-Consumo propio

Producción Neta=Producción Bruta-Consumo Propio

Eficiencia de Transformación= (Producción Neta)/Insumos

Pérdidas

· No Técnicas. Pérdida de volumen o masa de los energéticos, debidas a

derrames y escapes, las cuales pueden ser minimizadas o anuladas.

· Técnicas. Se producen en todo proceso de transformación

de energía debido a la segunda ley de la termodinámica. Estas pérdidas

Pérdidas

EP ES

Consumo Propio

CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

Insumos

42

son inevitables, pero se pueden reducir, aplicando tecnologías que

aumenten la eficiencia de los procesos de transformación.

3.1.3 EQUIVALENTE PRIMARIO DE ELECTRICIDAD

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS [33]

Para realizar este cálculo del equivalente primario de hidroelectricidad (HE) es

necesario saber el caudal promedio turbinado y la altura de caída en cada una de

las centrales hidroeléctricas.

Figura 3.3 Altura neta en una central hidráulica [34]

HE=K*Qt K=r*g*t*h

Donde:

K= Constante de la central

Qt= Caudal turbinado promedio

r= Densidad del agua (1 kg⁄m3 )

g= Aceleración de la gravedad (9.8 m⁄s2 )

t=tiempo 8760 horas por año

CENTRALES TÉRMICAS [35]

Para la transformación de combustibles en las centrales eléctricas existen tres

posibilidades:

43

· Turbina de Vapor.- Donde el combustible alimenta la caldera que produce

vapor, el cual entra a una turbina para perder presión y mover luego el

generador que produce electricidad.

· Turbina de Gas.- En este caso el combustible se quema en una cámara de

combustión, para ganar presión se expande en una turbina de gas que

alimenta al generador.

· Motor de Combustión Interna.- El combustible entra en el motor, se quema

y activa los pistones que mueven el generador

Las plantas térmicas utilizan como insumos derivados del petróleo (fuel-oil,

residuos, diesel) y gas natural.

CENTRALES EÓLICAS Y FOTOVOLTAICAS

La energía eólica y la energía solar solo son cuantificables a través de

aprovechamiento específico, como es en el caso de la producción de electricidad

en aéreo generadores y paneles fotovoltaicos respectivamente. En el caso de

este tipo de energías no se puede hablar de un acumulador geotérmico, la

OLADE recomienda se registre como equivalente primario la cantidad de energía

eléctrica producida [35].

3.2 EFICIENCIA ENERGÉTICA DE GENERACIÓN [36]

La eficiencia energética de generación es un indicador de la eficiencia de

transformación. Se calcula dividiendo la energía eléctrica generada en las

centrales, para el contenido energético de los combustibles o fuentes primarias.

En el caso de centrales que utilizan energías renovables no convencionales,

como solar y eólica, el cálculo de la eficiencia de transformación puede resultar

muy complicado, al resultar difícil estimar con precisión el contenido energético de

estas fuentes independientemente de las características de la central. En estos

casos, se suele tomar valores estandarizados de eficiencias.

EGEi : Eficiencia de generación eléctrica para el período i (%).

44

GTEi : Generación total de electricidad expresada en unidades calóricas en el

período i .

ETIi: Contenido energético total de los insumos que entran en el centro de

transformación en el período i.

Figura 3.4: Centrales Eléctricas [35]

La tabla 3.1 describe las eficiencias térmicas típicas de algunos tipos de centrales termoeléctricas. Anexo 1 3.2.1 GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL ECUADOR

El Ecuador cuenta con un alto potencial de recursos hídricos. Para el año de

análisis (2011) la composición de producción total de energía neta fue de

59.51% de generación hidráulica, 32,79% de generación térmica, 0,80 % de

generación no convencional y 6,89% importación de Colombia [39].

Las consideraciones que se realizan para el presente proyecto de titulación hacen

referencia a las centrales hidroeléctricas más representativas que cuentan con la

información necesaria para realizar los cálculos de eficiencia de transformación.

45

Las tablas 3.2 y 3.3 presentan de manera resumida, la información de cada una

de las centrales y proyectos a ser analizados. Anexo 1.

La hidroenergía es la energía potencial de un caudal hidráulico. Sea Q el flujo de

agua a los embalses o centrales a filo de agua. Para calcular la producción de

hidroenergía hay dos posibilidades:

1. Si se conoce el flujo de agua promedio de los embalses y centrales de

pasada, sólo se tiene que: multiplicar esos flujos por el factor

[35].

2. En el caso de no conocer tales flujos se asume una eficiencia de

transformación de las plantas hidroeléctricas que varía entre 0.70 y 0.95 y

es generalmente proporcionada por la ingeniería de diseño [35].

3.2.2 MODELO ESTABLECIDO PARA EL CÁLCULO DE LA EFICIENCIA

ENERGÉTICA

La energía es transformada en electricidad por los procesos, divididos en tres

categorías: hidroeléctricas, térmicas y renovables. Las plantas térmicas son

alimentadas con derivados del petróleo (fuel-oil, diesel, residuo) y gas. Las

tecnologías empleadas para la generación térmica son: motores de combustión

interna (MCI), turbinas de vapor y turbinas de gas. Las centrales hidroeléctricas

se componen de centrales de embalse y centrales de pasada. La fuente de

energía no convencional corresponde a empresas privadas donde se usa el

bagazo de caña como fuente de energía.

Figura 3.5: Composición de la producción total de energía neta (%) [39]

46

El sistema de potencia Ecuatoriano puede ser modelado como la cadena de

transformación de energía (generación, transmisión y distribución) pero también

se debe considerar existen generadores conectados a la red de distribución y

adicionalmente conectados al Sistema Nacional Interconectado (SNI).

La Figura 3.6 y 3.7 muestran los componentes a partir de los cuales se crearon

los modelos del Sistema Energético Ecuatoriano para la determinación de la

eficiencia total de sistema para el año 2011. Estas componentes son:

a. Participación de energía, porcentaje total de producción de

electricidad.

b. Categoría y eficiencia por fuente.

c. Proporción de categorías en la generación de electricidad.

d. La etapa de la generación y la eficiencia general.

e. La etapa de la transmisión y la eficiencia general.

f. La etapa de la distribución y la eficiencia.

g. Las pequeñas plantas de generación.

h. Eficiencia general del sistema.

Figura 3.6: Modelo de la Participación de Energía en el Ecuador

47

Figura 3.7: Sistema Eléctrico Ecuatoriano

Se realiza el cálculo de la eficiencia ponderada promedio anual en base a la siguiente fórmula:

Dónde:

Se utilizó la jerarquía de la figura 3.8 desde el último nivel para la ponderación de

la producción de energía4.

4 Las siguientes siglas corresponden a: D (Diesel), GN (Gas Natural, FOIL (Fuel-Oil), R (Residuo), N (Nafta), E (Embalse) y P (Pasada).

48

Figura 3.8: Ponderación de producción de generación de Energía

Dentro de las consideraciones se tiene que: en Ecuador hay empresas

distribuidoras que cuentan con sistemas de generación que forman parte del SNI.

Se realizará el modelo en que las empresas distribuidoras entreguen excedentes

al sistema simplemente como generadores conectados directamente a la carga.

Se ha adoptado el barril equivalente de petróleo (BEP) como unidad común para

expresar los balances de energía.

Sobre la base del poder calorífico de 1kg de petróleo que es de 10.000 Kcal, se

utilizaron las equivalencias de la Tabla 3.4 [37]. Anexo 1.

Los productos petroleros como petróleo, gas licuado de petróleo, gasolinas,

kerosene, diesel oil, fuel oil, se expresan en miles de barriles americanos .La tabla

3.5 muestra sus equivalencias .Anexo 1

Si los productos petroleros vienen en unidades masivas (toneladas) se deben

convertir a unidades volumétricas con la ayuda de la densidad. Tabla 3.6 Anexo 1.

El gas natural viene expresado en metros cúbicos y sus equivalencias se las

encuentra en el Anexo 1 -Tabla 3.7.

GENERACION TOTAL

GENERACION ALEJADA DE LA CARGA

Hidraulica

E

P

Térmica

MCI

R

D

N

TURBO VAPOR

R

FOIL

TURBO GAS

D

GN

GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Térmica

MCI

D

R

TURBO GAS

D

R

TURBO VAPOR

FOIL

Hidraulica

P

49

A fin de obtener una unidad general de medida de flujo de energía a través de las

diferentes actividades de la cadena energética, que permite el análisis

consolidado del balance de energía, se requiere convertir las unidades de

volumen y de masa de los energéticos, en unidades calóricas.

En la tabla 3.8 del Anexo1 se muestran los factores de conversión utilizados para

convertir los energéticos a la unidad calórica común BEP.

3.2.3 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE GENERACIÓN PARA EL AÑO 2011

Para la generación térmica se determina la eficiencia de cada una de las

centrales tomando como insumos la cantidad de combustible y el consumo neto

en GWh expresados en BEP. En las tablas 3.9, 3.10 y 3.11, se tiene la energía

producida en GWh por las centrales térmicas GD. Las tablas 3.12, 3.13 y 3.14

contienen la producción de energía neta en GWh de las centrales térmicas que se

encuentran alejados de la carga. Anexo 1.

Para la generación hidráulica se determina la eficiencia energética usando como

insumo al caudal turbinado y la energía producida expresada en GWh. Las tablas

3.15 y 3.16 del Anexo 1 contienen la energía neta producida por cada una de las

centrales hidráulicas de embalse y de pasada. La empresa con mayor

producción hidroeléctrica fue CELEC EP HIDROPAUTE con 61,43% del total de

energía hidroeléctrica. La figura 3.9 muestra los aportes de cada empresa

generadora hidráulica con relación a la producción hidráulica anual.

Figura 3.9: Participación de las empresas en la producción de energía hidroeléctrica (%) [39]

50

Para el cálculo de la eficiencia de las centrales hidroeléctrica se consideró las

centrales de embalse y pasada más representativas en cuanto a producción de

energía debido a su mayor volumen de generación y cuentan con la mayor parte

de la información para la realización de este estudio.

El equivalente primario de hidroelectricidad para las centrales hidroeléctricas de

embalse se calculó a partir del caudal turbinado anual considerando las horas de

operación de las centrales.

La empresa con mayor producción de energía fue CELEC EP HIDROPAUTE

con 36,56% del total de energía generada. La figura 3.10 muestra los aportes de

cada empresa generadora con relación a la producción anual.

Figura 3.10: Participación de las empresas en la producción de energía anual [39]

51

La tabla 3.17 del Anexo 1 contiene los valores de los caudales turbinados

mensual y anual para las centrales de embalse.

La tabla 3.18 del Anexo 1 presenta los valores de caudales promedios afluente

de las centrales de pasada más representativa.

Cada tecnología tiene su propia eficiencia En la tabla 3.19 se presentan la

eficiencia por fuente de generación y el porcentaje de participación en la

producción de energía de cada fuente. Los resultados obtenidos fueron

desarrollados mediante macros en Excel que se describen en el Anexo No. 2.

Tabla 3.19: Eficiencia por fuente de generación

Dentro de los cálculos se determinó la eficiencia de cada una de las centrales de

generación térmica obteniéndose los siguientes resultados:

52

Tabla 3.20: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga - Turbo-Gas

TUR

BO

GA

S

DIESEL

CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%]

EFICIENCIA PONDERADA[%]

ELECTROQUIL 2 Y3 34.43

31,68

C. T. ENRIQUE GARCÍA 28,44

C. T. GONZALO ZEVALLOS DIESEL (TG4) 21,93

C. T. PASCUALES 2 32,08

C. T. SANTA ROSA 2405

GAS NATURAL

CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%]


TERMOGAS MACHALA 30,73 30,73

Tabla 3.21: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga – MCI

MC

I

DIESEL

CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]

C. T. VICTORIA II DIESEL 29,79

33,28 C. T. QUEVEDO 34,34

C. T. SANTA ELENA 35,63

FUEL OIL 6


C. T. GENEROCA 32.58

34,39

C. T. TERMOGUAYAS 33,34

C. T. GUANGOPOLO 36,92

C. T. GUALBERTO HERNÁNDEZ 33,17

C. T. QUEVEDO 2 36,46

NAFTA


C. T. VICTORIA II NAFTA 31,17 31,17

FUEL-OIL 4


C. T. SANTA ELENA 2 38,21 38,21

Tabla 3.22: Eficiencia de las Centrales Térmicas Alejadas de la Carga – Turbo Vapor

TUR

BO

VA

PO

R

FUEL OIL 6


C. T. ESMERALDAS 33,78 33,78

FUEL-OIL 4


C. T. GONZALO ZEVALLOS FOIL 32,23 34,25

C. T. TRINITARIA 37,47

53

Tabla 3.23: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras (GD)-Turbo Gas

TUR

BO

GA

S

DIESEL


C. T. ÁLVARO TINAJERO 31,41

29,55 C.T. ANÍBAL SANTOS DIESEL 23,61

C. T. MIRAFLORES (TG1) 32,48

FUEL OIL 6

UNIDAD EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]

C. T. MANTA 2 36,15 36,15

Tabla 3.24: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras (GD) – MCI

MC

I

DIESEL


C. T. LLIGUA 33,29

34,93 C. T. ISLA PUNÁ 28,52

C. T. LA PROPICIA (U3) 31,18

C. T. MIRAFLORES 36,17

C. T. CATAMAYO 34,05

FUEL OIL 6


C. T. LAFARGE 38,85

35,16 C. T. LA PROPICIA (U1 Y U2) 30,29

C. T. EL DESCANSO 35,56

Tabla 3.25: Eficiencia de las Centrales Térmicas-Empresas Distribuidoras (GD) – MCI

TUR

BO

V

AP

OR

FUEL OIL 4


C.T. ANÍBAL SANTOS FOIL

31,14 31,14

Se determinó la eficiencia de cada una de las centrales de generación

hidroeléctrica obteniéndose los siguientes resultados:

54

Tabla 3.26: Eficiencia de las Centrales Hidráulicas-Embalse

EMB

ALSE

DIESEL


C. H. MAZAR 85

90 C. H. PAUTE 92

C. H. MARCEL LANIADO DE WIND 79

C. H. PUCARÁ 69

Tabla 3.27: Eficiencia de las Centrales Hidráulicas-Pasada

PA

SAD

A

RESIDUO

UNIDAD EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]

C. H. AGOYÁN 71 67

C. H. SAN FRANCISCO 62

La eficiencia ponderada de la generación alejada de la carga es de 66,25%. Esta

eficiencia se debe a que una parte importante de la producción de energía se

realiza con centrales térmicas, siendo la eficiencia de estas de 33,58% y de las

centrales hidroeléctricas 85,67%. La eficiencia ponderada de la generación

distribuida es de 56,86%, las centrales térmicas (GD) tienen una eficiencia de

32,27 %. De igual manera se tiene pequeñas centrales hidráulicas (GD ) de

pasada pero al no contar con la información hidrológica se asumió una eficiencia

del 70% similar a la eficiencia de la Central Hidroeléctrica Agoyán. Para poder

calcular la eficiencia global de todo el parque generador del SNI se considera para

la generación distribuida pérdidas de trasmisión del 0% y para la generación

alejada de la carga pérdidas de 3,89%, obteniéndose como resultado una

eficiencia global ponderada de generación de 65,12%.

55

3.2.4 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2011

Ecuador cuenta con un sistema de transmisión fuerte y las interconexiones con

Colombia y Perú. Debido a sus características su eficiencia de la etapa de

transmisión es alta de 96,11%. Las pérdidas mensuales de energía en el Sistema

Nacional de Transmisión SNT, para el año 2011 fueron en un promedio de 3,89%

(Tabla 3.28 - Anexo 1).

Figura 3.11: Pérdidas mensuales de energía en transmisión respecto a la generación neta total (%) [39]

3.2.5 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE DISTRIBUCIÓN PARA EL AÑO 2011

El sistema de distribución debido a su naturaleza es menos eficiente que la

transmisión se asocia a esta las pérdidas técnicas y no técnicas, las pérdidas no

técnicas indirectamente aumentan la demanda y por lo tanto reducen la eficiencia.

La eficiencia global de la fase de distribución es de 84,78% (Ver Tabla 3.29-Anexo

1).

Las pérdidas promedio de las distribuidoras para el año 2011 fueron de 15,6 %,

se redujeron en 0.7 % respecto al año anterior donde las pérdidas alcanzaron un

valor de 16,3%.

3.2.6 CONSUMO DE ENERGÍA EN ECUADOR POR FUENTE Y DEMANDA

DEL SECTOR [44][45][46]

Los requerimientos de energéticos en el Ecuador muestran una gran dependencia

de las energías no renovables; para el 2011 en la matriz energética ecuatoriana

se caracterizó por el predominio del sector petrolero con el 79 %, en 1970 el uso

56

de la leña como energético representaba el 39% y en el 2011 tiene una

participación del 3%. La oferta de energía primaria como la hidroenergía entre los

años 1970 constituía el 2% para el año 2011 fue del 9%. En la matriz de oferta de

energía primaria se reporta un 6% de participación de gas natural, el cual es

utilizado por centrales eléctricas, autoproductores y centros de gas.

Figura 3.12: Oferta de energía primaria en el Ecuador [47]

La evolución del consumo de energías por sectores está constituida por el sector

transporte con el 55% del total del consumo, siguiéndole el sector industrial con el

17% y el residencial con el 16%. El diesel y la gasolina siguen constituyendo la

principal fuente de consumo del parque automotor. Se han establecido políticas

gubernamentales que implican un gran potencial de ahorro en el sector del

transporte y residencial: proyecto de lámparas de alumbrado público, proyecto de

bus híbrido, proyecto de cocinas de inducción para la sustitución parcial de GLP

por electricidad para la cocción de alimentos, sustitución de luminarias de vapor

de mercurio por luminarias de vapor de sodio en el área de concesión de la CNEL

y proyecto plan renova refrigeradora para el uso de electrodomésticos más

eficientes.

Petróleo 79%

Gas Natural 6%

Hidroenergía 9%

Leña 3%

Productos de Caña 3%

57

Figura 3.13: Consumo Sectorial de energía-2011[47]

La figura 3.14 muestra las condiciones de uso de la energía en el Ecuador y la

demanda final de energía por tipo de energético.

Figura 3.14: Consumo sectorial de energía en Ecuador por fuente y demanda [47].

55%

17%

16%

2% 1% 9%

TRANSPORTE

INDUSTRIA

RESIDENCIAL

COMERCIAL Y SERVICIOPÚBLICOAGRO,PESCA,MINER.

CONSTRUCCIÓN Y OTROS

58

3.2.7 CALCULO DE LA EFICIENCIA GLOBAL DEL SISTEMA ÉLECTRICO

Ahora, teniendo en cuenta un modelo simplificado de fuentes de energía y los

procesos de generación transmisión y distribución, la figura 3.15 presenta el

cálculo de la eficiencia global del sector eléctrico en el Ecuador, se han

introducido las diferentes etapas que intervienen en los procesos que permiten la

transformación de la energía.

Figura 3.15: Eficiencia Global del Sector Eléctrico -Ecuador 2011

La eficiencia global del sistema es de 54,94 % que es relativamente bajo a pesar

de la gran contribución de la energía hidroeléctrica que tiene un proceso de

transformación eficiente.

Las bajas eficiencias corresponden a las plantas termoeléctricas de MCI que

usan combustibles fósiles como el diesel disminuyendo la eficiencia de la etapa

de generación. Estas plantas se utilizan sobre todo para cubrir la demanda pico

en el sistema eléctrico ecuatoriano.

Finalmente en el sector energético ecuatoriano sólo el 12% de la energía total

consumida es objeto de transformación por el sistema eléctrico.

59

Figura 3.16: Fuentes de Energía del Sector Eléctrico– Ecuador 2011

60

CAPITULO 4: EFICIENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO Y USO DE LA ELECTRICIDAD AL INTRODUCIR LAS

SMART GRIDS APLICANDO GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Como una conclusión global de análisis de la eficiencia del sector eléctrico

ecuatoriano en el período 2011 es necesario el aumento sustancial en el futuro de

tecnologías inteligentes y renovables para mitigar el impacto sobre el medio

ambiente y mejorar la eficiencia del sistema que es el tema central de este

capítulo.

4.1. DEMANDA [48]

La demanda de energía y potencia del sistema eléctrico ecuatoriano mantiene un

crecimiento sostenido, la tasa media de crecimiento anual de energía en el

período 1990-2011 es de 6,43%.5

Figura 4.1: Tasa de crecimiento anual de consumo de Energía Eléctrica 1990-2011[39]

En el 2011, el consumo de energía del país creció 1173 GWh respecto al 2010,

convirtiéndose en el mayor incremento de la última década.

5 Se realizó el cálculo de la tasa de crecimiento mediante la metodología geométrica:

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

61

Uno de los indicadores del ritmo de crecimiento y desarrollo de una economía lo

constituye la evolución de la demanda eléctrica al tener una relación directa con

todos los sectores de la economía; el BCE 6 dentro de los indicadores

macroeconómicos nacionales, advierte un crecimiento anual del Producto Interno

Bruto 7(PIB) en los siguientes valores porcentuales:

Tabla 4.1: Tasa de variación anual del PIB [48]

AÑO 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Porcentaje % 1,06 2,77 3,27 1,73 -5,33 4,15 4,76 3,43 3,27 8,82 5,74 4,75 2,04 7,24 0,36 3,58 7,78

Los valores presentados en la tabla 4.1 son calculados a partir de cifras de

carácter semi-definitivas para los años 2005 y 2006, provisional para el año 2007

y calculada a través de sumatoria de Cuentas Nacionales Trimestral, para el

periodo 2007-2011.

Gráficamente el comportamiento histórico del PIB y la Demanda Eléctrica (a partir

de 1995 se visualiza en el siguiente gráfico:

Figura 4.2: Tasa anual de variación del PIB y la tasa de variación de la Demanda de Energía

Eléctrica [39][48]

6 BCE. Banco Central del Ecuador 7 PIB. Valor monetario de los bienes y servicios finales producidos por una economía en un período determinado .

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

DEMANDA PIB

62

Este indicador permite identificar el grado de estabilidad que tiene el sector

energético, respecto a variaciones en las condiciones económicas del país. Un

índice alto de elasticidad, indica que pequeñas variaciones en el ingreso nacional

del país producirán grandes variaciones en la demanda de energía, mientras que

un índice pequeño de elasticidad, indica que la demanda de energía es un

parámetro rígido respecto a la variación del ingreso. [36]

En los años 1999-2000 hubieron dificultades de carácter financiero y económico y,

más recientemente en el 2009, sus efectos sobre la economía nacional en el

aparato productivo y la población, incidieron sobre la demanda eléctrica en esos

años. La evolución de la composición del consumo de los diferentes sectores

presenta pequeñas variaciones porcentuales en el transcurso del tiempo, lo que

indica que los patrones de consumo comercial e industrial han tenido un ligero

crecimiento a lo largo de estos últimos 10 años.

Figura 4.3: Estructura del consumo eléctrico por sectores [48]

El crecimiento anual de consumo total fue de 6,4% entre los períodos 2001-2011,

el incremento de consumo de energía por sector se muestra en la siguiente tabla:

63

Tabla 4.2: Consumo de Energía Eléctrica en el Período 2001-2011

AÑO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL

ALUMBRADO PUBLICO Y OTROS

GWh Variación Anual %




2001 2,897 4,4 1,412 5 2,399 9,5 1,421 -6,8

2002 3,093 6,8 1,566 10,9 2,423 1,0 1,476 3,9

2003 3,248 5,0 1,659 5,9 2,562 5,7 1,511 2,4

2004 3,516 8,3 1,807 8,9 2,743 7,1 1,506 -0,3

2005 3,677 4,6 1,947 7,7 2,958 7,8 1,593 5,8

2006 3,885 5,7 2,116 8,7 3,296 11,4 1,698 6,6

2007 4,103 5,6 2,231 5,4 3,617 9,7 1,793 5,6

2008 4,372 6,6 2,429 8,9 3,880 7,3 1,834 2,3

2009 4,687 7,2 2,581 6,3 3,994 2,9 1,979 7,9

2010 5,101 8,8 2,663 3,2 4,416 10,6 1,867 -5,7

2011 5,288 3,7 2,921 9,7 4,741 7,4 2,12 13,6

Crecimiento Anual Promedio

6,2% 7,5% 7,0% 4,1%

En el año 2011, el consumo de energía se incrementó en 7,8% respecto al año

anterior, esto constituye un valor de 1173 GWh, este incremento obedece al

comportamiento sostenido de la demanda, reducción de pérdidas, a la estabilidad

y crecimiento económico (PIB = 7,78%).

4.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PARA EL PERÍODO 2012-2021 PRESENTADO POR EL CONELEC [48]

La proyección de la demanda tiene como finalidad dar los elementos base para

dimensionar la generación que cubra la demanda en condiciones de confiabilidad

y seguridad y facilitar la elección de prioridades en inversiones.

La proyección considera tres escenarios, relacionados a la dinámica de

crecimiento de la población y los sectores productivos: menor, medio y mayor.

Estos escenarios están constituidos por estudios de cobertura eléctrica, el

crecimiento del PIB y la sensibilidad al precio de la energía eléctrica.

En el Ecuador se ha emprendido el Plan de Reducción de Pérdidas de Energía

Eléctrica, que tiene como alcance el control de las pérdidas en las empresas

distribuidoras. Dentro del estudio de la proyección de la demanda realizado por el

CONELEC se prevé que las pérdidas se reducirán progresivamente en especial

las no técnicas. Se plantea que las pérdidas totales para el 2021 serán del 7,8%.

64

Además, las metas que se tiene en el Plan Nacional del Buen Vivir 2009-2013

corresponderán al 11,90% para el 2013; de acuerdo al análisis técnico del MEER

Y CONELEC.

El CONELEC en su estudio de la proyección de la demanda, considera como

línea base el control de pérdidas no técnicas de energía y los programas de

remplazo de focos ahorradores. Adicionalmente, ha agregado cargas especiales

de tipo industrial, incluyendo la demanda eléctrica en las etapas de construcción y

operación de la Refinería del Pacífico Eloy Alfaro (RDP); considerando que esta

contará con sus propios proyectos de abastecimiento de energía eléctrica. El

CONELEC espera en el 2017 un cambio en la matriz energética productiva que

remplace el uso de derivados de petróleo, utilizados en la producción industrial,

por electricidad. Prevé la sustitución de gas licuado de petróleo usado para la

cocción y calentamiento de agua por dispositivos que utilicen electricidad: como

cocinas eléctricas y calentadores de agua; ha estimado el nivel de penetración

promedio en 148.570 unidades de 4,8 kW a partir del 2014 y por último considera

proyectos de eficiencia energética que lleva el MEER (eficiencia energética en la

industria, programa de ahorro en edificios públicos, sustitución de lámparas de

alumbrado público y sustitución de refrigeradoras eficientes).

Las tablas 4.3, 4.4, 4.5 y 4.6 muestran la proyección del consumo y generación.

Anexo No. 1.

Figura 4.4: Evolución del consumo de energía eléctrica en el SNI [48]

0100020003000400050006000700080009000

10000110001200013000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

RESIDENCIAL

COMERCIAL

INDUSTRIAL

ALUMBRADOPÚBLICO Y OTROS

65

Figura 4.5 Proyección de la Demanda de Energía en Bornes de Generación [48]

4.3. DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN [48]

Una herramienta para asegurar una adecuada oferta eléctrica es la realización

periódica de planes de expansión de generación de energía. La ejecución de

estos proyectos de expansión debe cumplir con criterios económicos y

ambientales, dentro del marco de las políticas nacionales e institucionales en

materia energética.

La crisis energética que presentó Ecuador entre noviembre de 2009 y enero de

2010 se debió a:

· Falta de inversión de capacidad de generación.

· Falta de un marco regulatorio que incentive la inversión.

· Situación Hidrológica.

· Dependencia de la importación de energía de otros países.

El escenario que se presentó en el 2009, permitió la elaboración del Plan de

Expansión de Generación actual considere como política sectorial, la Autonomía

Energética sustentada en el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, energías

renovables(eólica y geotérmica) y la implementación a corto plazo de centrales

termoeléctricas eficientes que utilicen combustible fósiles producidos en el país

1000

6000

11000

16000

21000

26000

31000

36000

41000

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Crecimiento Menor

Crecimiento Medio

Crecimiemto Mayor

Historica

66

4.3.1. PROYECTOS DE GENERACIÓN FUTUROS[48]

El PEG realizado por el CONELEC contempla un escenario hidrológico medio con

relación al balance de energía, entre los años 2012 y 2014 la demanda eléctrica

será abastecida por un importante aporte de generación térmica. Para el año 2015

se prevé un cambio en el parque generador debido al ingreso de generación

hidroeléctrica como: Sopladora, Toachi Pilatón y Coca Codo Sinclair en el año

2016.

Figura 4.6: Plan de Expansión de Generación 2012-2016 [48]

El criterio que se utilizó para el desarrollo del PEG consiste en mantener el 10%

de reserva de energía sobre la demanda para una hidrología del 90%.

67

Figura 4.7: Plan de Expansión de Generación 2017-2021[48]

El Plan Maestro de Electrificación propone la instalación de 612 MW de

generación térmica que utilice como combustible fuel oil y gas natural; 3064 MW

de generación hidráulica ubicadas en las vertientes del Pacifico y Amazonas; el

ingreso de centrales eólicas que suman 465 MW; así como dos proyectos

geotérmicos de 50 y 30 MW para el 2017 y 2019 respectivamente.

Tabla 4.7: Plan de Expansión de Generación por tipo de Tecnología 2012-2021[48]

AÑO Hidroeléctrica Térmica Eólica Geotérmica

MW MW MW MW

2012 69 236 16,5

2013 33,1 180

2014 58,8 196

2015 1097

2016 1776

2017 30 50

2018 30

2019 30

2020

2021

Total 3063,9 612 47 80

68

La tabla 4.8, 4,9 presenta las características técnicas de los proyectos

hidroeléctricos contemplados en el PEG8; la tabla 4.10 incluye las características

de los proyectos eólicos y las tablas 4.11 y 4.12 los proyectos termoeléctricos y

geotérmicos respectivamente (Anexo 1).

El CONELEC ha considerado dentro del PEG el retiro de generación térmica a

largo plazo y generación perteneciente a empresas distribuidoras, para las cuales

no se ha presentado una solicitud para su rehabilitación.

Tabla 4.13: Retiro de Generación [48]

AÑO ESTIMADO DE

RETIRO

MES ESTIMADO DE

RETIRO EMPRESA

PÚBLICO O PRIVADO

TIPO POTENCIA

[MW]

ENERGÍA MEDIA

[GWh/Año]

2016 Ene Aníbal Santos Público TURBO-GAS -91 -637,7

2016 Ene Empresas de Distribución de la Sierra Público TÉRMICA -77 -539,6

2017 Ene Empresas de Distribución de la Costa Público TÉRMICA -89,2 -625,1

A partir del 2016 la matriz eléctrica del Ecuador reducirá notablemente el consumo

de combustible fósiles, siendo el principal recurso usado el hidroeléctrico.

Se prevé que el consumo de combustible para un escenario hidrológico seco,

especialmente de diesel se reduce sustancialmente debido a que la generación

térmica es desplazada por la generación hidráulica.

Tabla 4.14: Consumo de Combustibles, para el PEG 2012-2021[48]

CONSUMO DE COMBUSTIBLE (HIDROLÓGICO SECO) MILES DE UNIDADES

TIPO/AÑO 2014 2016 2020

FUEL OIL 4[galón] 241000 30643 71481

FUEL-OIL 6[galón] 216000 9988,7 60982

GAS NATURAL[kPC] 21672 6222,9 11605

DIESEL[galón] 1216,9 0 0

NAFTA[galón] 0 0 0

8 PEG.- Plan de Expansión de Generación.

69

4.4. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR EN BASE AL CAMBIO DE LA MATRIZ ELÉCTRICA Y EL USO DE TECNOLOGÍAS INTELIGENTES PARA LOS AÑOS 2012, 2014, 2016 y 2020.

En Ecuador las fuentes primarias de energía convertidas en electricidad serán

más limpias debido a que la energía hidroeléctrica a pequeña y gran escala

seguirá siendo un factor importante para la producción de electricidad.

El período móvil 2012, estará caracterizado por una producción de energía

hidroeléctrica de 52,61 %, menor a la producción con respecto al año 2011

(2,01%), esto se debe a las condiciones hidrológicas del período octubre –

diciembre. En el año 2012, ingresó generación térmica eficiente que utiliza fuel oil

6 y fuel oil 4, estas centrales son: Jaramijó, Jivino III y Santa Elena 3 que

incrementan la eficiencia anual de la generación térmica, la eficiencia de estas

centrales son de 39,02%, 39,86 % y 37,88% respectivamente. La alta eficiencia de

estas centrales térmicas, se debe al uso de Fuel Oil 6 que es un combustible

pesado de bajo costo y alto poder calorífico (150000 btu/galón). Se consideró

para los meses octubre, noviembre y diciembre necesarios para el cálculo anual

de la eficiencia, el plan de operación del SNI Octubre 2012-Septiembre 2013

desarrollado por el CENACE. Para el mes de octubre se consideró el aporte de la

generación no convencional Villanaco (eólica) asumiendo una eficiencia del 40%.

Figura 4.8: Eficiencia por Fuente de Generación 2012

70

Se espera un incremento en la eficiencia en la etapa de distribución en 2,42%,

debido al Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución que busca un

mejoramiento en la infraestructura, calidad de servicio eléctrico y disminuir las

pérdidas de energía en las empresas distribuidoras.

Figura 4.9: Eficiencia Global del Sector Eléctrico Ecuatoriano-2012.

Los pronósticos de caudales para las diferenctes centrales hidroeléctricas

existentes y futuras, se adoptaron con los estudios ante un escenario hidrológico

seco ( 90% de probabilidad de excedencia).

La complementariedad de energía considerando un escenario hidrológico seco, se

obtuvo mediante el software ACH 1.09 [38]. Este software realiza una ponderación

de centrales, que permite equilibrar a todas las centrales hidroelectricas

existentes y futuras a una misma altura (altura neta base), estableciendo que una

central ponderada es una central cuya altura neta es de 650 m y su caudal de

operación será el caudal equivalente.

Para evaluar la evolución de la eficiencia del sistema nacional interconectado, se

realizó el análisis que se detalla a continuación.

ü Se consideró las eficiencias calculadas para los recursos de generación en

operación del año 2011, y para determinar la eficiencia de conversión de

9 ACH (Análisis de Complementariedad Hidrológica).

71

las nuevas instalaciones que se incorporaron durante el período Enero

2012 -Octubre 2012 se realizó los cálculos mediante el Plan de Operación

del SNI Octubre 2012-Diciembre 2013.

ü Mediante el consumo de combustibles previsto por el CONELEC, en el

Plan de Expansión 2012-2021 (Tabla 4.13), se determinó la producción de

energía de las centrales termoeléctricas. A partir del año 2016 se prevé el

retiro de las unidades que funcionan con diesel y en general la disminución

del consumo de combustibles dentro de la matriz eléctrica.

ü Se utilizó como referencia de las eficiencias de conversión de generación

mediante energías renovables las experiencias en otros países que cuentan

con este tipo de generación.

Tabla 4.15. Eficiencia de Conversión-Generación con Energías Renovables [35] [49] [50]

[51]

CENTRALES DE ENERGÍAS RENOVABLES EFICIENCIA DE

TRANSFORMACIÓN[%]

EÓLICA 40

GEOTÉRMICA 27

BIOMASA 25

SOLAR-FOTOVOLTAICA 16

SOLAR-TERMOELÉCTRICA 40

ü Para las nuevas centrales térmicas con turbinas de gas, se usó como

referencia las eficiencias de la tabla 3.1. En el caso de las centrales

térmicas con MCI- Fuel Oil 6 se utilizó una eficiencia del 40% (similar a la

de Jaramijó).

Tabla 4.16. Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas Alejadas de la Carga Diesel

TIPO DE CENTRAL EFICIENCIA EFICIENCIA

PONDERADA

TURBO-GAS DIESEL 31,68 32,02

MCI-DIESEL 33,28

72

Tabla 4.17: Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas Alejadas de la Carga Gas Natural, Residuo y Fuel Oil.

CENTRALES TÉRMICAS EFICIENCIA [%]


C. T. GAS MACHALA GN 30,73

38,58 C. T. MACHALA GAS 3 GN 35

C. T. MACHALA GAS CICLO COMBINADO GN 50

CUBA I R 40

37,08

CUBA II R 40

ESMERALDAS II R 40

C. T. GENEROCA R 33,09

C. T. TERMOGUAYAS R 33,10

C. T. GUANGOPOLO R 36,62

C. T. QUEVEDO 2 R 36,13

C.T. JARAMIJÓ R 39,02

C. T. ESMERALDAS R 33,78

C. T. SANTA ELENA 2 FOIL 38,02

35,33 C. T. SANTA ELENA 3 FOIL 37,88

C. T. GONZALO ZEVALLOS FOIL FOIL 32,23

C. T. TRINITARIA FOIL 37,47

Tabla 4.18: Eficiencia de Conversión-Centrales Térmicas GD-Residuo

CENTRALES TÉRMICAS EFICIENCIA

EFICIENCIA PROMEDIO

C. T. JIVINO 3 39,86

37,88

C. T. LA PROPICIA (U1 Y U2) 30,29

C. T. EL DESCANSO 35,56

C. T. MANTA 2 36,15

C. T. LAFARGE 38,85

ü Las centrales hidroeléctricas en el Ecuador tiene eficiencias aproximadas

de 80% para centrales de embalse y 70% en centrales de pasada de

acuerdo al caso base 2011. El crecimiento de la red y su capacidad de

generación, obligará a renovar las centrales generadoras con el fin de

asegurar un suministro seguro. La modernización de sistemas turbinas-

generador, sistemas de monitoreo, sistemas de protección y control de los

equipos de las plantas, contribuirán a mejorar: la eficiencia en la

producción de la central hidroeléctrica, la fiabilidad en el suministro

eléctrico ante cualquier perturbación, flexibilidad de cambiar de modo de

operación, operación remota posible y seguridad.

73

Tabla 4.19: Evolución de la eficiencia de centrales hidroeléctricas.

EFICIENCIA PONDERADA HIDRÁULICA

ALEJADA DE LA CARGA GD

2014 85 80

2016 85 80

2020 87 84

ü Aunque el sistema de transmisión tiene una eficiencia alta, hay maneras de

mejorarlo. Las tecnologías de redes inteligentes para transmisión están

enfocadas al control, protección, seguridad y calidad de servicio. En

términos de eficiencia, las pérdidas técnicas son el componente principal.

Los sistemas de automatización, dispositivos superconductores,

dispositivos de almacenamiento y conductores compuestos permiten la

reducción de las pérdidas técnicas. La electrónica de potencia y la gestión

de activos contribuyen al mejoramiento del sistema de transmisión [52].

Tabla 4.20: Evolución de las pérdidas de Transmisión [53]

AÑO Demanda de

Energía en Bornes de Generación

Perdidas de Energía en el SNT Eficiencia

GWh Porcentajes

2013 25156,85 545,79 2,17 97,83

2014 26543,72 599,54 2,26 97,74

2015 28035,75 656,11 2,34 97,66

2016 29925,96 700,21 2,34 97,66

2017 31798,65 742,42 2,33 97,67

2018 33406,12 742,35 2,22 97,78

2019 34909,68 749,15 2,15 97,85

2020 36361,68 753,95 2,07 97,93

La instalación de sensores en las líneas de transmisión, el establecimiento

de comunicación fiable de dos vías, permitirá la conexión de diferentes

fuentes de energía, con lo que es posible evitar constantes interrupciones.

Los sistemas smart grids detectan información sobre la operación y

rendimiento de la red, tales como voltaje y corriente, permitiendo el análisis

del estado de la red.

74

El control de flujo de potencia, el incremento de la capacidad de carga de

las líneas, incremento de la seguridad del sistema a través del

mejoramiento del límite de estabilidad transitoria, provisión de

interconexiones más seguras, mayor flexibilidad para la instalación de

nueva generación, el incremento en la utilización de generación de menor

costo y almacenamiento de energía son algunos de los beneficios de la

tecnología FACTS.

ü Para la etapa de distribución la implementación de sistemas inteligentes

implica una oportunidad para mejorar su eficiencia operativa. Permitiendo

aumentar la confiabilidad, seguridad y eficiencia de su red. Además, implica

la incorporación de aplicaciones para optimizar en forma dinámica la

operación, el mantenimiento y la planificación de las instalaciones. Entre las

principales ventajas de las Smart Grids para las empresas distribuidoras se

tiene:

· Efectuar balances de energía en tiempo real, permitiendo detectar

fraudes.

· Identificar la ocurrencia de interrupciones del servicio antes de recibir

reclamos.

· Efectuar el seguimiento del estado de la red en tiempo real.

· Automatizar subestaciones y las redes de distribución.

· Conocer y registrar los consumos de los clientes en forma remota.

· Efectuar a distancia gestiones de tipo comercial (ejecución de cortes de

servicio y reconexiones, la implementación de sistemas pre-pagos, el

recorte de carga).

· Conocer y registrar los perfiles de carga de los consumidores.

· Medir y analizar los efectos de la aplicación de medidas de eficiencia

energética

75

Las Smart Grids permitirán a los distribuidores proporcionar mejores servicios a

sus clientes, aprovechando los componentes de telecomunicación previstos en el

sistema.

Los sistemas de distribución requieren una reorganización y actualización en la

infraestructura de la red, que se logra mediante la planificación y optimización de

la misma, para lo cual requieren de una reingeniería. El estado actual de las redes

del sistema de distribución en el país refleja grandes pérdidas, requiriendo mayor

seguimiento de la inversión. Es necesario preparar a los sistemas de distribución

para aprovechar el aporte importante de las Smart Grids en términos de eficiencia,

mediante el mejoramiento en la recolección y manejo de la información, estudios

técnicos que permitan el análisis de la operación, protecciones y pérdidas y

estándares comunes particularmente en el manejo de la información.

Por otro lado, las pérdidas no técnicas podrán ser reducidas con la

implementación de infraestructura de medición avanzada (AMI). La cantidad de

información que se genera con un sistema de AMI es suficiente para calcular los

balances energéticos en cada alimentador o transformador de circuito. Es posible

saber exactamente donde la energía está desapareciendo para orientar las

soluciones. Los beneficios esperados se estiman en el 4,5% de la eficiencia de la

cadena total [52]. Estos beneficios solo se podrán lograr si los sistemas de

distribución se someten a la reingeniería mencionada en el párrafo anterior, pues

sin el conocimiento de la información básica los nuevos datos por si solos no

permitirán los resultados esperados. Las experiencias negativas obtenidas en la

Empresa Eléctrica Guayaquil confirman esta necesidad.

76

El PME10 2012-2021 prevé realizar proyectos pilotos con nuevas tecnologías de

medición en ciertas empresas, enfocados como proyectos de reducción de

pérdidas.

Figura 4.10: Plan de Implementación de AMI y AMR [48]

4.4.1. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2014

De acuerdo a los pronósticos de consumos de combustibles presentados por el CONELEC y los estudios de complementariedad hidrológica para el año 2014, existe un déficit de energía que deberá ser complementado mediante la importación de energía. La tabla 4.21 presenta el balance de energía para el año 2014. La producción por tipo de central y la eficiencia del sistema eléctrico se muestran en las figuras 4.11 y 4.12.

Tabla 4.21: Balance de Energía en GWh -2014

BALANCE DE ENERGÍA

AÑO HIDROELÉCTRICA TÉRMICA RENOVABLE TOTAL DEMANDA BALANCE

2014 10558,3 9143,7 211,3 19913,2 22388,0 -2474,8

10 PME.- Plan Maestro de Electrificación.

77

Figura 4.11: Fuentes de Energía Sector Eléctrico – Ecuador 2014

El año 2014 presenta una gran dependencia de generación térmica, el 44,12 % de

la producción de energía en el Ecuador corresponde a las centrales térmicas,

principalmente las centrales que utilizan fuel oil. La producción de electricidad con

diesel con respecto a la producción total de las grandes centrales térmicas

representa el 0,07 %. Lo que significa un ahorro para el país al ser el Diesel un

combustible de importación. El año 2014 presenta una eficiencia global del

sistema menor a la del año base en 1,81%, esto se debe a que en el año 2011

hubo mayor aporte de energía de las centrales hidráulicas.

78

Figura 4.12: Producción de Energía – Ecuador 2014

La eficiencia global del sistema para el año 2014 será de 52,86 %, existe un

incremento de la eficiencia energética de las centrales térmicas debido al ingreso

de tecnologías de generación térmica eficiente: Cuba I, Cuba II, Machala Gas 3,

Machala Gas Ciclo Combinado y Esmeraldas II. Adicionalmente, se observa una

un incremento de 1,65 % en la eficiencia de la etapa de transmisión y de 1,45 %

en la etapa de distribución con respecto al año 2011.

Figura 4.13: Eficiencia Global del Sector Eléctrico Ecuatoriano- 2014

79


Los pronósticos de consumos de combustibles presentados por el CONELEC y

los estudios de complementariedad hidrológica para el año 2016 permiten

determinar un superávit de energía, la cual podrá ser exportada a otros países,

los resultados obtenidos se muestran en las figuras 4.14, 4.15 y 4.16 y la tabla

4.22.

Tabla 4.22: Balance de Energía en GWh -2016

BALANCE DE ENERGÍA


2016 26471,2 1239,3 211,3 27921,5 27623,0 298,7

Figura 4.14: Fuentes de Energía Sector Eléctrico– Ecuador 2016

En año 2016 el mayor aporte en la producción de energía corresponde a las

centrales hidroeléctricas con 86,21%. A partir del ingreso del proyecto

hidroeléctrico Coca Codo Sinclair y de los proyectos hidroeléctricos descritos en el

Anexo 1 se tendrá capacidad de exportación. La producción de electricidad con

combustibles fósiles de producción nacional representa el 4,38% de la producción

total de energía. Lo que significa un ahorro para el país al poder destinar estos

combustibles a la exportación y consecuentemente menos emisiones de CO2

80


El año 2016 presenta una eficiencia global del sistema superior a la del año base

en 18,12%. Se calculó una eficiencia del sistema eléctrico de 72,79% debido al

cambio de matriz energética que se prevé a partir del año 2016, en la que el

principal recurso utilizado será el hidroeléctrico. Además existe una mejora de la

eficiencia de la etapa de distribución de 5,86% con respecto al año 2011, debido a

la introducción de equipos inteligentes, conjuntamente con la inclusión de sistemas

de gestión de información (proyecto SIGDE11), planes y programas de inversión

para el aumento de cobertura del servicio y la disminución de pérdidas de energía

a nivel nacional (FERUM12 PLANREP13 y PDM14)

11 SIGDE (Management Integrated Systems for Electricity Distribution in Ecuador).-El Sistema Integrado de Gestión de la Distribución Eléctrica “SIGDE”, está orientados a mejorar la operación y planificación operacional del sistema eléctrico de distribución. 12 FERUM.- El Plan de Energización Rural y Electrificación Urbano Marginal, tiene como finalidad, el desarrollo humano y social, crecimiento económico de las áreas beneficiadas, y mejorar la calidad de vida de la población [3]. 13 PLANREP.- El Plan de Reducción de Pérdidas, tiene por objetivo mejorar la eficiencia energética del país, contribuyendo a las metas propuestas en el Plan Nacional para el Buen Vivir (PNBV)[3]. 14 PDM.- El Plan de Mejoramiento de los Sistemas de Distribución, se centra en ampliar las redes de distribución, mejorando los índices de calidad, cobertura y reducción de pérdidas [3].

81

Figura 4.16: Eficiencia Global del Sector Eléctrico-Ecuador 2016


Para el año 2020 se prevé el ingreso de energía renovable (eólica y geotérmica) y

proyectos hidroeléctricos, de acuerdo a los pronósticos de consumos de

combustibles presentados por el CONELEC y los estudios de

complementariedad hidrológica, permiten determinar un superávit de energía, la

cual podrá ser exportada a otros países. Los resultados obtenidos se muestran en

las figuras 4.17, 4.18 y 4.19 y la tabla 4.23.

Tabla 4.23: Producción Balance de Energía en GWh -2020

BALANCE DE ENERGÍA


2020 30656,1 3197,5 970,3 34823,5 33522,0 1301,9

82

Figura 4.17: Uso y Fuentes de Energía Sector Eléctrico – Ecuador 2020

El 80,55% de la producción de energía en el país lo aportarán las centrales

hidroeléctricas, pero se prevé un aumento en el consumo de combustibles de

producción nacional, lo que implica un aumento de la participación de las

centrales térmicas de 4,51 % con respecto al año 2016 y una disminución en la

eficiencia de la etapa de generación, se tiene previsto incrementar la generación

renovable (centrales geotérmicas y eólicas) su aporte a la producción de energía

es de 2,79 % superior al año 2016.

La disminución de la eficiencia global del sector eléctrico con respecto al 2016

será de 0,23 %. Se prevé una mejora de la eficiencia de la etapa de distribución

de 1,24% con respecto al año 2016.

83


Figura 4.19: Eficiencia Global del Sector Eléctrico-Ecuador 2020

Los requerimientos energéticos en el Ecuador para el año 2020, de acuerdo a los

datos de OLADE muestran una disminución en la dependencia de las energías no

renovables, esto se debe a un incremento en la oferta de energía primaria como

la hidroenergía.

84

4.5. EFICIENCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA [54].

La intención de las redes inteligentes es realizar un uso eficiente, confiable y

sostenible de la energía eléctrica. Se requiere actualmente contar con redes

descentralizadas que sean altamente eficientes, en las que se mezclen y

coexistan diversas tecnologías digitales que se comuniquen de forma bidireccional

a alta velocidad, para permitir el control a tiempo real de fuentes de generación

distribuidas localmente, a fin de satisfacer la demanda de los clientes.

Las fuentes de energía distribuida no sólo se deben considerar como reservas de

energía sino como una parte integral interconectada de la red. El concepto de

respuesta a la demanda es lo que hace valiosas a las redes inteligentes, con lo

que se desestima la filosofía de la atención de la demanda con grandes centrales

de generación hidroeléctrica y térmica, la mayoría de las cuales se

sobredimensiona para atender a los picos de la demanda, esto ocurre

particularmente con los generadores térmicos donde solo un tercio de la energía

se convierte en electricidad, dando paso de esta forma a la generación distribuida.

Figura 4.20: Sistema Eléctrico Inteligente [55]

Una red eléctrica inteligente se caracteriza por su capacidad de soportar un flujo

bidireccional, incorporando y aprovechando la capacidad de almacenamiento y

generación distribuida, con un rol activo de los usuarios.

85

4.5.1. VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA [7]

La GD presenta las siguientes ventajas:

ü Incremento de la confiabilidad. - La existencia de GD permite a los

usuarios autoabastecerse ante fallas o colapsos de la red eléctrica.

ü Aumento de la calidad de energía.- En un sistema eléctrico de potencia,

donde la reactancia es más significativa que la resistencia, la variación del

voltaje depende fundamentalmente de los flujos de la potencia reactiva. La

GD acerca el punto de generación al punto de consumo. Esto hace que la

energía tenga menos potencia reactiva y el voltaje sea más estable, al no

necesitar red de transporte, lo cual hace que el usuario reciba una energía

de mayor calidad.

ü Reducción del número de interrupciones.- Con la GD el usuario ya no

depende 100% de la red, lo que permite a pequeños generadores

estabilizar la red en caso de que esta lo requiera, disminuyendo así el

número de interrupciones de suministro.

ü Uso de energías renovables.- El problema principal de las energías

renovables es su intermitencia, por tanto, para aumentar el uso de las

energías renovables, es necesario utilizar baterías que almacenen energía

eléctrica.

ü Flexibilidad de generación.-Este tipo de generación es flexible en la

tecnología usada, ya que no tiene la inercia de las grandes centrales

eléctricas (grandes inversiones económicas y tiempos de construcción), por

lo que en pequeña GD, se puede variar dicha tecnología en función de los

precios de mercado.

ü Reducción de costos debido a la reducción de la demanda pico en la red

de distribución.

ü Suministro energético en aquellos lugares donde no llega la red

convencional (microrredes15).

15 Micro red.- Una Microrred es una red eléctrica integrada, que utiliza fuentes de energía distribuidas (en su mayoría renovables) y, generalmente, dispositivos de almacenamiento de energía para suministrar la demanda en forma local.

86

ü Beneficios medioambientales: Reducción de emisiones de CO2 al usar

energías renovables.

4.5.2. IMPACTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LOS SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN.

La presencia de Generación Distribuida tiene efectos significativos en las redes de

distribución: la presencia de flujos bidireccionales, el aumento de la contribución

de capacidad de cortocircuito, el impacto de niveles de tensión, el deterioro de las

protecciones del sistema y su coordinación y la variación de las pérdidas en las

líneas.

La expansión masiva y descontrolada de la GD podría conducir a tener algunos de

los efectos antes mencionados, se requiere una revisión profunda de la

estructura de las redes de distribución y de las filosofías de control y protección,

así como una expansión controlada de la Generación Distribuida que permitirá en

el futuro una red de distribución más fiable.

El suministro de energía en redes de distribución procedente de fuentes primarias

no es constante y rara vez coincide con el patrón de la demanda de los

consumidores. La electricidad en sí misma es difícil de almacenar en cantidades

significativamente grandes. El almacenamiento secundario de la energía es

necesario para un uso más eficiente de la capacidad de generación existente y

para permitir un uso más consistente de las energías renovables, que tienden a

proporcionar energía de manera intermitente (Tabla 4.24 – Anexo Nº 1).

El uso de generación distribuida y de medidores inteligentes permitirá realizar

gestión de la demanda, permitiendo: la reducción del consumo debido a la

concienciación sobre el ahorro energético y el desplazamiento del consumo de la

punta al valle. Es decir, consumidores con capacidad de hacer un uso “inteligente”

de la energía.

El Ecuador muestra un incremento de generación distribuida pero no a nivel de

usuarios o clientes, sino a través de generadores públicos y privados, es necesario

que los consumidores formen parte activa de la red, la eficiencia energética no

87

sólo agrupa acciones a nivel de los ofertantes sino también en el lado de los

demandantes, es necesario la concienciación de los actores del sector energético,

las acciones al lado de la demanda exigen un cambio de hábitos de consumo

(consumir menos energía manteniendo la misma calidad de vida y confort,

consiguiendo un mayor ahorro) e incorporación de tecnologías eficientes.

Se requiere una transformación donde el consumidor tenga varias opciones, entre

ellas: generar energía en casa y devolverla a la red, y tener una retroalimentación

de las tarifas que se aplican. Pero para esto, se requiere que los usuarios tengan

la señal correcta de los costos de la energía, lo que implica reformas a los

subsidios y tarifas diseñadas para el efecto.

El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable a desarrollado el Plan Nacional

de Cocción Eficiente, cuyo objetivo es sustituir el uso de GLP en la cocción de

alimentos en el sector residencial por electricidad.

El 91% de hogares en el Ecuador cocina con GLP, el 78% de gas licuado de

petróleo es importado y está subsidiado. El subsidio del GLP Nacional e Importado

le cuesta al país en promedio 550 millones de USD cada año [58].

Figura 4.18: Subsidio al GLP [58]

88

El Plan Maestro de Electrificación considera la introducción de cocinas de

inducción, pero ahora se busca su introducción a gran escala.

Tabla 4.25: Demanda en MW de las cocinas de inducción [3][58]

DEMANDA EN MW DE LAS COCINAS DE INDUCCIÓN

AÑ0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

PME 2012-2021 59 97 167 232 272 300 300

PNCE16

150 600 1500 1751 1886 2036 4886

Tabla 4.26: Demanda de Energía Cocinas de Inducción [58]

Las tablas 4.27 presentan el balance de energía que se obtuvo a partir del análisis

de la eficiencia de los generadores, mientras que la tabla 4.28 muestra el mismo

balance pero incrementado la demanda de energía de las cocinas de inducción.

Tabla 4.27: Balance de Energía

BALANCE DE ENERGÍA (GWh)

AÑO HIDRO TÉRMICA RENOVABLE TOTAL DEMANDA BALANCE

2016 26471,2 1239,3 211,3 27921,7 27623,0 298,7

2020 30656,1 3197,5 970,3 34823,9 33522,0 1301,9

Tabla 4.27: Balance de Energía adicionando las cocinas de inducción

BALANCE DE ENERGÍA (GWh) CON COCINAS DE INDUCCIÓN

AÑO HIDRO TÉRMICA RENOVABLE TOTAL DEMANDA BALANCE

2016 26471,2 1239,3 211,3 27921,7 29063 -1141,3

2020 30656,1 3197,5 970,3 34823,9 38408 -3584,1

El balance de energía al adicionar cocinas de inducción presenta un déficit de

energía, así que para la implementación de este proyecto se requiere de

16 PNCE.- Plan Nacional de Cocción Eficiente.

AÑ0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

ENERGÍA [GWh ]DE LAS COCINAS DE INDUCCIÓN

360 1440 3600 4202 4526 4886 5207

89

generación adicional. En este caso se analiza la introducción de GD a nivel de

sistemas distribución. Se utilizará minicentrales hidroeléctricas para abastecer la

demanda de la región sierra y centrales térmicas eficientes para la región costa,

para mantener los mismos niveles de eficiencia, se requiere una introducción a

menor escala de generación térmica (25% aproximadamente).

Figura 4.22: Eficiencia Global del Sector Eléctrico al introducir cocinas de inducción -Ecuador 2020

La eficiencia global del sistema al introducir GD para satisfacer la demanda de las

cocinas de inducción es de 72,40%, menor en 0,16 % con respecto al cálculo sin

la introducción masiva de cocinas de inducción, esto se debe a un incremento de

la producción de las centrales térmicas.

Otra alternativa será la implementación de GD a nivel de la carga, las ventajas

con respecto a la reducción de pérdidas, el mejoramiento de perfiles de voltajes, el

aumento de uso de fuentes renovables y almacenamiento de energía

representas grandes ventajas en la producción de electricidad.

Ecuador, por su ubicación es un país con un excelente recurso solar. La

irradiación diaria sobre una superficie horizontal es superior a 4 kWh/m2-día, la

explotación de energía fotovoltaica, presenta en Ecuador condiciones favorables

para contribuir de manera importante a los requerimientos energéticos del país.

90

CAPITULO 5: APLICACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA

En este capítulo se pretende establecer los procedimientos necesarios para que

los clientes instalen generación distribuida en sus residencias y empresas, y se

interconecten a la red de distribución eléctrica.

5.1 NORMATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA A LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.

5.1.1. ESTÁNDAR IEEE 1547 [26]

La norma IEEE 1547 establece los criterios y requerimientos para la interconexión

de generación distribuida al sistema eléctrico de potencia. Proporciona

requerimientos como: rendimiento, funcionamiento, operación, pruebas, seguridad

y mantenimiento de la interconexión de GD. Además, de la respuesta ante

condiciones normales y anormales.

Figura 5.1: Serie de estándares IEEE 1547[56]

91

Los requisitos para la conexión de GD especificadas es el estándar IEEE 1547 son

[26]:

Bajo condiciones normales

1. La regulación de voltaje del sistema después de instalar la GD es de

en una base de 120 V en la entrada de servicio.

2. La unidad de generación distribuida no debe causar fluctuaciones de voltaje

en el punto de conexión común. El nivel de fluctuación debe permanecer

dentro de un del nivel de voltaje que prevalece en el sistema eléctrico

de potencia local.

3. La carga del equipo de la red y la capacidad de interrupción de corriente del

equipo de protección, tales como fusibles y dispositivos de interrupción no

debe ser excedido.

4. La puesta a tierra de la GD no debe causar sobretensión que exceda el

grado del equipo en el sistema eléctrico de potencia actual.

Bajo condiciones anormales

1. La unidad de la GD no debe energizar el área del sistema eléctrico de

potencia, cuando el área este fuera de servicio.

2. El sistema de interconexión debe ser capaz de soportar la caída de tensión.

3. La unidad de GD debe dejar de energizar el área que este alimentado en

caso de fallas, en un periodo de tiempo específico.

4. La unidad de GD no debe causar problemas en la calidad de la energía, es

decir, los límites de la inyección de corriente armónica, no deben ser más

altos que los tolerables.

En caso de que la frecuencia del sistema sea más baja que 59. 6 Hz, la unidad de

GD debe dejar de energizar el área del sistema eléctrico de potencia dentro de un

intervalo de 16 ms. Cuando se detecta una avería, la unidad de GD se debe

desconectar del nodo de la empresa de electricidad, y debe tomar la carga local.

Esta desconexión es necesaria debido a que una falla cerca de la GD, en el

sistema de suministro debe ser interrumpida y la GD no puede soportar las

92

demandas de potencia del sistema distribución. La desconexión de GD debe

ocurrir rápidamente.

4.1.2. REGULACIONES EN EL ECUADOR [59]

· REGULACIÓN No. CONELEC 004/11. Tratamiento para la energía

producida con recursos energéticos no convencionales. La presente

Regulación tiene como objetivo el establecimiento de los requisitos, precios,

su período de vigencia, y forma de despacho para la energía eléctrica

entregada al Sistema Nacional Interconectado y sistemas aislados, por los

generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales.

· REGULACIÓN No. CONELEC 009/06. La presente regulación tiene como

objetivo el establecimiento de los precios, su período de vigencia y forma de

despacho para la energía eléctrica entregada al Sistema Nacional

Interconectado y sistemas aislados, por los generadores que utilizan

fuentes renovables no convencionales.

· REGULACIÓN No. CONELEC 009/08. Registro de generadores menores a

1 MW. El objetivo de esta Regulación es determinar el procedimiento al que

deben ajustarse los interesados en ejecutar proyectos de generación, y

aquellas centrales que se encuentren operativas, que sean menores a 1

MW de capacidad nominal instalada y que su operación no esté destinada

para condiciones de emergencia, para cumplir con el Registro respectivo y

su posterior funcionamiento en el sistema.

En el Ecuador existen muy pocas regulaciones explícitas que permitan la

aplicación de GD. Los procedimientos desarrollados se rigen a empresas

generadoras, no se habla de procedimientos que permitan instalar unidades de

GD a nivel de usuario. Actualmente, las instalaciones de GD deben cumplir con

regulaciones diseñadas a facilitar la conservación de energía a través de energía

renovable o cogeneración.

La figura 5.2 muestra un panorama de la evolución de la penetración de la GD, es

necesario que se establezcan reglas de interconexión nacional que deben ser

93

continuamente reformuladas de acuerdo al nivel de penetración y el rápido cambio

de las tecnologías no convencionales.

Figura 5.2: Panorama de Penetración de Generación Distribuida [57]

Es imperativo establecer estándares para el uso de unidades de GD, lo que

permitiría incrementar la planificación, instalación y operación de GD. Los

principales aspectos que se deben considerar como condiciones técnicas

mínimas son:

1. Limites de bandas de voltaje y frecuencia.

2. Estándar de Interconexión

3. Instalación, certificación y permiso.

4. Acceso, medición y despacho.

La interconexión de GD a los sistemas eléctricos de potencia impone desafíos

técnicos y económicos. Se puede utilizar el estándar IEEE 1547, que persigue

establecer los requerimientos que deben cumplir en el punto común de

acoplamiento las unidades de generación distribuida. Los criterios y

requerimientos de este estándar son aplicables a cualquier tecnología con

capacidad de hasta 10 MVA.

AISLADO SIN FUENTE DE RED

AISLADO CON TRANSFERENCIA

AUTOMÁTICA

INTERCONEXIÓN CON LA RED

SIN EXPORTAR POTENCIA

INTERCONEXIÓN CON LA RED FLUJO

DE POTENCIA BIDIRECCIONAL

INTERCONEXION DE GD CON LA RED LIMITADA SIGNIFICATIVA

BAJA

ALTA

IN

TER

CO

NE

XIÓ

N D

E L

A G

D C

ON

LA

RED

94

4.1.3. PROCESO DE INTERCONEXIÓN DE LOS CONSUMIDORES [57]

Para conectarse a la red se debería establecer el siguiente proceso:

1. Los estándares técnicos de interconexión que deben ser adoptados según el

estándar IEEE 1547.

2. Pre-certificación de los equipos de GD usando pruebas tipos a los productos.

3. Permitir el análisis de ingeniería de la confiabilidad del sistema de transmisión

y distribución, y la seguridad necesaria para cada proyecto GD.

4. Cambios para ajustar la interconexión y usar el sistema de transmisión.

5. Aplicación y uso de guías de requerimientos.

Hay una serie de aspectos que deberán ser definidos, luego de completar la

interconexión, el despacho de la unidad de GD requiere de un sistema de control y

un sistema de comunicación que pueda iniciar el arranque de la unidad GD en

tiempo real. El control deberá ser asumido por: el consumidor, la compañía de

distribución, operadores independientes del sistema, en general es necesario

definir los roles que desempeñarán el consumidor y la empresa eléctrica.

Se requiere la instalación de medidores bidireccionales, para poder llevar los

registros de energía de entrada y de salida.

Se debe crear regulaciones que establezcan el precio de acceso a la red, en el

caso de que el usuario se conecte a la red para suministrar potencia.

Los sistemas de distribución deben prepararse para la inclusión de generación

distribuida mejorando la infraestructura de la red exsistente.

95

CAPITULO 6: BENEFICIOS OBTENIDOS CON LA IMPLEMENTACIÓN DE REDES INTELIGENTES

En este capítulo se pretende establecer los beneficios técnicos y económicos a

largo plazo que se presentan al introducir tecnologías inteligentes y como pate de

esta la generación distribuida a pequeña escala.

6.1. BENEFICIOS EN LA ETAPA DE GENERACIÓN

La productividad ideal para toda empresa de generación eléctrica, está basada en

generar energía al menor costo posible y con una alta disponibilidad. Ésta

eficiencia que finalmente será recibida por el usuario.

En cuanto a la generación térmica, se debe considerar el precio de los

combustibles. El diesel se importa a precios internacionales y el residuo (fuel oil

6) y el fuel oil 4 son de producción nacional.

Tabla 6.1: Precios de los Combustibles Subsidiados [62]

17 (1) Precio según decreto ejecutivo No. 929(2) Precio según declaración de Empresas. 18 (2) Precio según declaración de Empresas.

COMBUSTIBLE UNIDADES PRECIO sin tasas e impuestos PRECIO con IVA

diesel oil US$/gal 0.8203 0.9187

fuel oil US$/gal 0.6324 0.7083

fuel oil estatales US$/gal 0.4896 0.5484

Nafta US$/gal 0.6678 0.7479

gas natural (1)17

US$/millón BTU 2.7500 3.0800

gas natural (1) US$/MPC 2.7972 3.1329

combustible Esmeraldas (2)18

US$/gal 0.4008 0.4489

combustible G. Hernández (2) US$/gal 0.4246 0.4755

combustible Guangopolo (2) US$/gal 0.3923 0.4394

combustible Termoguayas (2) US$/gal 0.3917 0.4387

combustible GENEROCA (2) US$/gal 0.4350 0.4872

combustible El Descanso (2) US$/gal 0.4268 0.4780

combustible La Propicia (2) US$/gal 0.5606 0.6279

Combustible Manta II (2) US$/gal 0.4221 0.4728

Combustible Santa Elena II y III (2) US$/gal 0.5227 0.5854

Combustible Quevedo II y Jaramijó (2) US$/gal 0.4210 0,4715

Combustible Jivino II (2) US$/gal 0.4253 0.4763

Combustible Jivino III (2) US$/gal 0.4167 0.4667

Miraflores U11 y U12 US$/gal 0.4308 0.4825

96

Los altos costos de los combustibles, han llevado a las centrales de generación

térmica a gerenciar sus costos por conceptos de combustible y esto se debe a que

uno de los factores que más afecta al costo de producción ($/kWh) es el precio del

combustible [61].

Además de la eficiencia térmica, el rendimiento de una central térmica se expresa

en términos de consumo calórico (Heat Rate).

Heat Rate se define como el cociente entre la taza de flujo de calor de entrada y la

potencia neta de salida [60][61].

El HR es inversamente proporcional a la eficiencia:

El HR se relaciona con la eficiencia térmica a través de las ecuaciones:

El costo unitario del combustible afecta directamente al costo unitario del kWh. El

impacto depende del consumo térmico por cada kWh o “Heat Rate, HR”. Para

poder comparar los precios del kWh dependiendo del tipo de combustible y de

tecnología se expresara el HR en BTU/kWh.

A continuación se presentan los cálculos del costo unitario por combustibles de las

centrales térmicas de acuerdo al tipo de tecnología, se utilizó la información del

plan de operación Octubre 2012- Octubre 2013 del CENACE que corresponden a

los precios que están vigentes para septiembre de 2012.

97

La Tabla 6.2 presenta los precios de los combustibles expresados en $/ millón de

BTU.

Tabla 6.2: Precios de los Combustibles Subsidiados en

COMBUSTIBLE UNIDADES PRECIO con IVA

diesel oil (subsidiado) US$/millón BTU 6,64

fuel oil-4(subsidiado) US$/millón BTU 3,85

fuel oil-6 US$/millón BTU 2,71

Nafta US$/millón BTU 6,06

gas natural US$/millón BTU 3,08

Para el año 2011 se presentan los siguientes costos unitarios de acuerdo al tipo

de combustible que se utiliza, al tipo de tecnología y a la eficiencia.

Tabla 6.3: Costo Unitario -Centrales Alejadas de la Carga-MCI

MC

I

DIESEL

η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]

32,82 10396,09994 0,085242778

FUEL-OIL


37,7 9050,397878 0,051062319

RESIDUO


34,41 9915,722174 0,043073825

NAFTA


31,1 10971,06109 0,082689015

98

Tabla 6.4: Costo Unitario -Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Gas

TUR

BO

GA

S

DIESEL


27,29 12502,74826 0,099

GAS NATURAL


30,56 11164,92147 0,051

Tabla 6.5: Costo Unitario -Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Vapor

TUR

BO

VA

PO

R

RESIDUO


33,78 10100,65127 0,043

FUEL-OIL


34,75 9818,705036 0,054

Tabla 6.6: Costo Unitario -Centrales GD-MCI

MC

I

DIESEL


32,82 10396,09994 0,087

RESIDUO


34,88 9782,110092 0,045

Tabla 6.7: Costo Unitario -Centrales GD-Turbo Gas

TUR

BO

GA

S

DIESEL


27,29 12502,74826 0,101

RESIDUO


35,95 9490,959666 0,044

99

Tabla 6.8: Costo Unitario -Centrales GD-Turbo Vapor

TUR

BO

V

AP

OR

FUEL-OIL


31,03 10995,81051 0,061

Las figuras 6.2, 6.3 y 6.4 muestran la relación que existe entre el costo del

combustible expresado en USD/106 BTU y el costo unitario del combustible

expresado en USD/kWh. Una misma tecnología puede usar varios combustibles,

mientras mayor sea el costo el combustible mayor será su costo unitario y

mientras mayor sea su eficiencia menor será el consumo de combustible y por lo

tanto menor el costo unitario del combustible.

Figura 6.1: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-

MCI

100


Turbo Gas


Turbo Vapor

101

El costo real del diesel subsidio se presentan en las tablas 6.9.

Tabla 6.9: Precios del Diesel Sin subsidios en

COMBUSTIBLE UNIDADES PRECIO sin tasas

e impuestos PRECIO con IVA

diesel oil US$/gal 3,318 3,72

El kWh generado con diesel resulta ser el más caro, el diesel es un combustible de

importación y tiene menor contenido energético que el resto de combustibles

usados para la producción de electricidad en el Ecuador. A continuación se

muestra el costo real del kWh eliminando los subsidios.

Figura 6.4: Costo Unitario del Combustible USD/kWh –Sin subsidios-MCI

102

Figura 6.5: Costo Unitario del Combustible USD/kWh –Sin subsidios-Turbo Gas

Figura 6.6: Costo Unitario del Combustible USD/kWh –Sin subsidios-Turbo Vapor

La evaluación de la eficiencia energética es un indicador para diagnosticar el

desempeño energético e identificar medidas de eficiencia energética que permitan

lograr la reducción de los costos y la contaminación ambiental, las centrales

térmicas que usan diesel son las más ineficientes y costosas para el país, un

potencial de ahorro de energía se encuentra en la sustitución de estas centrales.

Las empresas de distribución en el Ecuador presentan problemas como saturación

de redes y transformadores, falta de energía propia para cubrir la demanda en

horas pico, pérdidas técnicas y no técnicas, etc. Los proyectos AMI, la

automatización y gestión en los sistemas de distribución pueden ayudar en las

reducciones de pérdidas técnicas y no técnicas, automatización de los procesos

de facturación, corte y reconexión.

103

El balance de energía y pérdidas en los sistemas de distribución permitirá estimar

el ahorro que se obtiene en la recuperación de energía por pérdidas técnicas y no

técnicas.

2020 ENERGÍA DISPONIBLE

GWh PERDIDAS TOTALES DEL SISTEMA GWh

EFICIENCIA DE DISTRIBUCIÓN

PRECIO DEL kWh SIN SUBSIDIO (USD/kWh)

COSTO DE

PERDIDAS ANUALES MILLONES DE USD

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

34378

5118,88

85,11

0,12

614

2684,92

92,19

0,12

322

Tabla 6.10: Costo de las Pérdidas Técnicas y no Técnicas considerando el incremento en la eficiencia de distribución.

Con la implementación de los proyectos contemplados en el Plan de Expansión de

Distribución 2013-2021, se prevé reducir hasta el 8,5% las pérdidas de energía a

nivel nacional al año 2021, este objetivo se alcanzaría con una inversión

aproximada de USD 2.289 millones [3].

Las tecnologías de energía renovable distribuida se consideran económicamente

viables cuando su costo de generación (dólar por kWh) es menor al costo de la

generación convencional centralizada, y por lo tanto pueden reducir el costo total

del suministro de electricidad del país. Las tecnologías de generación distribuida

se consideran comercialmente viables cuando su costo de generación es menor

que la tarifa y por lo tanto pueden ser una fuente de ahorro para los usuarios que

la implementan.

6.2. MAPA DE RUTA PARA SMART GRIDS EN ECUADOR [64]

Los objetivos buscados en el proyecto de Redes Inteligentes para el Ecuador son:

eficiencia, mayor confiabilidad, menor impacto ambiental y mejor calidad de

servicio. El modelo de referencia para redes inteligentes se desarrolló en base al

104

modelo OSI19 del sistema de comunicaciones, este modelo agrupa por capas, los

diferentes componentes que deben ser parte de las soluciones de redes

inteligentes.

Figura 6.7: Modelo de siete capas propuesto para “Smart Grids” [64]

19 OSI (Open System Interconnection).-Modelo de Interconexión de sistemas abiertos.

INTELIGENCIA

ANÁLISIS

MODELO

SISTEMA

COMUNICACIÓN

INTERFACE

FÍSICA

Incluye aplicaciones de procesamiento avanzado de datos, tales como la minería de datos y procesos altamente automatizados, que no requieren la intervención humana. Esta última capa recopila datos de varios sistemas y aplicaciones

complejos para convertirlos en información y soportar la toma de decisiones.

Incluye todas las funciones y aplicaciones para facilitar la toma de decisiones de los agentes económicos, con datos en tiempo real o datos históricos, desde la capa del sistema.

Representación abstracta del sistema, la comunicación, la interfaz y los elementos de la capa física, para permitir el análisis y simulaciones en las capas superiores. Ejemplos: el Modelo de Información Común (CIM) y los requisitos de modelado de la norma IEC61850.

Conjunto de dispositivos y aplicaciones que recopilan datos de las capas de comunicación, interfaz y física. Esta capa incluye las funciones de procesamiento de datos, la generación y gestión de alarmas, eventos y registros y la recopilación de datos históricos. Ejemplos de sistemas SCADA

y la gestión de datos métricos. Componentes que permiten el intercambio de datos entre elementos de red inteligente. Comprende los mecanismos que permiten la comunicación tales como los protocolos, por ejemplo, para enviar mensajes a las capas superiores. Se apoya en routers y otros dispositivos. Esta capa permite la conexión y la transferencia de datos entre los componentes físicos y los elementos de las capas superiores. Se relaciona con todos los elementos que permiten el paso de la dimensión analógica a la dimensión digital. Elementos físicos de los sistemas eléctricos y todos los equipos que desarrollan funciones con variables analógicas únicamente como: generadores de todo tipo, líneas, transformadores, elementos de protección y medidores convencionales de energía.

105

El procedimiento de clasificación, sigue los siguientes pasos:

1. Definir las capas que involucra el elemento analizado

2. Identificar si el elemento tiene o no posibilidad de comunicación digital: si es

afirmativo es por lo menos un componente de Smart Grid.

3. Reconocer si elemento se conecta con otros ya existentes o planeados que

pertenecen a las otras capas restantes. Si estos elementos llegan a incluir

la capa 6, no obstante que sea en el futuro, el componente tiene el

potencial de convertirse en parte de la “Smart Grid” y efectivamente,

formará parte de ella cuando se complemente con las capas restantes.

I

A

M

S

C

If

P

Automated Operation (e.g. self healing)

State Estimation(Conventional)

CIM

PDCSCADA

Protocols

Electric grid

Transducers

A/DRTU

HIS

Topology Others

PMU’s based apps

OPERATOR

PMU

DC

IED

s

Figura 6.8: Modelo de Referencia [64]

La metodología aplicada para la obtención del Mapa de Ruta se realizó mediante

el diseño de la matriz de pertinencia y de la matriz de priorización y las métricas

seleccionadas, la primera permite obtener los insumos necesarios para la

formulación de los componentes del Mapa de Ruta con la finalidad de determinar

la conveniencia de vincular elementos de redes inteligentes al sistema por su

106

aporte a los objetivos y retos planteados en el proyecto de RIE20. La matriz de

priorización permite organizar por fases las áreas de enfoques, identificadas como

pertinentes y la Métrica es el conjunto de indicadores que acompañan el mapa de

ruta y miden el progreso en el alcance de metas definidas.

Los retos planteados y su ponderación se presentan a continuación:

Tabla 6.11: Retos y Ponderación [64]

Retos Sub-Reto Ponderación (%)

Sistema Avanzado

Seguridad Suministro 12

Interoperabilidad 10

Confiabilidad y Calidad 10

Operación Segura 14

Eficiencia Operativa

Gestión Talento Humano 11

Satisfacción del Cliente 11

Economía (Costos/ Inversiones) 11

Responsabilidad con

Entorno/Sociedad-Ambiente

Ambiente 8

Uso final eficiente 8

Movilidad 5

Total 100%

Para la matriz de pertinencia cada elemento se clasificó de acuerdo a la ubicación

en la cadena de producción de energía eléctrica: generación, transmisión,

distribución, consumidor o en un área en general si abarca más de una de ellas.

Los criterios de valoración se muestran en la figura 6.9.

Figura 6.9 Criterios de Valoración de la Matriz de Pertinencia [64]

20 RIE.- Redes Inteligentes Ecuador

107

La tabla 6.11 incluyen incluyen los elementos con valor de pertinencia alto e

indican que efectivamente contribuyen al logro de los objetivos y el indicador ip

que indica la valoración cuantitativa. La matriz de priorización incluye dos etapas

que permiten evaluar la matriz de pertinencia, la primera clasifica los elementos,

determina su complejidad e identifica los recursos humanos y de TICs, necesarios

para su vinculación al sistema y la segunda los clasifica por criterios financieros e

identificación de barreras o restricciones regulatorias. La figura 6.10 muestra las

categorías para evaluar cada elemento con cada criterio utilizado y la tabla 6.12

muestra la ponderación de los criterios.

Figura 6.10: Criterios de la Matriz de Priorización [64]

Tabla 6.12: Ponderación de los criterios [64]

Criterios de importancia Ponderación

Clasificación 50%

Complejidad 20%

Soporte TICs 20%

Recursos Humanos 10%

Se calculó el Índice de Priorización – Ipr, con el objetivo de identificar su

ubicación en el tiempo, las proyecciones y tendencias a futuro, estableciendo los

rangos:

· Fase 1 (Ipr<0,4). Los elementos que tienen mayor necesidad, menor

complejidad y soporte tecnológico disponible.

108

Tabla 6.13: Matriz de Pertinencia [64]

22/05/2012 12 10 10 14 11 11 11 8 8 5 100

ID Área Sub-Área Elemento

Seg

urid

ad

Sum

inis

tro

Inte

r-

op

erab

ilid

ad

Co

nfia

bili

dad

y

Cal

idad

Op

erac

ión

Seg

ura

Ges

tión

Tale

nto

Hum

ano

Satis

facc

ión

del

Clie

nte

Eco

nom

ía (

Co

sto

s/

Inve

rsio

nes)

Am

bie

nte

Uso

fin

al e

ficie

nte

Mo

vilid

ad

Val

ora

cio

n

cual

itativ

a

53Generación Convencional

Actualización de centrales antiguas (Plantas térmicas

con eficiencias mejoradas) 1 1 2 2 1 1 1 1 1 0 0.60

54

Generación Convencional

Planeamiento óptimo de expansión de generación y

ejecución de proyectos emblemáticos (8 proyectos,

2765 MW) 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1

0.98

55Generación Distribuida

Estudios potencial pequeñas centrales hidráulicas,

eólica, etc. 1 1 1 1 2 2 2 1 1 1 0.67

56Generación Distribuida

Generación distribuida para zonas aisladas y/o sin

suministro 2 1 2 1 1 2 0 1 1 0 0.59

57

Generación Distribuida

Integración de energías renovables a la red (eólica,

fotovoltaica, PCHs, biomasa, etc.) (6% de renovables,

proyectos en curso Villonaco) 2 2 2 2 2 2 0 2 1 0

0.80

59Transmisión

Integración nuevas

tecnologías

FACTS y HVDC

1 1 2 2 1 2 0 0 1 0 0.56

60Transmisión

Integración nuevas

tecnologías

Limitación corriente de falla FCL

2 1 2 2 1 2 -1 0 1 0 0.56

61Transmisión

Integración nuevas

tecnologías

Plan migración hacia IEC 61850. Estándar global para

Redes y Sistemas de Comunicación en Subestaciones 1 2 2 2 2 2 1 0 2 2 0.81

62Transmisión

Integración nuevas

tecnologías

Subestaciones avanzadas (digital)

2 2 2 2 2 2 -1 1 2 1 0.77

64 Transmisión Op avanzada Despacho avanzado orientado a eficiencia energética 2 1 2 2 2 2 1 1 1 1 0.79

65 Transmisión Op avanzada Cargabilidad estática y dinámica- Dynamic Capability 2 2 2 2 2 1 -1 1 2 2 0.74

66 Transmisión Op avanzada Implementación de PMUs 2 2 2 2 2 2 1 1 0 1 0.80

67 Transmisión Op avanzada Aplicaciones avanzadas de PMUs 1 2 2 2 2 1 -1 0 0 1 0.54

68 Transmisión Op avanzada Modelo común del sistema (CIM) y aplicaciones 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 1 1.00

69 Transmisión Op avanzada Protección adaptativa (proyecto SPS) 2 2 2 1 2 2 -1 0 0 1 0.58

71 Transmisión Red Flexible Almacenamiento de energía 1 1 2 2 2 2 -1 -1 1 1 0.54

72 Transmisión Red Flexible Backbone de información y recolección de datos 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 1.00

73Transmisión Red Flexible

Planeamiento optimo de expansión sistema de

transmisión (Red 500 kV) 2 2 2 2 2 1 0 1 1 0.71

74 Transmisión Red Flexible Reducción congestión del sistema 2 2 2 2 2 1 1 2 2 2 0.89

75 Transmisión Red Flexible Sensores automáticos avanzados 2 2 2 2 2 1 1 1 2 0 0.80

76 Distribución Infraestructura Backbone de información y recolección de datos 1 1 0 1 1 2 2 2 2 0.53

77 Distribución Infraestructura Control y supervisión de VE y estaciones de carga VE 2 2 2 1 2 2 2 2 2 0.83

78 Distribución Infraestructura Infraestructura Avanzada de Medición - AMI 1 1 1 1 0 1 1 1 1.00

80 Distribución Infraestructura Proyecto SIGDE: Sistema SCADA - GIS - OMS 2 2 2 1 2 2 2 2 2 0.83

83 Distribución Operación Global Control VOLT/VAR, reducción de tensión (CVR) 1 1 1 1 1 1.00

85 Distribución Operación Global Mantenimiento inteligente 2 2 2 1 2 2 2 2 1 0.80

87Distribución Red Automatizada

Automatización de la red (Swicthing automático de

alimentadores) 0 2 2 2 1 1 2 1 1 1 0.67

88 Distribución Red Automatizada Automatización de Subestaciones Distribución 0 2 2 2 1 1 1 1 1 1 0.61

91Consumidor

Eficiencia

energética

Equipos de uso final eficiente (iluminación,

refrigeración, motores) 1 2 2 2 1 1.00

94 Consumidor Eficiencia Programas de eficiencia energética 1 1 1 1 1 1.00

96Consumidor

Gestión de la

demanda

Desconexión de cargas (sistema/precios) - Demand

Response DR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1.00

104Consumidor

Movilidad/Transpor

te

Transporte eléctrico masivo

2 1 2 1 2 2 2 0.53

2 General Operación Global Islanding 1 2 2 2 0 1 1 1 0 0 0.55

3 General Operación Global Modelamiento y respuesta de tiempo y clima 2 0 2 2 0 1 1 1 1 0 0.55

4 General Operación Global Modelo Estado Estable y Dinámico 2 1 2 2 0 1 2 1 1 0.66

8 General Operación Global Reducción congestión del sistema 1 1 2 2 0 1 2 0 1 0.56

13 General Operación Global Wide Area Monitoring System (WAMS) 1 2 2 2 2 1 0 0 0 0.57

14 General Operación Global Wide-Area Control Systems (WACS) 1 2 2 2 2 1 0.57

15 General Comunicaciones Infraestructura de telecomunicaciones 0 2 2 1 0 1 2 1 1 1 1 1.00

16 General Comunicaciones Flujo de información de extremo a extremo 0 2 2 2 0 2 2 1 1 1 0.67

19 General Educación Convenios con Universidades 1 1 1 2 2 1 1 1 2 0 0.64

20 General Estándares Adopción de estándares internacionales 0 2 2 2 1 2 1 1 2 1 0.71

21 General Estándares Análisis de estándares 0 2 2 2 1 2 1 1 2 1 0.71

23 General Gestión de Activos Mantenimiento basado en condiciones (CBM) 2 1 2 2 1 2 0.58

25 General Gestión de Activos Optimización trabajo de las cuadrillas 1 1 2 2 1 2 1 1 1 1 0.68

27 General Gestión de Activos Seguridad del personal 0 0 2 2 2 1 1 0 0 1 1 1.00

30General Informática

Integración de sistemas - Seguridad IT/OT, cloud

computing, Data center 0 2 1 1 2 2 1 1.00

32General

Gestión del sistema

eléctrico

Incentivos a plantas de energías renovables

2 2 2 2 1 2 -1 2 2 0.73

33General


eléctrico

Modelamiento y respuesta de tiempo y clima

2 0 2 2 0 1 1 1 1 0 0.55

34General


eléctrico

Participación de DER en la generación

2 2 2 2 1 2 -1 2 2 0.73

35General


eléctrico

Prestación de servicios complementarios

1 0 1 2 0 1 -1 0 0 0 1 1.00

37 General Organización Capacitación 0 1 2 2 2 2 1 0 2 0 0.65

38 General Organización Diseño e implementación Arquitectura Smart Grid 2 2 2 2 1 1 -1 2 1 1 0.66

40 General Organización Evaluación de riesgo 2 2 2 2 0 1 1 1 1 0.65

41 General Organización I+D 2 2 2 2 2 2 -1 1 1 1 0.73

42 General Organización Nuevos negocios 1 1 1 1 1 1 2 2 2 0.55

43 General Organización Plan de métricas (metas y supervisión) 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1.00

44 General Organización Rediseño de la organización 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 0.56

46 General Organización Visión y Estrategia hacia Red Inteligente 2 2 2 2 1 2 2 2 2 0.84

47 General Regulación Actualización regulación de acuerdo con tecnología 1 1 2 1 2 1 1 1 2 0 0.62

49 General Regulación Incentivos económicos y tributarios 1 1 1 1 1 1 2 2 2 1 0.64

52General Regulación

Regulación dinámica - Trabajo con el regulador y

otras empresas 1 1 2 1 2 1 1 1 2 1 0.65

Reto

Sistema Avanzado Eficiencia Operativa Responsabilidad

Obl

igat

orio

109

· Fase 2 (0,4<Ipr<0,65). Ubican los elementos con necesidad alta pero con

complejidad y mayor es requerimientos de soporte tecnológico.

· Fase 3 (Ipr>0,65). Elementos con necesidad menor pero con mayor

complejidad y soporte tecnológico.

La evaluación de criterios de viabilidad consisten determinar una “priorización”

de cada uno de los elementos de la fase 1 de acuerdo con los siguientes

parámetros: costos, beneficios, relación beneficio/costo, y la disponibilidad de los

soporte regulatorio y de estándares y normas.

Con esta valoración se determina el estado de cada uno de los elementos de la

siguiente manera:

· Viable: es un elemento potencial, ya que la relación beneficio/costo y

los aspectos regulatorios tienen una valoración alta.

· En alerta: es un llamado de atención con debido a que la relación

beneficio/costo que se obtiene es media, además, se debe tener mayor

atención al elemento para trabajar con el regulador.

· Inviable: es un elemento cuya relación beneficio/costo es baja, sin tener

en cuenta el estado regulatorio de cada elemento.

Los resultados para cada uno de los elementos se muestran en las figura 6.11 y la

figura 6.12, donde se clasifican de acuerdo a las capas del modelo de referencia y

a las áreas de enfoque.

E

In

110

Figura 6.11: Criterios de viabilidad (I) [64]

Convencional

Red Flexible

Infraestructura

Distribuida 55. Estudios potencial pequeñas centrales hidráulicas, eólica, et

53. Actualización de centrales existentes

FisicaComunicaci

onesInterfaz Sistema Modelo Análisis Inteligencia

Integración nuevas tecnologías

Op avanzada

72. Backbone de información y recolección de

datos

61 a. Plan migración hacia IEC61850

62 a. Subestaciones avanzadas (digital)

66. Implementación de PMUs 116. Protección sistémica

80-1. Sistema SCADA-DMS-GIS-OMS-MWM

72. Backbone de información y recolección de

datos

Tra

nsm

isió

nG

en

era

ció

nD

istr

ibu

ció

n 118. Planeamiento óptimo de Distribución

78. Infraestructura Avanzada de Medición (AMI)

Red Automatizada

88. Automatización de Subestaciones

Distribución

Co

nsu

mid

or

Eficienciaenergética

Movilidad/ Transporte

91. Equipos de uso final eficiente 94a. Programas de eficiencia energética

117a. Transporte eléctrico individual

104a. Transporte eléctrico masivo

111

Figura 6.12: Criterios de viabilidad (II) [64]

Ge

ne

ra

l

Organización

43. Plan de métricas (metas y supervisión)

40. Evaluación de riesgo

37. Capacitación

44. Rediseño de la organización, procesos y sistemas de gestión

38. Diseño Arquitectura, Visión y Estrategia Smart Grid

Estándares21. Análisis de estándares 68. Modelo común del

sistema (CIM) y aplicaciones avanzadas

Comunicaciones15. Infraestructura

de telecomunicaciones

Gestión de Activos

27. Seguridad del personal

Educación

19a. Convenios con Universidades e

Institutos de Formación

Regulación

52. Trabajo con el regulador y otras

empresas - Regulación dinámica

Gestión delsistema eléctrico

54a. Planeamiento óptimo del sistema incluyendo conceptos Smart Grid

114a. Cambio matriz energética (cocción, calentamiento)

OperaciónGlobal

4. Modelo Estado Estable y Dinámico

13a. WAMS

8. Reducción congestión del sistema

FisicaComunicaci

onesInterfaz Sistema Modelo Análisis Inteligencia

112

En la figura 6.13 se presenta el Mapa de Referencia de Redes Inteligentes,

construido, particularmente de los resultados de los ejercicios con las matrices de

pertinencia y priorización.

Figura 6.13: Mapa de Ruta de referencia Redes Inteligentes Ecuador [64]

Las áreas de interés principales se determinan de acuerdo con la estructura propia

del negocio y su funcionamiento. Estas áreas tienen elementos que facilitan la

organización de las propuestas.

113

Figura 6.14: Áreas de enfoque Mapa de Ruta de referencia [64]

De acuerdo con las escenarios y proyecciones del país, se determinaron las fases

de desarrollo del proyecto, que van desde el año 2013 hasta el año 2027.

Los periodos de tiempo definidos son:

Fase 1: 2013-2017

Fase 2: 2018-2022

Fase 1: 2023-2030

Por lo tanto, la organización de los elementos para cada una de estas fases y las

áreas de enfoque respectivas, se presentan en la figura 6.15.

El Mapa de ruta RIE muestra un balance entre elementos que apuntan al

desarrollo de las redes inteligentes, que abarcan desde la capa física hasta las

capas de análisis e inteligencia, considerando un periodo 2013-2030.

Con base en el trabajo conjunto con un grupo amplio de actores que incluya al

regulador, se podrá buscar el balance adecuado, para que las inversiones puedan

incorporar paulatinamente nuevas tecnologías en función de su madurez, costo y

los beneficios esperados.

114

Figura 6.15: Elementos en fases de desarrollo [64]

115

CAPITULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1 CONCLUSIONES

· El incremento de 19,32% de la eficiencia global del sistema para el año

2020, dependerá de la planificación y ejecución oportuna del plan de

expansión de generación y el reforzamiento del sistema de transmisión y

distribución.

· El estudio de la eficiencia energética del sistema eléctrico ecuatoriano es un

indicador que permite determinar el área de concentración de mayores

pérdidas y con ello establecer patrones de uso más racionales y mejores

tecnologías de conversión energéticas, que posteriormente se traducen en

ventajas técnicas y ambientales.

· Las elevadas eficiencias de las centrales térmicas permiten establecer una

economía en el combustible utilizado para generar un kWh, además

implican un menor impacto ambiental debido a las menores emisiones de

CO2 por kWh producido.

· Al ser el gas natural y residuo de producción nacional permiten la

disminución del precio de la producción del kWh, y sí adicionalmente se

cuenta con la implementación de nuevas centrales de alta eficiencia como

la centrales a gas ciclo combinado y las centrales con motores de

combustión interna de alta eficiencia se logrará disminuir aún más este

costo y el consumo de combustibles fósiles.

· La generación con diesel utilizando cualquier tipo de tecnología representa

la generación más cara para el país, al ser el diesel un combustible de

importación y al poseer un poder calorífico inferior al de los otros

combustibles, hace que su precio unitario por kWh se duplique frente a la

116

generación con residuo y gas natural, y eso considerando al precio

subsidiado al que lo vende el Estado. Si se considera el precio real al que

se importa el diesel que es de 3,32 dólares, el valor de la producción del

kWh se triplica.

· La optimización de los recursos de generación y la reducción de pérdidas

de transmisión y distribución permiten una operación eficiente del sistema.

Al existir factores restrictivos en la las líneas de transmisión que limitan la

cantidad de energía transmisible obligan al operador a buscar fuentes de

generación alternativas, más caras o menos eficientes para poder satisfacer

la demanda.

· Las pérdidas totales de transmisión y distribución representa 3,89% en la

etapa de transmisión y de 15,22% en la etapa de distribución, º mediante la

implementación de tecnologías inteligentes se espera una disminución de

1,63% y 7,10% respectivamente. La electrónica de potencia en las líneas

de transmisión y la implementación de AMI dan un aporte importante en la

disminución de estas pérdidas. Un sistema de transmisión y distribución

inadecuado obstaculiza la eficiencia energética, al no disponer de la

suficiente de capacidad de transmisión y distribución convierte a la

operación del sistema ineficiente.

· Ecuador posee un gran potencial de recursos hídricos, que pueden ser

aprovechados para sistemas de generación distribuida, el reducir las

pérdidas generadas al transportar energía a grandes distancia es uno de

los incentivos de la adopción de GD, además de aprovechar los recursos

energéticos renovables disponibles en el país.

· La generación hidroeléctrica convencional define la disponibilidad del

recurso de energía limpia para el Ecuador con una disminución importante

de la emisión de gases debidas a la generación térmica.

117

· El manejo administrativo-financiero anacrónico del sistema de distribución y

la falta de seguimiento del mismo, se demuestra con las altas pérdidas

económicas, poca confiabilidad en el suministro, bajos voltajes, sobre

dimensionamiento y sobrecargas en transformadores y líneas, para lo cual

es necesaria la rehabilitación, ampliación y modificación de las redes de

distribución con planificación técnico-económica, la creación de centros de

control que permitan observabilidad y coordinación de protecciones de la

red de distribución.

· Tanto las obras de infraestructura como las iniciativas de mejora

significativa detectadas permitirán un servicio público de electricidad de las

mejores características en beneficio de la sociedad ecuatoriana.

· En el transporte eléctrico se ve la oportunidad de poder penetrar con

energía limpia un sector contaminante como es tanto el transporte eléctrico

individual como el masivo (ref. proyecto metro de Quito, tranvía de Cuenca).

· Uno de los elementos transversales a todas las iniciativas de las redes

inteligentes, es la infraestructura de comunicaciones, por esto es necesario

actualizar la infraestructura disponible y completar con nuevas tecnologías

la parte de la red eléctrica que en este momento no cuenta con este

soporte. Se debe realizar un plan de migración de las subestaciones

existentes hacia el estándar IEC61850, en base un análisis costo-beneficio,

para dotarlas de las capas de INTERFACE, COMUNICACIONES y

SISTEMA a nivel local y de esta forma mejorar tanto su operación como su

gestión de activos. Las nuevas subestaciones deben estandarizarse en el

concepto denominado subestaciones avanzadas que también incorporen el

protocolo IEC61850.

118

7.2. RECOMENDACIONES

· Es necesario la creación de indicadores de eficiencia energética que nos

permitan evaluar el estado de desarrollo de cada una de las etapas que

intervienen en la producción de la electricidad y que nos sirvan para

determinar el uso de las tecnologías.

· El Plan Maestro de Electrificación contempla proyectos de generación

distribuida a nivel de empresas públicas y privadas, es recomendable

también emprender planes de generación a nivel de usuarios que

dependerán prácticamente de sus requerimientos ya sea como generación

carga-punta disminuyendo así la demanda del consumidor en horas pico

donde el costo de la generación del kWh es más caro, como generación

carga base pudiendo el usuario vender o comprar energía y siendo usada

por la red como respaldo y mantenimiento y como generación aislada o

remota para generar energía en modo de autoabastecimiento debido al

difícil acceso a la red.

· Es necesario la creación de regulaciones que permitan la interconexión de

GD a nivel de usuarios, convirtiendo al usuario en parte activa de la red y

obligándole a ser más consiente sobre su forma de consumo.

· La implementación de generación distribuida requiere de investigaciones

acerca de modelos de planificación óptima debido a la variabilidad e

incertidumbre de las energías renovables.

· El Sistema de Distribución debe ser confiable y redundante, para lo cual se

requiere que entes reguladores como CONELEC realicen seguimiento y

control de la inversión que se hace en las empresas de distribución y en su

planificación estratégica técnico-económica.

119

· Para la gestión de activos, actuales y futuros, es necesario desarrollar

personas, sistemas y herramientas de tal forma que estos activos del

Sector Eléctrico sean gestionados de la mejor manera, en los diversos

ámbitos de la cadena de suministro eléctrico, para alcanzar las metas

planteadas en los diferentes casos de estudio.

· Para un resultado positivo de la introducción de las smart grids en la etapa

de distribución, se requiere una solución previa de los problemas que

actualmente presentan las empresas de distribución. Solamente un

funcionamiento adecuado de los sistemas de distribución permitirá una

incorporación más eficiente de GD y tecnología de smart grids.

120

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pdf&images=yes

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Señora de Fátima, Cipolletti, Río Negro.

128

ANEXOS

ANEXO No. 1: TABLAS

Tabla 3.1: Eficiencias típicas de centrales termoeléctricas [37]

Tipo de Central Combustible Eficiencia (%) Eficiencias Prácticas (%)

Motores de Combustión Interna

Fuel Oil 35 38

Motores de Combustión Interna

Diesel 30 35

Turbinas a gas Diesel 40 30

Turbinas a gas Gas Natural 45 35

Turbinas a vapor Fuel Oil 45 38

Turbinas a vapor Diesel 40 38

Turbinas a vapor Carbón Mineral 40 38

Turbinas Ciclo combinado Gas Natural 55 51

Tabla 3.2: Descripción de las vertientes y ubicación de las principales Centrales Hidroeléctricas

[38]

Proyecto Unidad de Negocio

Vertiente Cuenca Río Provincia Tipo de Central

Paute Hidropaute Amazónica Santiago Paute Azuay Embalse

Mazar Hidropaute Amazonas Santiago Mazar Azuay-Cañar Embalse

Agoyán Hidroagoyán Amazónica Pastaza Pastaza Tungurahua Pasada

San Francisco Hidroagoyán Amazónica Pastaza Pastaza Tungurahua Pasada

Marcel Laniado Hidronación Pacífico Guayas Daule-Peripa Guayas Embalse

Pucará Hidroagoyán Amazónica Pastaza Pastaza Tungurahua Embalse

129

Tabla 3.3: Características Técnicas de las principales Centrales Hidroeléctricas [38]

Proyecto Capacidad Nominal

[MW]

Número de

Unidades

Tipo de Turbina

Caída bruta [m]

Caída neta [m]

Caudal de

Diseño [m³/s]

Caudal Medio [m³/s]

Caudal 90%[m³/s]

Caudal Máx. Turbinable

[m³/s]

Paute(AB) 500 5 Pelton - 657 100 118 50 190

Paute(C) 575 5 Pelton - 650 105 118 50 190

Mazar 160 2 Francis 156,5 149 140 82,82 38 141,1

Agoyán 160 2 Francis - 149 116 121,1 60 120

San Francisco 230 2 Francis

- 213,4 116 121,1 60 116

Marcel Laniado 213 3 Francis

68,5 64,68 173,7 59,4 406,29

Pucará 73 2 Pelton - 444 18,6 7,3 4,4 20,69

Tabla 3.4: Tabla de equivalencias 1[37]

Tabla 3.5: Tabla de equivalencias 2 [37]

21 El barril equivalente de petróleo (BEP) es una unidad de energía equivalente a la energía liberada durante la quema de un barril aproximadamente (42 galones estadounidenses o 158,9873 litros) de petróleo crudo. 22 La tonelada equivalente de petróleo (tep, en inglés toe) es una unidad de energía. Su valor equivale a la energía que rinde una tonelada de petróleo.

1 BEP21 = 0,13878 TEP 1 TEP22 =7,205649 BEP 1TEP = 107 kcal 103 TEP = 6 Tjoul 103 TEP =1,3878 Tcal

1 bbl

= 42 galones americanos = 0,1588 metro cúbicos = 5.614583 pies cúbicos

130

Tabla 3.6: Densidad de referencia ton/m3[37]

Gas licuado 0,55

Gasolina 0,75

Kerosene 0,82

Diesel Oil 0,88

Fuel Oil 0,94

Tabla 3.7: Tabla de equivalencias 3 [37]

Tabla 3.8: Equivalencia en BEP de algunas unidades físicas [37]

Energético De A Multiplicar por:

Petróleo kbbls kbep 1,0015

Gas Natural 10^6 m3 kbep 5,9806

Gas Licuado de Petróleo kbbls kbep 0,6701

Gasolina Especial kbbls kbep 0,8934

Gasolina Premium kbbls kbep 0,8934

Gasolina de Aviación kbbls kbep 0,8934

Gasolina Blanca kbbls kbep 0,8934

Nafta kbbls kbep 0,8934

Jet Fuel kbbls kbep 0,9583

Diesel Oil kbbls kbep 1,0015

Kerosene kbbls kbep 0,9583

Fuel Oil kbbls kbep 1,0304

Crudo Reducido kbbls kbep 1,0015

Crudo Reconstituido kbbls kbep 1,0015

Aceites kbbls kbep 1,0015

Grasas kbbls kbep 1,0015

Parafinas kbbls kbep 1,0015

Asfalto kbbls kbep 1,0015

Gas de Refinería kbbls kbep 1,2602

Electricidad (Termo e Hidro) kWh bep 0,0006196

Leña ton bep 2,3417

bagazo ton bep 1,3114

1 metro cúbico =

35,3147 pies cúbicos 264,172 galones americanos 6,2898 barriles

131

Tab

la 3

.9:

Pro

duc

ció

n T

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ica N

eta e

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Wh p

or

Centr

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ener

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[40]

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0

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12

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,97

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,72

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176

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L

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4 1

,73

1,5

2 1

,58

3,9

8 2

,60

4,2

0 4

,24

2,4

8 3

0,6

4

C. T

. CA

TAM

AYO

1

,35

1,0

1

1,7

7 0

,52

0,4

9 0

,30

0,3

2 3

,24

1,1

3 1

,81

1,5

0 0

,47

13

,91

SUB

TOTA

L

49

,77

RES

IDU

O

C

ENTR

AL

ENER

O

FEB

RER

O

MA

RZO

A

BR

IL

MA

YO

JUN

IO

JULI

O

AG

OST

O

SEP

TIEM

BR

E O

CTU

BR

E N

OV

IEM

BR

E D

ICIE

MB

RE

TOTA

L

C. T

. LA

FAR

GE

0

,00

3

0,0

02

0

,02

2

0,0

00

0

,01

4 0

,02

3 0

,00

8 0

,02

4

0,0

36

0

,10

6

0,0

24

0

,12

0

0,3

82

C

. T. L

A P

RO

PIC

IA

(U1

Y U

2)

1,0

4 0

,70

0

,00

0,0

0 0

,00

0,0

0 0

,00

0,8

4 0

,45

0,5

6 1

,00

0,5

2 5

,11

C. T

. EL

DES

CA

NSO

4

,06

3,9

0

4,2

1 6

,71

6,2

3 4

,99

3,9

1 8

,96

6,1

6 7

,59

7,9

0 6

,51

71

,13

SUB

TOTA

L

76

,62

TOTA

L EN

ERG

ÍA G

ENER

AD

A

1

26,3

9

133

Tab

la 3

.11:

Pro

ducc

ión

Térm

ica N

eta e

n G

Wh p

or

Centr

al d

e G

ener

aci

ón

-Turb

o V

ap

or-

GD

[40]

TURBO VAPOR

FUEL

-OIL

C

EN

TR

AL

EN

ER

O

FE

BR

ER

O

MA

RZ

O

AB

RIL

M

AY

O

JUN

IO

JULIO

A

GO

ST

O

SE

PT

IEM

BR

E

OC

TU

BR

E

NO

VIE

MB

RE

D

ICIE

MB

RE

T

OT

AL

C.T

. AN

ÍBA

L SA

NTO

S FO

IL

19

,10

1

3,0

6

14

,40

1

3,8

2

14

,51

8

,93

0

,00

17

,44

2

1,9

3

22

,67

2

2,6

2

22

,13

1

90,6

2

TOTA

L EN

ERG

ÍA G

ENER

AD

A

1

90,6

2

T

abla

3.1

2: P

rodu

cció

n T

érm

ica N

eta e

n G

Wh p

or

Centr

al d

e G

ener

aci

ón

-Turb

o G

as

[40]

TURBO GAS

DIE

SEL

= D

C

EN

TR

AL

EN

ER

O

FE

BR

ER

O

MA

RZ

O

AB

RIL

M

AY

O

JUN

IO

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A

GO

ST

O

SE

PT

IEM

BR

E

OC

TU

BR

E

NO

VIE

MB

RE

D

ICIE

MB

RE

T

OT

AL

C.T

. ELE

CTR

OQ

UIL

2 Y

3

18

,37

1

1,4

1

25

,76

9

,79

1

4,7

2

9,3

1

5,6

7

39

,13

1

4,4

8

34

,85

2

7,6

8

10

,57

2

21

,74

C. T

. EN

RIQ

UE

GA

RC

ÍA

12

,01

4

0,9

4

54

,62

1

7,7

6

7,2

9

0,0

0

0,0

7

0,1

0

0,0

0

22

,11

3

1,7

2

17

,37

2

04

,00

C. T

. GO

NZA

LO Z

EVA

LLO

S D

IESE

L (T

G4

) 0

,00

0

,00

0

,45

0

,03

0

,05

0

,00

0

,01

0

,18

0

,00

0

,31

0

,10

0

,00

1

,13

C. T

. PA

SCU

ALE

S 2

3

6,7

0

30

,02

4

5,1

8

26

,55

2

2,0

1

4,2

1

2,3

9

36

,73

2

9,3

3

7,7

0

9,1

0

6,7

7

25

6,6

9

C. T

. SA

NTA

RO

SA

0,5

0

0,4

3

0,1

8

0,2

0

0,1

7

0,0

0

0,0

7

0,5

8

0,6

4

1,0

2

0,9

8

0,4

3

5,2

0

SUB

TOTA

L

688

,75

GA

S N

ATU

RA

L=G

N

CE

NT

RA

L

EN

ER

O

FE

BR

ER

O

MA

RZ

O

AB

RIL

M

AY

O

JUN

IO

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A

GO

ST

O

SE

PT

IEM

BR

E

OC

TU

BR

E

NO

VIE

MB

RE

D

ICIE

MB

RE

T

OT

AL

C. T

. MA

CH

ALA

PO

WER

8

7,4

5

77

,07

9

3,0

1

75

,92

5

9,1

4

56

,37

2

6,5

8

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

47

5,5

5

C. T

. MA

CH

ALA

GA

S 0

,00

0

,00

0

,00

0

,00

0

,00

0

,00

0

,00

4

3,7

2

36

,63

3

8,8

7

42

,65

6

5,5

1

22

7,3

8

SUB

TOTA

L

7

02

,93

TOTA

L EN

ERG

ÍA G

ENER

AD

A

1

39

1,6

8

134

Tab

la 3

.13:

Pro

ducc

ión

Térm

ica N

eta e

n G

Wh p

or

Centr

al d

e G

ener

aci

ón

-MC

I [4

0]

MCI

DIE

SE

L

C

ENTR

AL

ENER

O

FEB

RER

O

MA

RZO

A

BR

IL

MA

YO

JUN

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O

AG

OST

O

SEP

TIEM

BR

E O

CTU

BR

E N

OV

IEM

BR

E D

ICIE

MB

RE

TOTA

L

C. T

. V

ICTO

RIA

II

DIE

SEL

0,0

0

0,0

0

3,6

1

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

24

,14

0

,00

2

1,4

4

16

,09

5

,61

7

0,9

0

C. T

. QU

EVED

O

7,0

9

3,3

3

7,4

6

1,5

3

1,4

8

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

20

,88

C. T

. SA

NTA

ELE

NA

1

8,7

2

11

,91

1

0,4

8

3,5

8

2,7

9

0,8

0

0,9

5

14

,92

5

,45

1

2,0

1

11

,49

2

,95

9

6,0

6

SUB

TOTA

L

1

87,8

4

RES

IDU

O

CEN

TRA

L EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

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LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. T

. GEN

ERO

CA

1

5,1

8

12

,94

1

7,7

3

11

,28

1

0,1

9

8,7

1

7,6

6

14

,57

9

,65

9

,67

1

0,4

7

7,3

4

13

5,3

8

C. T

. TE

RM

OG

UA

YAS

53

,27

4

7,7

1

59

,96

4

5,2

5

35

,45

2

4,5

2

18

,81

4

7,1

7

46

,91

5

2,8

2

63

,68

4

5,4

3

54

0,9

7

C. T

. GU

AN

GO

PO

LO

9,0

6

8,4

4

10

,85

6

,90

2

,89

1

,50

2

,52

8

,44

5

,51

7

,87

9

,64

5

,23

7

8,8

4

C. T

. GU

ALB

ERTO

H

ERN

ÁN

DEZ

1

7,3

8

14

,61

1

5,0

3

12

,17

9

,85

9

,60

7

,37

1

5,1

4

13

,16

8

,26

1

5,2

7

12

,50

1

50

,33

C. T

. QU

EVED

O 2

0

,00

0

,00

1

4,5

4

25

,60

1

0,1

8

43

,00

3

5,4

6

54

,48

5

1,3

2

43

,32

5

6,9

5

51

,34

3

86

,19

SUB

TOTA

L

1

291

,72

NA

FTA

CEN

TRA

L EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. T

. V

ICTO

RIA

II

NA

FTA

2

5,4

8

52

,72

3

9,0

2

21

,72

1

4,1

0

0,0

0

0,2

2

4,1

9

0,0

0

0,0

0

0,0

0

0,0

0

15

7,4

4

SUB

TOTA

L

1

57,4

4

FUEL

-OIL

CEN

TRA

L EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. T

. SA

NTA

ELE

NA

2

0,0

0

2,3

3

44

,65

3

5,7

3

32

,97

2

7,3

0

19

,56

4

0,8

1

38

,71

4

0,3

2

46

,83

3

6,2

6

36

5,4

6

SUB

TOTA

L

365

,46

200

2,2

4

135

Tab

la 3

.14:

Pro

ducc

ión

Térm

ica N

eta e

n G

Wh p

or

Centr

al d

e G

ener

aci

ón

-Turb

o V

ap

or

[40

]

TURBO VAPOR

RES

IDU

O

U

NID

AD

EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. T

. ESM

ERA

LDA

S 8

3,6

1

67

,95

8

5,6

5

78

,82

6

1,0

2

79

,95

7

1,6

2

0,0

0 0

,00

58

,39

8

0,0

3

52

,67

7

19,7

1

SUB

TOTA

L

719

,71

FUEL

-OIL

U

NID

AD

EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. T

. GO

NZA

LO

ZEV

ALL

OS

FOIL

1

00,6

1

86

,25

9

6,9

6

70

,90

3

6,0

3

30

,61

3

6,0

2

42

,44

6

9,0

6

86

,62

8

7,1

1

82

,43

8

25,0

6

C. T

. TR

INIT

AR

IA

17

,38

0

,00

0,0

0 3

5,9

1

64

,63

6

8,4

7

58

,97

7

2,6

9

36

,19

6

3,2

8

62

,06

3

7,4

5

517

,03

SUB

TOTA

L

134

2,0

9

TOTA

L EN

ERG

ÍA G

ENER

AD

A

2

061

,80

136

Tab

la 3

.15:

Pro

ducc

ión

Hid

rául

ica e

n G

Wh p

or

Centr

al d

e G

ener

aci

ón

-Em

bal

se [

40]

EMBALSE

CEN

TRA

L EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. H

. MA

ZAR

6

6,0

6

62

,77

5

1,6

2

54

,89

9

2,9

5

10

2,2

6

97

,85

7

1,8

3

83

,48

6

4,8

7

50

,05

9

8,4

8

89

7,1

0

C. H

. PA

UTE

3

79

,13

3

81

,86

3

26

,79

5

25

,56

6

51

,71

6

14

,71

6

62

,52

4

63

,61

5

23

,59

4

11

,49

3

34

,80

5

64

,58

5

84

0,3

4

C. H

. MA

RC

EL

LAN

IAD

O D

E W

IND

1

11

,90

1

12

,59

5

3,3

7

46

,84

4

7,0

4

35

,93

2

1,8

3

25

,14

3

6,1

5

37

,11

5

3,1

3

66

,81

6

47

,83

C. H

. PU

CA

RÁ

2

9,0

9

18

,96

2

3,0

1

11

,53

1

,69

8

,07

2

6,0

5

19

,51

1

1,3

1

0,0

0

0,0

0

0,0

0

14

9,2

2

TOTA

L EN

ERG

ÍA G

ENER

AD

A

7

53

4,4

9

Tab

la 3

.16:

Pro

ducc

ión

Hid

rául

ica e

n G

Wh p

or

Centr

al d

e G

ener

aci

ón

-Pasa

da [

40

]

PASADA

CEN

TRA

L EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

E TO

TAL

C. H

. AG

OYÁ

N

66

,43

7

9,5

0

62

,27

8

8,1

9

92

,09

8

7,7

1

104

,99

9

0,2

6

95

,94

6

8,0

6

43

,88

5

4,6

9

934

,01

C. H

. SA

N F

RA

NC

ISC

O

0,0

0 0

,00

0,0

0 5

4,0

6

91

,59

1

21,7

4

136

,85

1

25,3

1

134

,67

9

9,5

5

62

,73

7

6,7

4

903

,23

TOTA

L EN

ERG

ÍA G

ENER

AD

A

183

7,2

5

137

Tab

la 3

.17:

Ca

ud

ale

s tu

rbin

ados

en

m3/s

po

r la

s C

en

trale

s H

idro

elé

ctric

as-

Em

bal

se [

41]

EMBALSE

CEN

TRA

L EN

ERO

FE

BR

ERO

M

AR

ZO

AB

RIL

M

AYO

JU

NIO

JU

LIO

A

GO

STO

SE

PTI

EMB

RE

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

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16 m

3 /s.

138

Tabla 3.28: Eficiencia promedio anual de Transmisión

EFICIENCIA DEL SNT

PERIODO PERDIDAS DE TRANSMISIÓN [ %] EFICIENCIA [%]

ENE 3,14 96,86 FEB 3,33 96,67

MAR 2,73 97,27 ABR 3,75 96,25 MAY 4,53 95,47 JUN 4,57 95,43 JUL 4,94 95,06

AGO 4,29 95,71 SEP 4,34 95,66 OCT 3,79 96,21 NOV 3,19 96,81 DIC 4,08 95,92

PROMEDIO TOTAL ANUAL 3,89 96,11

139

Tabla 3.29: Eficiencia promedio anual de Distribución [39][42]

DEMANDA DE ENERGÍA ANUAL DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN GWH

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

ENERGIA DISPONIBLE GWh

PERDIDAS TÉCNICAS GWh

[1]

PERDIDAS NO TÉCNICAS GWh [2]

PERDIDAS TOTALES DEL SISTEMA[3]


[1]


[3]

EE. AMBATO 500,54 - - 39,3231692 - 0,92

EE. AZOGUES ** 97,2 - - 4,74336 - 0,95

CNEL. REGIONAL BOLÍVAR 67,86 8,65412 -0,08362 8,5705 0,87 0,87

EE. PROVINCIAL COTOPAXI ** 366,85 - - 21,2773 - 0,94

CNEL. REGIONAL ESMERALDAS 449,62 56,29663 58,69224 114,98887 0,87 0,74

CNEL. REGIONAL LOS RÍOS 342,97 42,35114 64,81602 107,16716 0,88 0,69

CNEL. REGIONAL MANABÍ 1389,8 174,14892 233,47573 407,62465 0,87 0,71

CNEL. REGIONAL MILAGRO 599,44 48,75825 89,05814 137,81639 0,92 0,77

EE. .QUITO 3648,49 - - 258 - 0,93

E.E REGIONAL CENTRO SUR* 836,69 - - 56,4 1,00 0,93

E.E REGIONAL SUR 270,1 - - 28,511921 1,00 0,89

CNEL REGIONAL EL ORO 748,26 70,56145 66,41298 136,97443 0,91 0,82

E.E. RIOBAMBA** 280,69 - - 32,27935 - 0,89

CNEL REGIONAL SANTA ELENA 448,3 44,80358 31,47668 76,28026 0,90 0,83

CNEL REGIONAL SANTO DOMINGO 421,01 40,3103 6,10535 46,41565 0,90 0,89

E.E PUBLICA DE GUAYAQUIL, EP** 4791,78 - - 671,328,378 1,00 0,86

CNEL REGIONAL GUAYAS-LOS RIOS 1508,37 182,43846 148,23658 330,67504 0,88 0,78

E.E. REGIONAL NORTE* 507,14 51,21 - 0,90

CNEL REGIONAL SUCUMBIOS 165,77 28,36948 18,809 47,17848 0,83 0,72

EFICIENCIA PROMEDIO 0,84

140

Tabla 4.3: Evolución y previsión del consumo de energía eléctrica por sectores [48]

AÑO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL

ALUMBRADO PÚBLICO Y OTROS

TOTAL

GWh % de TOTAL GWh % de TOTAL GWh % de TOTAL GWh % de TOTAL GWh

HIS

TÓR

ICO

2001 2897 35,6 1412 17,4 2399 29,5 1421 17,5 8129

2002 3093 36,1 1566 18,3 2423 28,3 1476 17,2 8558

2003 3248 36,2 1659 18,5 2562 28,5 1511 16,8 8980

2004 3516 36,7 1807 18,9 2743 28,7 1506 15,7 9572

2005 3677 36,1 1947 19,1 2958 29,1 1593 15,7 10175

2006 3885 35,3 2116 19,2 3296 30,0 1698 15,4 10995

2007 4103 34,9 2231 19,0 3617 30,8 1793 15,3 11744

2008 4372 34,9 2429 19,4 3880 31,0 1834 14,7 12515

2009 4667 35,3 2581 19,5 3994 30,2 1979 15,0 13221

2010 5101 36,3 2663 19,0 4416 31,4 1867 13,3 14047

2011 5325 35,1 2941 19,4 4774 31,5 2134 14,1 15174

PR

ON

ÓST

ICO

2012 5497 33,8 3107 19,1 5045 31,0 2618 16,1 16267

2013 5827 33,1 3310 18,8 5716 32,4 2764 15,7 17617

2014 6298 32,0 3557 18,1 6890 35,0 2915 14,8 19660

2015 6765 31,6 4006 18,7 7556 35,3 3072 14,4 21399

2016 7268 29,1 4239 17,0 10241 41,0 3227 12,9 24975

2017 7988 29,3 4488 16,4 11414 41,8 3403 12,5 27293

2018 8703 30,2 4744 16,5 11777 40,9 3586 12,4 28810

2019 9331 30,8 5003 16,5 12171 40,2 3785 12,5 30290

2020 9895 31,2 5260 16,6 12560 39,6 3982 12,6 31697

2021 10344 31,3 5527 16,7 12958 39,2 4187 12,7 33016

CREC 2001-2011 6,3 -0,2 7,6 1,1 7,1 0,6 4,2 -2,2 6,4

CREC 2011-2021 6,9 -1,1 6,5 -1,5 10,5 2,2 7,0 -1,0 8,1

141

Tabla 4.4: Previsión de la Demanda Anual de Energía Eléctrica en Bornes de Generación del SNI[48]

AÑO

DEMANDA DE ENERGÍA (GWh) TASA DE CRECIMIENTO (%)

CRECIMIENTO Histórico

CRECIMIENTO Histórico

Menor Medio Mayor Menor Medio Mayor

2001 10859 6,0 2002

11541

6,3

2003

12115

5,0 2004

12960

7,0

2005

13769

6,2 2006

14692

6,7

2007

15457

5,2 2008

16318

5,6

2009

16877

3,4 2010

17594

4,2

2011

18645

6,0

2012 19329 19663 20052

3,7 5,5 7,5 2013 20538 21056 21617

6,3 7,1 7,8

2014 22388 23133 23925

9,0 9,9 10,7 2015 23997 24965 25997

7,2 7,9 8,7

2016 27623 28930 30328

15,1 15,9 16,7 2017 29821 31422 33138

8,0 8,6 9,3

2018 31130 32989 34985

4,4 5,0 5,6 2019 32383 34516 36808

4,0 4,6 5,2

2020 33522 35958 38579

3,5 4,2 4,8 2021 34539 37299 40270

3,0 3,7 4,4

CREC 2001-2011

CREC 2011-2021 6,4 7,2 8,0 5,6

142

Tabla 4.5: Evolución y Previsión del Consumo Total (GWh) del SNI [48]

AÑO

CONSUMO ELÉCTRICO RECUPERACIÓN DEL CONSUMO CONSUMO ELÉCTRICO CON

RECUPERACIÓN Histórico CRECIMIENTO

MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR MENOR MEDIO MAYOR

2001 8129

La recuperación del consumo constituye la facturación de la

energía que consta como pérdidas no técnicas, como resultado de la

gestión de las pérdidas no técnicas, como resultado de la gestión de

control de pérdidas de las distribuidoras. Línea base 2011

2002 8559

2003 8980

2004 9572

2005 10174

2006 10996

2007 11744

2008 12516

2009 13241

2010 14047

2011 15174 15174 15174 15174 15174 15174 15174

2012 15592 15908 16175 353 360 366 15945 16268 16541 2013 16584 17051 17456 550 566 579 17134 17617 18035 2014 18097 18751 19340 878 910 938 18975 19661 20278

2015 19419 20254 21037 1097 1144 1189 20516 21398 22226 2016 22376 23494 24568 1410 1481 1548 23786 24975 26116 2017 24183 25542 26872 1657 1751 1842 25840 27293 28714 2018 25270 26842 28400 1853 1968 2082 27123 28810 30482 2019 26316 28111 29911 2040 2180 2319 28356 30291 32230

2020 27270 29313 31383 2217 2383 2552 29487 31696 33935 2021 28126 30435 32793 2385 2581 2780 30511 33016 35573

CREC.2011-2021 6,4 7,2 8,0 23,6 24,5 25,3 7,2 8,1 8,9

143

Tabla 4.6: Proyección de la Demanda Anual de Energía (GWh)- A Nivel de Barras de S/E de Entregas [48]

DISTRIBUIDORA 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

EE. AMBATO 497 523 550 577 605 634 668 703 740 778 817

EE. AZOGUES 95 97 99 116 133 135 137 140 142 145 148

CNEL. REGIONAL BOLÍVAR 67 69 72 75 79 82 86 90 94 98 103

EE. PROVINCIAL COTOPAXI 459 478 548 601 626 647 670 690 716 741 767

CNEL. REGIONAL ESMERALDAS 450 469 494 535 610 660 728 797 830 864 916

CNEL. REGIONAL LOS RÍOS 338 354 373 392 411 431 455 479 505 531 559

CNEL. REGIONAL MANABÍ 1466 1539 1786 2346 2596 4660 4808 4927 5053 5185 5324

CNEL. REGIONAL MILAGRO 606 637 672 708 745 784 828 874 922 972 1024

EE. QUITO 3809 3974 4148 4320 4699 4874 5145 5438 5732 6038 6292

EE. REGIONAL CENTRO SUR 829 871 954 1251 1307 1369 1469 1571 1637 1715 1777

EE. REGIONAL SUR 264 294 465 730 1031 1042 1213 1275 1339 1388 1407

CNEL. REGIONAL EL ORO 749 789 831 889 947 1.016 1114 1215 1329 1395 1457

EE. RIOBAMBA 282 292 303 313 323 333 346 360 373 388 403

CNEL. REGIONAL SANTA ELENA 440 457 481 506 530 556 582 609 636 665 694

CNEL. REGIONAL SANTO DOMINGO 432 452 474 512 550 597 648 678 709 741 775

EE. PUBLICA DE GUAYAQUIL, EP 4759 5104 5356 5567 5821 6020 6323 6681 7033 7324 7623

CNEL. REGIONAL GUAYAS-LOS RÍOS 1428 1512 1596 1675 1758 1836 1944 2058 2177 2302 2433

EE. REGIONAL NORTE 489 513 541 584 651 703 780 859 940 1022 1061

CNEL. REGIONAL SUCUMBÍOS 212 232 254 292 330 1174 2009 2034 2060 2086 2114

ENERGÍA EN BARRAS DE S/E

ENTREGAS DEL SNI 17671 18656 19997 21989 23752 27553 29953 31478 32967 34378 35694

144

Tabla 4.8: Características de los Proyectos Hidroeléctricos 2012-2018[38][48]

AÑO Proyecto Capacidad Nominal

[MW]

Número de

Unidades

Tipo de Turbina

Caída bruta [m]

Caída neta [m]

Caudal de

Diseño [m³/s]

Caudal Medio [m³/s]

Caudal 90%[m³/s]

ENERGÍA MEDIA

[GWh/año]

2012

Ocaña 26 2 Pelton 384,13 373 8,2 19,4 10,8 203

Buenos Aires 1 1 Francis 56,5 48,02 2,6 - 1,26 7

Baba 42 2 Kaplan 27,5 26,95 234 111 10,8 161

2013 Isimanchi 2,25 - - 273,1 264,907 22 - - 17

San José de Tambo 8 2 Francis 130 3,11 6,5 - 50

Topo 22,8 2 Francis 130 129 20 40 17,5 164

2014

Angamarca de Sinde 33 2 Francis 299,3 214,66 16 11,18 7,22 194

San José de Minas 6,4 1 Francis 130 6 6 5,48 37

Dudas 7,4 1 Francis 272 269 3 2,75 2,2 41,35

Alazán 6,23 1 Francis 200,8 199 3,4 3,48 2,78 39,05

San Antonio 7,19 1 Francis 216 215 4,07 4,07 3,26 44,87

Chorrillos 3,96 1 Pelton 870 863 0,42 0,42 0,16 21

Victoria 10 2 Pelton 448,06 435,54 2,74 3,27 1,28 64

La Merced de Jodanchi 18,7 2 Francis 115,8 112,3 28,3 19,52 16 121

Sigchos 17,4 2 Pelton 303 293,7 7 11,5 - 125

2015

Toachi-Pilatón (Pilaton-Sarapullo)

49 3 Francis

140 135

13,33 28,65 10

205

Toachi-Pilatón (Toachi-Alluquirin)

204 3 Francis

234 231

33,33 46,51 10

885

Paute-Sopladora 487 3 Francis 385,52 361,9 150 118 50 2770

Manduriacu 62 2 Kaplan 37 35,6 209,8 162 75,4 356

Santa Cruz 129 - - - - - - - 737

Delsi Tarisagua 116 2 Francis 490,57 480,8 23,83 44,6 19,54 904

Chontal 150 2 Francis 79 67,5 178 128,14 64 600

Baeza 50 3 Francis 238 219,25 25 38,07 27,83 343

Quijos 50 3 Francis 293,3 283,5 22 33,96 19 355

Pilalo 3 9,3 - - - - - - - 70

Apaqui 36 - - - - - - - 2347

Río Luis 15,5 - - - - - - - 83

Soldados de Yanunkay 27,8 - - - - - - - 190

2016

Minas- San Francisco 276 2 Pelton 521 474,51 65 48,37 13,64 1321

Coca Codo Sinclair 1500 8 Pelton 618,4 602,91 222,27 298,49 183,4 8743

Chespi 460 4 Pelton 653 610,55 80 49,82

2135

La Unión 87,3 - - - - - - - 411,1

Tigre 80 - - - - - - - 351

Tortugo 201 - - - - - - - 886

2017 Llurimagas 162 - - - - - - - 712

2018

Sabanilla 30 2 Pelton 368,85 354,03 10 12,2 5,2 201

Chiriapi 162 - - - - - - - 712

2019 Paute-Cardenillo 400 - - - - - - - 2300

145

Tabla 4.9: Ubicación de los Proyectos Hidroeléctricos 2012-2021[38][48]

Proyecto Unidad de Negocio Vertiente CUENCA Río Provincia Tipo de Central

Estado

Ocaña Elecaustro S.A. Pacífico Cañar Ocaña Cañar Pasada En operación

Buenos Aires Empresa Eléctrica

Norte S.A. - - -

Imbabura Pasada En operación

Baba Hidrolitoral EP Pacífico Guayas Baba

Pichincha/Los Ríos Embalse En

construcción

Isimanchi EERS S.A. Amazónica - -

Zamora Chinchipe En

construcción

San José de Tambo Hidrotambo S.A.

- - Chima Bolívar Pasada

En construcción

Topo Pemaf Cia. Ltda. Amazónica Pastaza Topo

Tungurahua Pasada En

construcción

San José de Minas San José de Minas S.A.

- -- Peralabí/Cubi Pichincha Pasada

En construcción

Mazar-Dudas Hidroazoguez CELEC-EP Amazónica Paute Mazar Dudas

Cañar Pasada En

construcción

Chorrillos Hidrozamora EP - Santiago Chorrillos

Zamora Chinchipe Pasada En

construcción

Victoria EEQSA - Napo Victoria

Napo/Sucumbíos Pasada En

construcción

Sigchos Triolo S.R.L. Pacífico

Esmeraldas

Toachi Cotopaxi Pasada

En construcción

Toachi-Pilatón Hidrotoapi EP.

Pacífico Esmeralda

s Pilatón-Toachi

Pichincha Pasada En

construcción

Paute-Sopladora CELEC EP- Hidropaute

Amazónica Paute Paute Azuay/Morona

Santiago Pasada En

construcción

Manduriacu CELEC EP- Emelnorte Pacífico

Esmeraldas

Guayllabamba Pichincha Embalse

En construcción

Delsi Tarisagua CELEC EP - Gensur

Amazónica Santiago Zamora Zamora Chinchipe Embalse

En construcción

Quijos CELEC EP- Emelnorte Amazónica Napo

Papallacta/Quijos Pichincha Pasada

En construcción

Minas- San Francisco CELEC EP -Enerjubones

Pacífico Jubones Jubones Azuay/El Oro/Loja Embalse

En construcción

Coca Codo Sinclair CocaSinclair EP

Amazónica Napo Coca Napo/Sucumbíos Embalse

En construcción

Sabanilla Hidrelgen S.A. - Santiago Sabanilla

Zamora/Loja Pasada En

construcción

Tabla 4.10: Proyectos Eólicos [48]

AÑO Proyecto Unidad de Negocio Capacidad Nominal [MW] Estado

2012 Villanaco CELEC-EP Gensur 16,5 En construcción

2017 Eólico I CELEC-EP Renovables 15

En estudios

Eólico II CELEC-EP Renovables 15 En estudios

146

Tabla 4.11: Características de los Proyectos Termoeléctricos 2012-2014 [48]

AÑO Proyecto Unidad de Negocio

Capacidad Nominal

[MW]

Número de

Unidades

Tipo de Tecnología

Tipo de Combustible

Energía media

[GWh/año] Estado

2012

Etapa 2: Jivino CELEC-EP 45 4 MCI Residuo 296 En operación

Etapa 2: Santa Elena 3

CELEC-EP 42 3 MCI Fuel Oil 4

276 En operación

Etapa 2: Jaramijó

CELEC-EP 149 18 MCI Residuo

979 En operación

2013

Cuba I Guangopolo


330 Contrato de construcción

Cuba II Quito Norte-Jama



Machala Gas 3a

CELEC-EP Termo Gas

Machala 70

- TGAS Gas Natural


2014

Macha Gas ciclo combinado

CELEC-EP Termo Gas

Machala 100

- TGAS Gas Natural


Esmeraldas II CELEC EP - Esmeraldas

96 1 MCI Residuo


Tabla 4.12: Proyectos Geotérmicos [48]

AÑO Proyecto Unidad de Negocio Capacidad

Nominal [MW] ENERGÍA MEDIA

[GWh/año] Estado

2017 Tufiño-Chiles CELEC-EP Renovables 50 394 En estudios

2019 Geotérmico I CELEC-EP Renovables 30 237 En estudios

147

Tabla 4.24: Sistemas de almacenamiento de energía

TECNOLOGÍA ESTADO COMERCIAL BANDA DE POTENCIA EFICIENCIA TIEMPO DE DESCARGA

VIDA ÚTIL (AÑOS)

APLICACIÓN

BOMBEO Disponible 100-4000 MW 70% Horas-Días 30

Hidráulica y electricidad en red con

muchas renovables

CAES(en reserva)24

Disponible 100-1000 MW 65% Horas-Días 30 Electricidad en red con

muchas renovables

CAES(en depósito) En desarrollo 50-100 MW 55% Horas-Días 30

BATERÍA PLOMO ÁCIDO

Disponible 1 kW- 40 MW 60-85% Minutos-

Horas 5- 10 Hidráulica,

fotovoltaica, eólica,

mareomotriz. BATERÍA NÍQUEL-

CADMIO Disponible 1 kW- 40 MW

Segundos-Horas

HIDRÓGENO(PILA DE COMBUSTIBLE)

Pruebas < 250 kW 34-40% Como se necesite

10- 20 Hidráulica, fotovoltaica,

eólica, mareomotriz. HIDRÓGENO(MOTOR) Demostración < 2 MW 29-33%

Como se necesite

10- 20

SMES25

Prototipos/Algunos

productos disponibles

10kW- 100 MW 95% Segundos-Minutos

30

Fotovoltaica y electricidad en red con

muchas renovables

SÚPER CONDENSADOR

Prototipos/Algunos productos

disponibles 10kW- 1MW 95% Segundos

10.000 ciclos

Fotovoltaica y electricidad en red con

muchas renovables

24 SMES.- Son bobinas superconductoras, que almacenan energía en forma de campo electromagnético. 25 CAES.- Almacenamiento de Energía por aire comprimido.

148

ANEXO No. 2: APLICACIONES EN EXCEL

MACRO 1: EFICIENCIA GENERACIÓN_T12

Esta macro permite obtener la eficiencia energética de las centrales térmicas, se

requiere únicamente como datos de entrada la energía producida por tipo de

central en kWh y el consumo de combustible expresados en galones (en el caso

del gas natural en pies cúbicos). Estos datos deben ser ingresados en la pestaña

EFICIENCIA_PT (eficiencia por tecnología).

La pestaña INGRESO contiene dos botones EFICIENCIA TT y GUARDAR. Una

vez ingresados los datos de energía y combustibles se de presionar este botón

EFICIENCIA TT y se calcula automáticamente la eficiencia energética tanto para

las centrales alejadas de la carga como para las centrales térmicas GD.

149

El botón guardar permite almacenar la información en una carpeta especifica del sistema, es necesario ingresar el año antes de guardarlo.

150

MACRO 2: EFICIENCIA GENERACIÓN_H

Esta macro permite obtener la eficiencia energética de las centrales

hidroeléctricas alejadas de la carga, se requiere como datos de entrada la energía

producida por tipo de central (embalse y pasada) en kWh y el volumen turbinado.

Estos datos deben ser ingresados en la pestaña EFICIENCIA DE GENERACIÓN.

Se debe llenar de acuerdo al orden establecido en la macro como se indica en la

figura siguiente, debido a que las celdas se encuentran asociadas a la altura neta

de cada central.

La pestaña INGRESO contiene dos botones EFICIENCIA_GH y GUARDAR. Una

vez ingresados los datos de energía y combustibles se de presionar este botón

EFICIENCIA_GH y se calcula automáticamente la eficiencia energética.

El botón guardar permite almacenar la información en una carpeta especifica del sistema, es necesario ingresar el año antes de guardarlo.

151

MACRO 3: MCEE

La macro MCEE contiene las pestañas EFICIENCIA GLOBAL, D&T y

GENERACIÓN. Para el caso en el que se requiera calcular la eficiencia actual del

Sistema Eléctrico se necesitan llenar los datos de balance de energía en

transmisión y distribución en la pestaña D&T.

152

Una vez ingresados los datos de transmisión y distribución, se debe regresar a la

pestaña EFICIENCIA GLOBAL que contiene varios botones que deben ser

pulsados en el siguiente orden:

1. Este botón me trae las eficiencias calculadas en la

Macro 1 y la Macro 2 explicadas en la sección anterior, así como los datos

de energía producida y los guarda en la pestaña GENERACION.

2. Este botón calcula el porcentaje de participación

por tipo de tecnología y la eficiencia ponderada de las centrales alejadas

de la carga.

153

3. Trae el valor de la eficiencia de transmisión.

4. Trae el valor de la eficiencia de distribución.

5. Calcula la eficiencia de las centrales GD de acuerdo a su

participación en la producción de energía.

6. Este botón me calcula la eficiencia global

del sistema.

154

7. Guarda la información en una carpeta especifica. Antes de

pulsar este botón se necesita ingresar el año de análisis.

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