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La versión digital de esta tesis está protegida por la Ley de Derechos de Autor del
Ecuador.
Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL”
bajo el libre consentimiento del (los) autor(es).
Al consultar esta tesis deberá acatar con las disposiciones de la Ley y las siguientes
condiciones de uso:
· Cualquier uso que haga de estos documentos o imágenes deben ser sólo para efectos
de investigación o estudio académico, y usted no puede ponerlos a disposición de otra
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· Usted deberá reconocer el derecho del autor a ser identificado y citado como el autor
de esta tesis.
· No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen que estar
bajo los mismos términos de licencia que el trabajo original.
El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las
ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con
el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las
creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
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
irenec22@hotmail.es
DIRECTOR: Ing. Gabriel Alberto Argüello Ríos
garguello@cenace.org.ec
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 4.22: Balance de Energía en GWh -2016 .............................................................. 79
Tabla 4.23: Balance de Energía en GWh -2020 .............................................................. 81
Tabla 4.24: Sistemas de almacenamiento de energía .................................................. 147
Tabla 4.25: Demanda en MW de las cocinas de inducción.............................................. 87
Tabla 4.26: Demanda de Energía Cocinas de Inducción ................................................ 87
Tabla 4.27: Balance de Energía ..................................................................................... 87
Tabla 4.28: Balance de Energía adicionando las cocinas de inducción ........................... 87
Tabla 6.1: Precios de los Combustibles .......................................................................... 95
Tabla 6.2: Precios de los Combustibles en ......................................... 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
Área Sub-área Elemento
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
Área Sub-área Elemento
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[%]
EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
C. T. VICTORIA II NAFTA 31,17 31,17
FUEL-OIL 4
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
C. T. ESMERALDAS 33,78 33,78
FUEL-OIL 4
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
CENTRAL EFICIENCIA ANUAL[%] EFICIENCIA PONDERADA[%]
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 %
GWh Variación Anual %
GWh Variación Anual %
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 [%]
EFICIENCIA PONDERADA[%]
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
4.4.2. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2016
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
AÑO HIDROELÉCTRICA TÉRMICA RENOVABLE TOTAL DEMANDA BALANCE
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
Figura 4.15: Producción de Energía – Ecuador 2016
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
4.4.3. EFICIENCIA ENERGÉTICA DEL ECUADOR CASO 2020
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
AÑO HIDROELÉCTRICA TÉRMICA RENOVABLE TOTAL DEMANDA BALANCE
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 4.18: Producción de Energía – Ecuador 2020
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[$/kWh]
32,82 10396,09994 0,085242778
FUEL-OIL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
37,7 9050,397878 0,051062319
RESIDUO
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
34,41 9915,722174 0,043073825
NAFTA
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
31,1 10971,06109 0,082689015
98
Tabla 6.4: Costo Unitario -Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Gas
TUR
BO
GA
S
DIESEL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
27,29 12502,74826 0,099
GAS NATURAL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
30,56 11164,92147 0,051
Tabla 6.5: Costo Unitario -Centrales Alejadas de la Carga-Turbo Vapor
TUR
BO
VA
PO
R
RESIDUO
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
33,78 10100,65127 0,043
FUEL-OIL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
34,75 9818,705036 0,054
Tabla 6.6: Costo Unitario -Centrales GD-MCI
MC
I
DIESEL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
32,82 10396,09994 0,087
RESIDUO
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
34,88 9782,110092 0,045
Tabla 6.7: Costo Unitario -Centrales GD-Turbo Gas
TUR
BO
GA
S
DIESEL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
27,29 12502,74826 0,101
RESIDUO
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
35,95 9490,959666 0,044
99
Tabla 6.8: Costo Unitario -Centrales GD-Turbo Vapor
TUR
BO
V
AP
OR
FUEL-OIL
η [%] HR[BTU/kWh] CU[$/kWh]
31,03 10995,81051 0,061
Las figuras 6.2, 6.3 y 6.4 muestran la relación que existe entre el costo del
combustible expresado en USD/106 BTU y el costo unitario del combustible
expresado en USD/kWh. Una misma tecnología puede usar varios combustibles,
mientras mayor sea el costo el combustible mayor será su costo unitario y
mientras mayor sea su eficiencia menor será el consumo de combustible y por lo
tanto menor el costo unitario del combustible.
Figura 6.1: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-
MCI
100
Figura 6.2: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-
Turbo Gas
Figura 6.3: Costo Unitario del Combustible USD/kWh -Vs-Precio del Combustible [USD/106 BTU]-
Turbo Vapor
101
El costo real del diesel subsidio se presentan en las tablas 6.9.
Tabla 6.9: Precios del Diesel Sin subsidios en
COMBUSTIBLE UNIDADES PRECIO sin tasas
e impuestos PRECIO con IVA
diesel oil US$/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
Gestión del sistema
eléctrico
Modelamiento y respuesta de tiempo y clima
2 0 2 2 0 1 1 1 1 0 0.55
34General
Gestión del sistema
eléctrico
Participación de DER en la generación
2 2 2 2 1 2 -1 2 2 0.73
35General
Gestión del sistema
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
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y 1
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]
EFICIENCIA DE DISTRIBUCIÓN
[1]
EFICIENCIA DE DISTRIBUCIÓN
[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
CELEC-EP 50 1 MCI Residuo
330 Contrato de construcción
Cuba II Quito Norte-Jama
CELEC-EP 60 2 MCI Residuo
395 Contrato de construcción
Machala Gas 3a
CELEC-EP Termo Gas
Machala 70
- TGAS Gas Natural
491 Contrato de construcción
2014
Macha Gas ciclo combinado
CELEC-EP Termo Gas
Machala 100
- TGAS Gas Natural
700 Contrato de construcción
Esmeraldas II CELEC EP - Esmeraldas
96 1 MCI Residuo
631 Contrato de construcción
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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