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ÍNDICE DE CONTENIDOS
ÍNDICE DE CONTENIDOS.........................................................................................i
ÍNDICE DE FIGURAS...............................................................................................iii
NDICE DE TABLAS..................................................................................................iv
RESUMEN...................................................................................................................v
ABSTRACT................................................................................................................vi
NTRODUCCIÓN.......................................................................................................vii
PERFIL DEL PROYECTO..........................................................................................1
1. TITULO DEL PROYECTO.................................................................................1
2. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO.....................................1
2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA.....................................................................1
2.2 JUSTIFICACÍON DEL PROBLEMA..............................................................1
3. OBJETO DE ESTUDIO.......................................................................................1
4. CAMPO DE ACTUACIÓN.................................................................................2
4.1 LÍNEA DE INVESTIGACIÓN..........................................................................2
4.2 SUBLÍNEA DE INVESTIGACIÓN.............................................................2
5. OBJETIVOS.........................................................................................................2
4.1 OBJETIVO GENERAL.....................................................................................2
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.............................................................................2
6. HIPOTESIS..........................................................................................................2
7. METODOLOGIA DE INVESTIGACIÓN..........................................................3
CAPÍTULO 1..............................................................................................................4
MARCO TEÓRICO....................................................................................................4
1.1 HISTORIA DEL ARTE.................................................................................4
1.2 CENTRAL HIDROELÉCTRICA..................................................................4
1.3 CENTRAL TÉRMICA......................................................................................5
1.4 CUENCA HIDROGRÁFICAS....................................................................33
1.5 CADENAS ENERGÉTICAS DE LAS PRINCIPALES FUENTES DE ENERGÍA...............................................................................................................34
1.5.1 CADENA ENERGÉTICA – HIDRÁULICO.......................................34
1.5.2 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS.................................34
ii
1.5.3 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS NATURAL.............35
1.6 CAPACIDAD INSTALADA DEL PAÍS....................................................36
1.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS.................................................36
1.6.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS................................................37
1.6.3 CENTRALES DE GENERACIÓN BIOMASA..................................42
1.6.4 CENTRALES DE GENERACIÓN EÓLICA......................................42
1.6.5 CENTRALES INTERCONECTADAS A ECUADOR.......................43
1.6.6 CENTRALES FOTOVOLTAICAS.....................................................43
1.7 ESQUEMA PARA LA SELECCIÓN DE TURBINAS..............................44
CAPÍTULO II...........................................................................................................45
ANÁLISIS DE ABASTECIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO......................45
2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL PAÍS.........................................45
2.2 PREVISIÓN DE DEMANDA....................................................................45
2.3 ANÁLISIS DE VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN................................................................................................49
2.3.1 PRECIOS PREFERENTES DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS50
2.4 ESTUDIO PARA UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA........................51
2.5 ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA EN LAS CENTRALES ELÉCTRICAS........................................................................................................52
CAPÍTULO III..........................................................................................................56
PROPUESTA.............................................................................................................56
3.1 PROPUESTA DE GENERACCION ELECTRICA.......................................56
3.1.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE DETERMINACIÓN.......................56
3.2 CASO 1............................................................................................................57
3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA........................57
3.2.2 CUENCA HIDROGRÁFICA RIO “PUYANGO”....................................57
3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “PUYANGO”......................................57
3.2.4 DATOS TÉCNICOS.................................................................................58
3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.....................................................................58
3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.............................59
3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA...................................................................60
iii
3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA....................60
3.2.5 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.................................61
3.2 CASO 2............................................................................................................62
3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA “ZAMORA”. .62
3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “ZAMORA”........................................62
3.2.4 DATOS TÉCNICOS.................................................................................62
3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.....................................................................63
3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.............................64
3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA...................................................................65
3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA....................65
3.2.6 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.................................66
3.3 RESULTADOS OBTENIDOS........................................................................67
CAPITULO IV..........................................................................................................68
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.....................................................68
CONCLUSIONES..............................................................................................68
RECOMENDACIONES.....................................................................................68
BIBLIOGRAFIA........................................................................................................70
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Esquema de una Central Hidroeléctrica.....................................................5
Figura 1.2: Esquema de una Central Térmica..............................................................6
Figura 1.3: Componentes de una cuenca hidrográfica..................................................6
Figura 1.4: Diagrama de Rendimiento de una Central Hidráulica...............................7
Figura 1.5: Diagrama de Rendimiento de una Central Térmica a Gas.........................8
Figura 1.6: Diagrama de Rendimiento de una Central Gas Natural.............................8
Figura 1.7: Diagrama de selección de turbinas...........................................................17
Figura 2.1 Valor significativo de las Centrales Eléctricas en ECUADOR................21
Figura 2. 2 Resumen estadístico del consumo Eléctrico Ecuatoriano.......................21
Figura 2. 3 Evolución de energía del sistema nacional interconectado (SNI)............22
Figura 3. 1 Ubicación de la central en el Rio Puyango............................................30
Figura 3. 2 Ubicación de la central en el Rio Zamora................................................8
Figura 3. 3 Ubicación de la central hidroeléctrica......................................................33
v
NDICE DE TABLAS
Tabla 1. 1 Generación Hidroeléctrica...........................................................................9
Tabla 1. 2 Generación Térmicas.................................................................................10
Tabla 1. 3 Generación por Biomasa...........................................................................15
Tabla 1. 4 Generación Eólica......................................................................................15
Tabla 1. 5 Generación Interconexión..........................................................................16
Tabla 1. 6 Generación Fotovoltaicas.........................................................................16
Tabla 2. 1 Proyección Anual de Energía (Ene-Dic 2015)..........................................18
Tabla 2. 2 Precios Preferentes Energía Renovables en (cUSD/kWh)........................23
Tabla 2.3 Precios Preferentes Centrales Hidroeléctricas (cUSD/kWh).....................23
Tabla 2. 4 Precios Preferentes en Combustible (US$/gal).......................................24
Tabla 2. 5 Cuencas hidrográficas de mayor interés....................................................25
Tabla 3. 1 Caudales Mensuales del 2002 - 2010........................................................31
Tabla 3. 2 Costos de ganancia y pérdida......................................................................6
Tabla 3. 3 Caudales Mensuales del 2002 - 2010..........................................................9
Tabla 3. 4 Costos de ganancia y pérdida....................................................................34
vi
RESUMEN
El país se ve sometido a varias evoluciones de demandas de consumo eléctrico,
por este motivo se va a realizar un análisis sobre la demanda de abastecimiento que
se va a tener a una fecha horizonte de diez años, teniendo en cuenta la potencia
efectiva que nos puede brindar cada una de los tipos de centrales, como Centrales
Eléctricas, Centrales Térmicas, Centrales Eólicas, etc. Los estudios realizados a
continuación son obtenidos de la base de datos reales y estudios estadísticas del
CONELEC (Consejo Nacional del Electricidad), S.N.I (Sistema Nacional
Interconectado), CELEC (CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR) e
INAMHI (Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología), que son entes
reguladores, que nos permiten obtener información real del comportamiento eléctrico
e hidrológico de nuestro país, facilitando información real y verídica para este
análisis. Con el resultado obtenido entre la potencia efectiva y la demanda máxima
que se va a tener en el año 2025, se tomara una solución, como puede ser;
repotencializar las centrales eléctricas o crear alguna central ya sea central hidráulica
o térmica para poder compensar el déficit de carga en el horizonte proyectado.
PALABRAS CLAVES:
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
CENTRAL TÉRMICA
DEMANDA MÁXIMA
DEMANDA A UN TIEMPO DE 10 AÑOS
ABSTRACT
vii
The country is subjected to several evolutions of demands for electricity
consumption for this reason is to make an analysis of the demand for supply to be
having a date ten-year horizon, taking into account the effective power that we can
providing each of the types of plants, such as Power Plants, Power Plants, Wind
Power, etc. Studies below are obtained based on real data and statistics CONELEC
(National Electricity Board), SNI (National Interconnected System) CELEC
(ELECTRIC CORPORATION OF ECUADOR) and INAMHI (National Institute of
Meteorology and Hydrology) studies, which are regulators, which allow us to obtain
real information of electrical and hydrological behavior of our country, facilitating real
and true information for this analysis. With the result obtained between the effective
power and peak demand will be in 2025, a solution was taken, such as; repotencializar
power plants or create some central either hydraulic power or heat to load up the
shortfall in the forecast horizon.
KEYWORDS:
HYDROELECTRIC
THERMAL POWER
MAXIMUM DEMAND
DEMAND TO A TIME OF 10 YEARS
NTRODUCCIÓN
viii
En el capítulo uno, se hablara sobre una pequeña introducción de lo que es el
fundamento teórico de en qué consisten y funcionamiento de las centrales eléctricas y
térmicas. En el capítulo dos se realizara e análisis de abastecimiento del sistema
eléctrico; se realizaran una tablas con las que se puedan observar las unidades y tipos
de generación eléctrica que tenemos en el país. En el capítulo tres se realizara el
análisis de la problemática de las centrales eléctricas realizando cálculos matemáticos
con la proyección del periodo q deseamos. En el capítulo cuatro trataremos sobre el
estudio para una central hidroeléctrica o térmica; consiste en el sector donde va a ser
creada la central para abastecer la demanda máxima del periodo deseado. En el
capítulo cinco tendremos lo que es conclusiones recomendaciones del proyecto.
1
PERFIL DEL PROYECTO
1. TITULO DEL PROYECTO
Análisis y diseño de los requerimientos de energía eléctrica al 2025 del S.I.N.
(Sistema Nacional Interconectado) del Ecuador.
2. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
Con base a los requerimientos de las centrales hidráulicas y térmicas, se realizara
un análisis de la fiabilidad del abastecimiento eléctrico, con un horizonte a 10 años, en
cual va a ser de mucha utilidad para los intereses de las empresas eléctricas del
ECUADOR, tomando así una decisión si es factible re potencializar o crear más
centrales eléctricas para abastecer la demanda eléctrica máxima del país.
2.2 JUSTIFICACÍON DEL PROBLEMA
En el ECUADOR cada año incrementa la demanda de consumo eléctrico, lo cual
se debe tener alternativas fiables para poder cumplir con la demanda máxima del país
aprovechando los recursos naturales en la generación eléctrica. Con base a los
estudios hidrológicos que se realizaron para crear las centrales eléctricas, se tiene la
necesidad de realizar un análisis a un tiempo terminado de diez años, para observar si
es factible mantener o aumentar más centrales eléctricas en el país.
3. OBJETO DE ESTUDIO
Con el estudio a realizar sobre la fiabilidad de mantener o construir más
2
centrales eléctricas en el país, nos vemos con la necesidad de hacerlo a diez años con
el cual se obtendrá conclusiones si las centrales abastecerán la demanda máxima en el
tiempo antes dicho.
4. CAMPO DE ACTUACIÓN
4.1 LÍNEA DE INVESTIGACIÓN
Cambio de la matriz productiva
4.2 SUBLÍNEA DE INVESTIGACIÓN
Centrales Eléctricas de Generación
5. OBJETIVOS
4.1 OBJETIVO GENERAL
Con este análisis se obtendrá resultados satisfactorios, o a su vez resultados no
favorables sobre si es necesario re potencializar la red, o crear más centrales eléctricas
para cumplir con la demanda máxima en el tiempo límite de diez años.
4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Se realizara el análisis para saber si es necesario crear o mantener las
centrales eléctricas al tiempo de diez años.
Determinar qué central de generación es conveniente instalar en el país.
6. HIPOTESIS
Se quiere realizar el análisis de fiabilidad, para cubrir la demanda del país en el
periodo determinado de 10 años. Cada año se incrementa un 5.5% de la demanda
eléctrica del país.
3
7. METODOLOGIA DE INVESTIGACIÓN
Se realizara el estudio necesario para verificar si la demanda del país a un
determinado tiempo puede abastecer con las centrales eléctricas que se tiene en la
actualidad, así como también el informe final del proyecto, mediante un método
teórico.
4
CAPÍTULO 1
MARCO TEÓRICO
1.1 HISTORIA DEL ARTE
Las centrales eléctricas son las instalaciones productoras de energía eléctrica.
Son instalaciones dónde hay un conjunto de máquinas motrices y aparatos que se
utilizan para generar energía eléctrica. (Muñoz). Las centrales reciben el nombre
genérico de la energía primaria utilizada: centrales térmicas de carbón, centrales
nucleares, centrales hidráulicas o hidroeléctricas, centrales eólicas, centrales
geotérmicas, etc. La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil
británico John Smeaton, que construyó por primera vez grandes ruedas hidráulicas
de hierro colado en el año de 1880. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia
durante la Revolución Industrial. La primera central hidroeléctrica en el ECUADOR
fue construida entre los años 1976 y 1983 y que conlleva el nombre de hidroeléctrica
Paute Molino.
1.2 CENTRAL HIDROELÉCTRICA
La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua
almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en eléctrica. (García-
Mauricio)
El esquema general de una central hidroeléctrica puede ser: ver figura 1.1.
5
Figura 1.1: Esquema de una Central Hidroeléctrica
1. Agua embalsada
2. Presa
3. Rejas filtradoras
4. Tubería forzada
5. Conjunto de grupos turbina-
alternador
6. Turbina
7. Eje
8. Generador
9. Líneas de transporte de energía
eléctrica
10. Transformadores
Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una cierta
energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina desarrolla en la misma
un movimiento giratorio que acciona el alternador y produce la corriente eléctrica.
Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes:
a. No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía,
constantemente repuesta por la naturaleza de manera gratuita.
b. A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección
contra las inundaciones, suministro de agua, caminos, navegación y aún
ornamentación del terreno y turismo.
6
c. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos.
Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:
a. Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos.
b. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede estar
lejos del centro o centros de consumo y exigir la construcción de un sistema
de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento de la inversión y
en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.
c. La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con la de
las centrales termoeléctricas.
1.3 CENTRAL TÉRMICA
Una central térmica transforma la energía Química de un combustible (gas,
carbón, fuel) en energía eléctrica. También se pueden considerar centrales térmicas
aquellas que funcionan con energía nuclear. Es una instalación en donde la energía
mecánica que se necesita para mover el generador y por tanto para obtener la energía
eléctrica, se obtiene a partir del vapor formado al hervir el agua en una caldera. Todas
las centrales térmicas siguen un ciclo de producción de vapor destinado al
accionamiento de las turbinas que mueven el rotor del alternador. (Gomez)
7
.
Figura 1.2: Esquema de una Central Térmica.
1. Cinta transportadora
2. Tolva
3. Molino
4. Caldera
5. Cenizas
6. Sobre calentador
7. Recalentador
8. Economizador
9. Calentador de aire
10. Precipitador
11. Chimenea
12. Turbina de alta presión
13. Turbina de media presión
14. Turbina de baja presión
15. Condensador
16. Calentadores
17. Torre de refrigeración
18. Transformadores
19. Generador
20. Línea de transporte de
energía eléctrica
33
1.4 CUENCA HIDROGRÁFICAS
La cuenca hidrográfica se define como una unidad territorial en la cual el agua que
cae por precipitación se reúne y escurre a un punto común o que fluye toda al mismo
río, lago, o mar. También se define como una unidad fisiográfica conformada por la
reunión de un sistema de cursos de ríos de agua limitados por el relieve que cobija a la
flora y fauna del sector. Al proteger el estado de nuestras cuencas hidrográficas,
podemos preservar y mejorar la calidad de vida de nuestros ecosistemas. Véase
figura 1.3 a continuación. (Becerra)
Figura 1.3: Componentes de una cuenca hidrográfica
Partes de una cuenca tiene tres partes:
Cuenca alta, que corresponde a la zona donde nace el río.
Cuenca media, la parte de la cuenca en la cual hay un equilibrio entre el material
sólido que llega traído por la corriente y el material que sale.
Cuenca baja, la parte de la cuenca en la cual el material extraído de la parte alta se
deposita en lo que se llama cono de deyección.
34
1.5 CADENAS ENERGÉTICAS DE LAS PRINCIPALES FUENTES DE
ENERGÍA.
La cadena energética es el conjunto de todos los procesos y actividades tendientes
al aprovechamiento de la energía que comienza con la fuente energética misma y se
extiende hasta su uso final. (D DWI11)
1.5.1 CADENA ENERGÉTICA – HIDRÁULICO
Figura 1.4: Diagrama de Rendimiento de una Central Hidráulica
1.5.2 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS
35
Figura 1.5: Diagrama de Rendimiento de una Central Térmica a Gas
1.5.3 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS NATURAL
Figura 1.6: Diagrama de Rendimiento de una Central Gas Natural
1.6 CAPACIDAD INSTALADA DEL PAÍS
36
Los valores que se muestran a continuación, es el total de las potencias
efectivas de cada generadora eléctrica, tomando en cuenta las centrales que están en
mantenimiento, paro por fallas técnicas o desusos. (CONELEC)
1.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Tabla 1. 1 Generación Hidroeléctrica
No. CENTRAL UNIDADES POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA
1 PAUTE 10 1100,00 HIDROELÉCTRICA
2 MARCEL LANIADO 3 213,00 HIDROELÉCTRICA
3 SAN FRANCISCO 2 212,60 HIDROELÉCTRICA
4 MAZAR 2 163,26 HIDROELÉCTRICA
5 AGOYAN 2 156,00 HIDROELÉCTRICA
6 PUCARA 2 70,00 HIDROELÉCTRICA
7 CUMBAYÁ 4 40,00 HIDROELÉCTRICA
8 HIDROABANICO 5 37,99 HIDROELÉCTRICA
9 NAYÓN 2 29,70 HIDROELÉCTRICA
10 OCAÑA 2 26,10 HIDROELÉCTRICA
11 SAUCAY 4 24,00 HIDROELÉCTRICA
12 SAYMIRÍN - 21,95 HIDROELÉCTRICA
13 GUANGOPOLO 6 20,92 HIDROELÉCTRICA
14 CALOPE 2 15,00 HIDROELÉCTRICA
15 RECUPERADORA 1 14,50 HIDROELÉCTRICA
16 SIBIMBE 1 14,20 HIDROELÉCTRICA
17 ALAO 4 10,00 HIDROELÉCTRICA
18 EL CÁRMEN 1 8,20 HIDROELÉCTRICA
19 AMBI 2 7,85 HIDROELÉCTRICA
20 PAPALLACTA 2 6,20 HIDROELÉCTRICA
21 VINDOBONA 3 5,86 HIDROELÉCTRICA
22 ILLUCHI NO.2 4 5,20 HIDROELÉCTRICA
23 PASOCHOA 2 4,50 HIDROELÉCTRICA
24 ILLUCHI NO.1 2 4,00 HIDROELÉCTRICA
25 RÍO BLANCO - 3,00 HIDROELÉCTRICA
26 PENÍNSULA - 2,90 HIDROELÉCTRICA
27SAN MIGUEL DE CAR
- 2,52 HIDROELÉCTRICA
28 PERLABÍ - 2,46 HIDROELÉCTRICA
29 CARLOS MORA 3 2,40 HIDROELÉCTRICA
30 LORETO 1 2,11 HIDROELÉCTRICA
31 LA CALERA - 1,98 HIDROELÉCTRICA
Continua
37
32 LOS CHILLOS - 1,76 HIDROELÉCTRICA
33 EL ESTADO - 1,66 HIDROELÉCTRICA
34 GEPPERT - 1,65 HIDROELÉCTRICA
35 CHIMBO - 1,33 HIDROELÉCTRICA
36 LA PLAYA - 1,10 HIDROELÉCTRICA
37 URAVIA - 0,98 HIDROELÉCTRICA
38 CORAZÓN - 0,98 HIDROELÉCTRICA
39 BUENOS AIRES 2012 - 0,95 HIDROELÉCTRICA
40 CATAZACÓN - 0,76 HIDROELÉCTRICA
41 NIZAG - 0,75 HIDROELÉCTRICA
42INDUSTRIAL ALGONDONERA ATUNTAQUI
- 0,56 HIDROELÉCTRICA
43 HIDROCAROLINA - 0,49 HIDROELÉCTRICA
44 SANTIAGO - 0,40 HIDROELÉCTRICA
45 OTAVALO - 0,40 HIDROELÉCTRICA
46 ATUNTAQUI - 0,32 HIDROELÉCTRICA
47 SILLUNCHI II - 0,30 HIDROELÉCTRICA
48 ANGAMARCA - 0,26 HIDROELÉCTRICA
49 NOROCCIDENTE - 0,24 HIDROELÉCTRICA
50 ELECTROCÓRDOVA - 0,20 HIDROELÉCTRICA
51 ESPEJO - 0,16 HIDROELÉCTRICA
52 TILIVÍ - 0,11 HIDROELÉCTRICA
53 LUMBAQUI - 0,10 HIDROELÉCTRICA
54 SILLUNCHI I - 0,09 HIDROELÉCTRICA
55 OYACACHI 1 - 0,07 HIDROELÉCTRICA
Total 2244,02
1.6.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS
Estas centrales en nuestro país pueden ser a gas, vapor o de combustión
interna.
Tabla 1. 2 Generación Térmicas
No. CENTRAL POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA
|1 ELECTROQUIL 181,00 TÉRMICA
2 GONZALO ZEVALLOS (VAPOR) 146,00 TÉRMICA
3 JARAMIJO 134,28 TÉRMICA
4 TRINITARIA 133,00 TÉRMICA
5 TERMOGAS MACHALA I 128,50 TÉRMICA
6 ESMERALDAS I 125,00 TÉRMICA
Continua
38
7 TERMOGAS MACHALA II 124,00 TÉRMICA
8 BARCAZA KEPPEL ENERGY 120,00 TÉRMICA
9 VICTORIA II 102,00 TÉRMICA
10 ANÍBAL SANTOS (GAS) 97,50 TÉRMICA
11 ENRIQUE GARCÍA 93,00 TÉRMICA
12 QUEVEDO II 93,00 TÉRMICA
13 SANTA ELENA II 90,10 TÉRMICA
14 ÁLVARO TINAJERO 81,50 TÉRMICA
15 ESMERALDAS II 80,00 TÉRMICA
16 TPP 65,40 TÉRMICA
17 EPF-EDEN YUTURI 52,80 TÉRMICA
18 SANTA ROSA 50,40 TÉRMICA
19 REPSOL YPF-SPF-3 44,30 TÉRMICA
20 SANTA ELENA III 41,70 TÉRMICA
21 JIVINO III 40,00 TÉRMICA
22 MIRAFLORES 39,40 TÉRMICA
23 AGIP OIL - CPF 36,23 TÉRMICA
24 REPSOL YPF-NPF-1 35,00 TÉRMICA
25 GENEROCA 34,33 TÉRMICA
26 ANÍBAL SANTOS (VAPOR) 33,00 TÉRMICA
27 G. HERNÁNDEZ 31,20 TÉRMICA
28 SELVA ALEGRE 27,30 TÉRMICA
29 PALO AZUL PGE 25,72 TÉRMICA
30 GUANGOPOLO 21,80 TÉRMICA
31 GONZALO ZEVALLOS (GAS) 20,00 TÉRMICA
32 MANTA II 18,60 TÉRMICA
33 SACHA 18,60 TÉRMICA
34 REPSOL YPF-SPF-1 17,50 TÉRMICA
35 EL DESCANSO 17,20 TÉRMICA
36 CATAMAYO 17,17 TÉRMICA
37 OSO 16,55 TÉRMICA
38 REPSOL YPF-SPF-2 13,63 TÉRMICA
39 SECOYA 11,26 TÉRMICA
40 SHUSHUFINDI 10,80 TÉRMICA
41 JIVINO II 10,00 TÉRMICA
42 SECOYA 8,80 TÉRMICA
43 LA PROPICIA 8,60 TÉRMICA
44 REPSOL YPF-NPF-2 7,84 TÉRMICA
45 CELSO CASTELLANOS 7,80 TÉRMICA
46 AGIP OIL - SARAYACU 7,78 TÉRMICA
47 LIMONCOCHA 7,77 TÉRMICA
Continua
39
48 VHR 7,73 TÉRMICA
49 CELSO CASTELLANOS 7,60 TÉRMICA
50 ARCOLANDS SHUSHUFINDI CENTR 7,50 TÉRMICA
51 MDC-CPF 7,40 TÉRMICA
52 CONONACO 7,36 TÉRMICA
53 YURALPA 7,25 TÉRMICA
54 REPSOL YPF-SSFD 7,20 TÉRMICA
55 GUANTA 7,20 TÉRMICA
56 NANTU D 7,06 TÉRMICA
57 HORMIGUERO C 6,65 TÉRMICA
58 COCA 6,64 TÉRMICA
59 CPF 6,59 TÉRMICA
60 SANTA CRUZ 6,21 TÉRMICA
61 AMAZONAS 6,14 TÉRMICA
62 JUSTICE CULEBRA 6,00 TÉRMICA
63 JUSTICE SHUSHUFINDI SUR 6,00 TÉRMICA
64 AUCA SUR 5,90 TÉRMICA
65 SARDINAS 5,33 TÉRMICA
66 RS ROTH SHUSHUFINDI DRAGO N1 5,20 TÉRMICA
67 JUSTICE LAGO AGRIO 5,00 TÉRMICA
68 JUSTICE SACHA 5,00 TÉRMICA
69 113 JIVINO 4,90 TÉRMICA
70 DORINE BATTERY 4,64 TÉRMICA
71 PAYAMINO 4,48 TÉRMICA
72 AGIP OIL - VILLANO A 4,20 TÉRMICA
73 CUYABENO 4,20 TÉRMICA
74 LAGO AGRIO 4,15 TÉRMICA
75 NANTU B 4,13 TÉRMICA
76 YANAQ.OESTE 4,10 TÉRMICA
77 HORMIGUERO SUR 4,08 TÉRMICA
78 SAN CRISTÓBAL 4,01 TÉRMICA
79 PEDERNALES 4,00 TÉRMICA
80 JIVINO I 3,80 TÉRMICA
81 YANAQ.ESTE 3,49 TÉRMICA
82 PAKA SUR 3,40 TÉRMICA
83 CAYAGAMA 3,36 TÉRMICA
84 SACHA 3,35 TÉRMICA
85 ITAYA A 3,31 TÉRMICA
86 LLIGUA 3,30 TÉRMICA
87 SUCUMBÍOS 3,07 TÉRMICA
Continua
40
88 PALMAR OESTE 2,97 TÉRMICA
89 INDILLANA 2,74 TÉRMICA
90 PAKAY 2,68 TÉRMICA
91 PÁRAMO 2,56 TÉRMICA
92 PUNÁ NUEVA 2,52 TÉRMICA
93 PA±AYACU 2,50 TÉRMICA
94 HORMIGUERO B 2,37 TÉRMICA
95 SANSAHUARI 2,37 TÉRMICA
96 ISABELA 2,34 TÉRMICA
97 TETETE 2,30 TÉRMICA
98 JIVINO B 2,23 TÉRMICA
99 RS ROTH AGUARICO 2,20 TÉRMICA
100
MAHOGANNY B 2,11 TÉRMICA
101
HORMIGUERO D 2,10 TÉRMICA
102
PBH-PAR12 2,00 TÉRMICA
103
YUCA 1,99 TÉRMICA
104
LAGO AGRIO LTF 1,98 TÉRMICA
105
TAPI 1,98 TÉRMICA
106
NANTU BATTERY 1,91 TÉRMICA
107
PAYAMINO 1,80 TÉRMICA
108
LORETO 1,80 TÉRMICA
109
DAYUMA 1,80 TÉRMICA
110
ANGEL NORTE 1,77 TÉRMICA
111
LAGUNA 1,76 TÉRMICA
112
MARIANN VIEJA 1,75 TÉRMICA
113
MONO 1,74 TÉRMICA
114
TERMINAL MARÍTIMO 1,72 TÉRMICA
115
PAYAMINO 1,60 TÉRMICA
116
GACELA 1,48 TÉRMICA
117
SUNKA 1 1,45 TÉRMICA
118
PAKA NORTE 1,42 TÉRMICA
119
KOHLER 1,40 TÉRMICA
120
NANTU C 1,39 TÉRMICA
121
TAPIR 1,33TÉRMICA
Continua
41
122
WANKE 1 1,28 TÉRMICA
123
JIVINO A 1,20 TÉRMICA
124
YAMANUNKA 1,20 TÉRMICA
125
FRONTERA 1,20 TÉRMICA
126
MARIANN 5-8 1,13 TÉRMICA
127
ITAYA B 1,10 TÉRMICA
128
MARIANN 4A 1,10 TÉRMICA
129
PENKE B 1,09 TÉRMICA
130
LOBO 1,05 TÉRMICA
131
FANNY 60 1,05 TÉRMICA
132
KUPI 4 1,00 TÉRMICA
133
CEDROS 0,96 TÉRMICA
134
AGUAJAL 0,89 TÉRMICA
135
MARIANN 9 0,87 TÉRMICA
136
FANNY 50 0,87 TÉRMICA
137
PINDO 0,86 TÉRMICA
138
HORMIGUERO A 0,84 TÉRMICA
139
CAMPAMENTO BASE 0,80 TÉRMICA
140
MARIANN BATTERY 0,80 TÉRMICA
141
DORINE G 0,75 TÉRMICA
142
MARIANN SUR-1 0,70 TÉRMICA
143
FANNY 150 0,65 TÉRMICA
144
TARAPUY 0,64 TÉRMICA
145
MAHOGANY 0,60 TÉRMICA
146
SONIA 0,55 TÉRMICA
147
KUPI 1 0,50 TÉRMICA
148
SANTA ELENA 0,47 TÉRMICA
149
JIVINO C 0,46 TÉRMICA
150
PTO. EL CARMEN 0,45 TÉRMICA
151
CONCORDIA 0,42 TÉRMICA
152
DITROIT 0,40 TÉRMICA
42
153
PBH-ESTACION 0,40 TÉRMICA
154
FANNY 18B2 0,40 TÉRMICA
155
SHIRIPUNO 0,40 TÉRMICA
156
NVO. ROCAFUERTE 0,37 TÉRMICA
157
SUNKA 2 0,36 TÉRMICA
158
CAMPO ALEGRE 0,36 TÉRMICA
159
SRF SHUSHUFINDI 0,35 TÉRMICA
160
FANNY 18B1 0,35 TÉRMICA
161
CDP 0,33TÉRMICA
162
MARIANN NORTE 0,30 TÉRMICA
163
CHORONGO A 0,25 TÉRMICA
164
CENTRAL TÉRMICA TAISHA 0,24 TÉRMICA
165
PBH-HUA02 0,20 TÉRMICA
166
PBH-HUA01 0,20 TÉRMICA
167
ESTACIÓN DAYUMA 0,17 TÉRMICA
168
ESTACIÓN DAYUMA 0,17 TÉRMICA
169
PICHINCHA 0,17 TÉRMICA
170
PUERTO QUITO 0,16 TÉRMICA
171
CAMPAMENTO AUCA 0,16 TÉRMICA
172
FLOREANA 0,16 TÉRMICA
173
CHIQUILPE 0,16 TÉRMICA
174
JAGUAR 0,16 TÉRMICA
175
CAMI 0,13 TÉRMICA
176
TIPUTINI 0,12 TÉRMICA
177
TUNTIAK 0,10 TÉRMICA
178
LAGO AGRIO STATION 0,09 TÉRMICA
179
NANTU E 0,05 TÉRMICA
180
MARIANN 6 0,01 TÉRMICA
181
CAUCHICHE 0,00 TÉRMICA
TOTAL 2838,55
Continua
43
1.6.3 CENTRALES DE GENERACIÓN BIOMASA
Tabla 1. 3 Generación por Biomasa
No.
CENTRAL UNIDADESPOTENCIA
(MW)TECNOLOGÍA
1 SAN CARLOS 4 73,60 BIOMASA
2 ECUDOS A-G 4 27,60 BIOMASA
3 ECOELECTRIC 3 35,20 BIOMASA
TOTAL 11 136,40
1.6.4 CENTRALES DE GENERACIÓN EÓLICA
Tabla 1. 4 Generación Eólica
No.
CENTRAL UNIDADES POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA
1 VILLONACO 11 16,50 EÓLICA
2 TROPEZÓN - 2.40 EÓLICA
TOTAL 11 18.90
1.6.5 CENTRALES INTERCONECTADAS A ECUADOR
Tabla 1. 5 Generación Interconexión
No. CENTRAL POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA
1 COLOMBIA 155,00 INTERCONEXIÓN
2 COLOMBIA 370,00 INTERCONEXIÓN
3 PERU 110,00 INTERCONEXIÓN
TOTAL 635,00
1.6.6 CENTRALES FOTOVOLTAICAS
Tabla 1. 6 Generación Fotovoltaicas
NO. CENTRAL POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA
1 SALINAS 2,00 SOLAR
2 SANTA CRUZ SOLAR PUERTO AYORA 1,52 SOLAR
3 CENTRAL PARAGACHI 1,00 SOLAR
4 PANELES ELECTRISOL 1,00 SOLAR
5 PASTOCALLE 1,00 SOLAR
44
6 TREN SALINAS 1,00 SOLAR
7 SANSAU 1,00 SOLAR
8 WILDTECSA 1,00 SOLAR
9 ALTGENOTEC 0,99 SOLAR
10 GENRENOTEC 0,99 SOLAR
11 MULALO 0,98 SOLAR
12 ENERSOL 1-500 0,49 SOLAR
13 PANEL FOTOVOLTAICO 0,37 SOLAR
14 FLOREANA PERLA SOLAR 0,02 SOLAR
15 SANTA CRUZ SOLAR AISLADOS 0,01 SOLAR
16 ISABELA SOLAR AISLADOS 0,01 SOLAR
17 FLOREANA SOLAR AISLADOS 0,01 SOLAR
18 SAN CRISTOBAL SOLAR EOLICSA 0,01 SOLAR
TOTAL 13,40
1.7 ESQUEMA PARA LA SELECCIÓN DE TURBINAS
Para seleccionar el modelo de turbina más adecuado para cada instalación, varios
factores deben ser tomados en cuenta, incluyendo gota, el flujo y la velocidad. Luego
se puede examinar un gráfico del campo de aplicación típico de los tres tipos de
turbinas. (HACKER)
45
Figura 1.7: Diagrama de selección de turbinas
CAPÍTULO II
ANÁLISIS DE ABASTECIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO
2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL PAÍS
La proyección de la demanda máxima y mima anual, según el plan maestro de
electrificación 2013-2022, está bordeando los 4.150,00 MW en demanda máxima, y
46
su demanda mínima proyectada es de 3.876,00 MW (CONELEC), y
aproximadamente del 70% de la misma es satisfecha por las centrales hidroeléctricas y
el 30% restante por las centrales térmicas y eólicas.
1.2 PREVISIÓN DE DEMANDA
En el período de Enero 2015 a Diciembre del 2015 se analizó, que los resultados
de la proyección de demandas, en bornes de generador, indican los siguientes índices
de crecimiento promedio anual: 5,1%, con una demanda máxima de entrega que
necesita el sistema, bordeando los 3.555,00 MW, ANEXO 1. El estado espera que los
proyectos hidroeléctricos satisfagan la demanda de energía en nuestro medio, y de la
misma manera ayuden a la obtención de una energía más limpia. (CENACE)
Tabla 2. 1 Proyección Anual de Energía (Ene-Dic 2015)
PROYECCIÓN
VALORES DEL PERÍODO % DE CRECIMIENTO
S/E ENTREGA
BORNES GENERADOR
BORNESGENERADOR
DEMANDA MÁXIMA (MW) 3.555 3.684 5,1
CONSUMO DE ENERGIA EN EL PERÍODO (GWh)
21.799 22.629 5.6
Fuente: CENACE (Centro Nacional de Control de Energía), Plan anual de Operaciones Ene-Dic 2015.Nota: La información se refiere a la evolución del crecimiento de consumo eléctrico anual del país.
Datos totales de cada tipo de generadora (Datos Cap. 1. Capacidad instalada en
el país)
GVapor−Gas=2.838,55 [MW ]
GHidraulica=2.244,02[ MW ]
GBiomasa=136,40 [ MW ]
GEó lica=18,90 [ MW ]
47
G Interconexió n=635,00 [ MW ]
GSolar=13,40 [ MW ]
A continuación se realizara la suma de la Potencia Efectiva total de las
centrales con combustible no renovable o perecibles, de las centrales de
generación que existen en el país.
GTerm−Total=GVapor−Gas+GBiomasa Ec. 2. 1
GTerm−Total= (2.838,55+136,40 )[ MW ]
GTerm−Total=2.974,95[MW ]
GTotal=GHidro+GTerm−Tot+GEólica+G Inter+GSolar Ec. 2. 2
GTotal=(2244,02+2974,95+18,90+635,00+13,40)[ MW ]
GTotal=5.886,27 [MW ]
El aporte total, de la potencia efectiva de las la centrales eléctricas es de 5.886,27
MW, pero no todas las centrales eléctricas trabajan al 100%, ya que tienen que tener
una reserva en giro y el valor aumentaría en un 15 a 20% de la potencia efectiva. Esta
potencia es un valor menor de la potencia nominal o total de cada central, en algunos
casos, las centrales solo se las enciende para poder aportar al sistema la cantidad de
48
energía necesaria por falla o por mantenimiento de otra central eléctrica. Según el
cronograma de mantenimiento anual (ANEXO 2), se dejara en desuso algunas plantas
de generación por lo que su potencia efectiva reducirá a 4.274,00 MW. (MANT15)
Potencia en desuso o inhabilitada por mantenimiento.
Pinhabilitada= (5.886,27−4.274,00 )[ MW ]
Pinhabilitada=1.612,27 [MW ]
La el total de la potencia, que se va a tener fuera del sistema eléctrico tiene un
valor de 1.612,27 [MW ] , lo cual ya se tiene un plan de contingencia por parte del
CENASE para cubrir esta pérdida de abastecimiento al sistema.
En la figura 2.1 se muestra el porcentaje de mayor abastecimiento al país,
teniendo un estimado de las centrales de generación con mayor ponderación en la
parte de generación eléctrica.
49
49.40%
37.26%
10.54% 2.26% 0.31% 0.22%
Generación en el ECUADOR
TÉRMICAS 2974,95HIDROELÉCTRICA 2244,02INTERCONEXIÓN 635,00BIOMASA 136,40 EÓLICA 18,90SOLAR 13,40
Figura 2.1 Valor significativo de las Centrales Eléctricas en ECUADOR
Para poder cumplir con la demanda total del servicio eléctrico, se realiza un
cuadro estadístico (figura 2.1), con cual podemos darnos cuenta el tipo de central que
tienen mayor generación en el Ecuador y poder tener planes de contingencia para
cualquier eventualidad. ANEXO 1.
87.43%
9.97%
1.34% 1.25%0.01%
DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Residencial ComercialOtros Industrial Alumbrado publico
Figura 2. 2 Resumen estadístico del consumo Eléctrico Ecuatoriano
50
El comportamiento evolutivo de la demanda eléctrica en el Ecuador ha
mantenido un crecimiento sostenido durante la última década, registrándose una tasa
media de crecimiento anual de consumo eléctrico por parte del consumidor como
podemos observar en la tabla (figura 2.3)
Figura 2. 3 Evolución de energía del sistema nacional interconectado (SNI)
1.3 ANÁLISIS DE VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE LAS CENTRALES
DE GENERACIÓN
Hay dos tipos de costos de energía eléctrica que hay que tener en cuenta
cuando se hacen análisis financieros y económicos, ambos obviamente están
relacionados, pero tienen diferentes implicaciones. (FENIX). Costo de inversión,
representa la cantidad de dinero o capital que hay que invertir para construir una planta
eléctrica, saber el monto total de construcción de una planta, o en valor específico en
($/kW).Costo de generación, en $/kWh, indica el costo real de producir una unidad de
energía de electricidad, normalmente esta unidad es el kWh. Esto incluye todos los
costos en que se incurrió para generar la energía. (CONE13)
1.3.1 PRECIOS PREFERENTES DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS
51
Costo Generación
Los precios a reconocerse por la energía medida en el punto de entrega,
expresados en centavos de dólar por kWh, son aquellos indicados en la Tabla No. 2.8.
(CON13)
Tabla 2. 2 Precios Preferentes Energía Renovables en (cUSD/kWh)
CENTRALESTERRITORIO
CONTINENTALTERRITORIO INSULAR
DE GALÁPAGOS
EÓLICAS 2,39 2,62
FOTOVOLTAICAS 11,80 12,99
SOLAR TERMOELÉCTRICA 8,74 9,61
CORRIENTES MARINAS 12,77 14,05
BIOMASA Y BIOGÁS < 5 MW 2,86 3,5
BIOMASA Y BIOGÁS > 5 MW 2,50 2,75
GEOTÉRMICAS 3,36 3,69
Además, para las centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW se reconocerán los
precios indicados en la Tabla No. 2.9, expresados en centavos de dólar de los Estados
Unidos por kWh. No se reconocerá pago por disponibilidad a este tipo de centrales que
se acojan a la presente Regulación
Tabla 2.3 Precios Preferentes Centrales Hidroeléctricas (cUSD/kWh)
CENTRALESTERRITORIO
CONTINENTAL
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MENORES 10MW 2,07
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 10MW HASTA 30MW
1,98
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 30MW HASTA 50MW
1,78
Costo combustible
52
Los precios de los combustibles líquidos (diesel, fuel oíl, residuo y nafta) y gas
natural, utilizados para el presente estudio, son determinados en los Decretos
Ejecutivos 338, 1131, 1136 y 929; y, las mezclas de combustibles corresponden a las
declaraciones de las Empresas Generadores para Enero – Diciembre 2015. (CENACE)
Tabla 2. 4 Precios Preferentes en Combustible (US$/gal)
COMBUSTIBLE UNIDADES
PRECIOsin tasas
e impuestos
PRECIOcon IVA
DIESEL OÍL US$/gal 0.8203 0.9187FUEL OÍL US$/gal 0.6324 0.7083FUEL OÍL ESTATALES US$/gal 0.4896 0.5484NAFTA US$/gal 0.6678 0.7479GAS NATURAL US$/millón BTU 2.7500 3.0800GAS NATURAL US$/MPC 2.7965 3.1321COMBUSTIBLE ESMERALDAS 1 US$/gal 0.3855 0.4318COMBUSTIBLE ESMERALDAS 2 US$/gal 0.4203 0.4707COMBUSTIBLE G. HERNÁNDEZ US$/gal 0.4153 0.4651COMBUSTIBLE GUANGOPOLO US$/gal 0.3986 0.4464COMBUSTIBLE TERMOGUAYAS US$/gal 0.3917 0.4387COMBUSTIBLE GENEROCA US$/gal 0.5442 0.6095COMBUSTIBLE EL DESCANSO US$/gal 0.3895 0.4362COMBUSTIBLE LA PROPICIA US$/gal 0.4942 0.5535COMBUSTIBLE MANTA II US$/gal 0.3855 0.4318COMBUSTIBLE SANTA ELENA II US$/gal 0.5227 0.5854COMBUSTIBLE SANTA ELENA III
US$/gal 0.4962 0.5557
COMBUSTIBLE QUEVEDO II US$/gal 0.4575 0.5124COMBUSTIBLE JARAMIJÓ US$/gal 0.3855 0.4318COMBUSTIBLE JIVINO II US$/gal 0.4094 0.4585COMBUSTIBLE JIVINO III US$/gal 0.4094 0.4585MIRAFLORES U12 US$/gal 0.5160 0.5779
1.4 ESTUDIO PARA UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
El Ecuador posee once sistemas hidrográficos (de los 31 existentes), con un
potencial teórico de 73.390 MW. A continuación, luego de estudios de factibilidad
económica, se estimó una potencia aprovechable de 21 520 MW, 90% en la vertiente
Amazónica y 10% en la vertiente del Pacífico. El mayor potencial se establece entre
las costas 300 y 1200 msnm, distribuyéndose dicho potencial entre los 11 sistemas de
53
mayor interés tal como se indica la siguiente Tabla 4.1 (CONELEC-MER)
Tabla 2. 5 Cuencas hidrográficas de mayor interés
CUENCAS HIDROGRÁFICAS
POT. TEC. APROVECHABLE
POT. ECON. APROVECHABLE
MW
VERTIENTE DEL PACIFICO
Mira 488,50 -
Esmeraldas 1878,50 1194,00
Guayas 310,70 -
Cañar 112,20 -
Jubones 687,70 590,00
Puyango 298,70 229,00
Catamayo 459,60 -
SUBTOTAL 1 4235,90 2013,00
VERTIENTE DEL AMAZONAS
Napo-Coca 6355,00 4640,00
Napo-Coca 5929,50 3839,00
Pastaza 1434,00 1121,00
Santiago-Namangoza 5810,60 4006,00
Santiago-Zamora 5857,60 5401,00
Mayo 859,00 500,00
SUBTOTAL 2 26245,70 19507,00
TOTAL 30481,60 21520,00
1.5 ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA EN LAS CENTRALES
ELÉCTRICAS.
El análisis del incremento anual de consumo eléctrico se lo realizara a un periodo
fututo de una década, a partir de la demanda máxima del año en curso, registrando un
incremento del 5,1% anual, y con una demanda máxima de 3.555,00 MW (Ver
cap.2, Previsión de Demanda), por lo cual realizará los siguientes cálculos:
Dmax pro=Dmax actual
∗(1+i)n Ec. 2.3
54
Dmax pro=¿ Demanda máxima a un tiempo determinado.
Dmax actual=¿ Demanda máxima actual del país.
i=¿ Promedio anual de la demanda máxima.
n=¿ Número de años de muestreo.
Datos:
Dmax actual=3,555.00 [MW ]
n=10 años
i=0.051 %
Solución:
Dmax pro=Dmax actual
∗(1+0.051)10
Dmax pro=3,555.00∗(1+0.051)10 [ MW ]
Dmax pro=5.846,1071 [MW ]
Las centrales eléctricas en la actualidad solo pueden abastecer un valor de
4.274,00 MW, con una funcionabilidad al 100% de su potencia efectiva, ANEXO 2.
Pdeficit=Dma xabas−Dmax pro Ec. 2. 4
Pdeficit = Déficit de la demanda eléctrica.
Dmax pro = Demanda máxima a un tiempo determinado (10 años).
Dmaxabas = Demanda de abastecimiento.
Datos:
Dmax pro=4.274,00[ MW ]
55
Dmaxabas=5.846,11[ MW ]
Solución:
Pdeficit=Dmaxabas−Dmax pro
Pdeficit=(4.274,00−5.846,11)[M W ]
Pdeficit=−1.572,11 [MW ]
En el periodo estimado de 10 años, se tendrá un déficit de 1.572,11 MW por lo
que habrá la necesidad de construir una o varias unidades de generación ya sea una
Central Hidroeléctrica o Una Central Térmica; si los datos estadísticos de
funcionamiento de las centrales de generación o del Sistema Eléctrico de Potencia nos
garantizaría que las centrales van a tener en el tiempo determinado una fiabilidad y
confiabilidad del 100%. La mayoría de fallas se producen por condiciones
atmosféricas o por manipulación de las mismas dando lugar a que se pueda perder un
porcentaje de abastecimiento dejando sin servicio eléctrico a varios sectores del país.
En el periodo de 10 años, las centrales de generación van a tener que trabajar a un
porcentaje extra, creando trabajo excesivo para cada una de las generadoras, causando
así fatiga en las maquinas, lo cual produce problemas que pueden causar un déficit de
abastecimiento del país. Si ocurre alguna avería en las generadoras no se va a poder
abastecer al país ya que va a estar el sistema trabajando a una potencia excesiva. Por lo
que se recomienda realizar el estudio de la ubicación de una Central Hidroeléctrica o
una Central Térmica.
. Nota: La demanda máxima proyectada (10 años), mostrada en la Ec. 2.2 no toma en
cuenta el consumo de las cocinas de inducción, que van a ser implementadas
56
obligatoriamente al sector residencial, si este fuera tomado en cuenta se elevaría el
total de la demanda proyectada un 50%, ya que la parte residencial ocupa 87.43% del
consumo eléctrico, el 37.43% restante es de consumo habitual en las residencias.
Cálculos con el aumento de potencia con las concinas de inducción.
Dmax apro=Dmaxapro∗¿∗(1+ic−induc )¿ Ec. 2.5
ic−induc=¿ Promedio de las cocinas de inducción
Datos:
Dma xpro=5.846,11 [ MW ]
ic−induc=50 %
Solución:
Dmax apro=5.846,11∗(1+0 .50)MW
Dmax apro=8769.17 [ MW ]
CAPÍTULO III
57
PROPUESTA
3.1 PROPUESTA DE GENERACCION ELECTRICA
De las tres cadenas energéticas que expusimos en el Cap. 1. Nos inclinamos por
las dos primeras que tenemos un 80% y 81% de fiabilidad. Por lo cual se va a
continuar con el proceso con las dos centrales de generación.
3.1.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE DETERMINACIÓN
Como podemos observar los datos de tabla (2.8-2.10 del Cap. 2), los costos de
consumo de una central térmica en la parte de combustible y mantenimiento, son muy
elevados ya que los precios en US$/gal, exceden en los precios de subsidio eléctrico
ya que se debe de compensar los gastos con otros ingresos de impuestos, por ese
motivo se ve más factible la creación de una Central Hidroeléctrica ya que tiene
ganancia más neta en la parte de producción de energía , su tiempo de creación es
demasiadamente extenso comparada con la central térmica, pero el análisis del VAN
(Valor actual neto) y TIR (Importante de la inversión), para una central hidroeléctrica
es muy rentable ya que se recuperara la inversión en un tiempo extenso , pero se va a
tener una ganancia neta comparada con las Centrales Térmicas, la decisión de crear por
parte del gobierno Centrales Térmicas en el país, es para llegar a abarcar el ámbito de
comercial (industrias), en las ciudades de que contienen más industrias en el país,
afectando con sus cargas al sistema eléctrico de potencia, es así que se toma esta
decisión sin escatimar costos de producción de este tipo de energía.
3.2 CASO 1
58
3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Se encuentra situado en la República del Ecuador, quedando una parte en la
provincia de El Oro y otra parte en la provincia de Loja, quedando dividido por el río
Puyango. (WIKI)
Figura 3. 1 Ubicación de la central en el Rio Puyango
3.2.2 CUENCA HIDROGRÁFICA RIO “PUYANGO”
Para poder observar la cuenca hidrológica diríjase al ANEXO 3
3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “PUYANGO”
Existe un crecimiento en la parte de viviendas y comercio en Puyango provincia
de Loja, lo cual implica una demanda eléctrica. Colocando una central hidroeléctrica
en este cantón, aumentaríamos el turismo, plaza de trabajo, y la más importante
compensaríamos una parte de la demanda eléctrica que necesitamos compensar.
59
3.2.4 DATOS TÉCNICOS
NOMBRE: PUYANGO EN CPTO.MILITAR (PTE.CARRETERA)
CÓDIGO: H591
PERIODO: 2001-2010 (recolección de datos de caudal mensual)
LATITUD: 3°53'0'' N
LONGITUD: 80°4'47'' W
ELEVACIÓN: 350 msnm
Caudales (Datos hídricos obtenidos) (INAMHI)
3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.
Para tener el caudal del rio, el INAMHI se encarga de realizar una evaluación
mensual sobre la evolución que va teniendo el rio mediante los cambios de clima, en
este caso escogemos 108 datos para obtener un caudal promedio. (INAMHI)
Tabla 3. 1 Caudales Mensuales del 2002 - 2010
LATITUD 3° 53 ´ 0 N Y LONGITUD 80°4´47 W
Ano E F M A M J J A S O N D
2002 41,23 112,41 245,15 217,79 98,17 49,2531,0
7 21,49 16,79 16,01 18,82 38,63
2003 53,32 110,95 132,92 152,68 40,83 26,7519,1
0 14,82 13,77 12,88 26,22
2004 52,23 108,44 117,79 165,99 79,40 42,8427,3
5 18,66 18,28 16,44 17,20 27,03
2005 32,90 108,55 244,48 141,02 69,26 36,4422,7
2 16,13 12,86 11,92 11,64 15,95
2006 38,66 181,15 320,63 260,09 65,20 37,5223,7
0 16,78 13,48 11,03 20,69 75,21
2007 90,44 115,83 226,16 223,63 96,24 57,7533,6
3 22,71 17,66 15,02 15,51 18,45
2008 113,07 389,44 335,81 328,23 168,57 71,4440,8
6 27,99 20,38 18,62 20,87 26,07
2009 152,30 279,30 248,23 182,01 143,68 67,1441,0
8 27,50 20,88 16,80 15,23 29,91
2010 72,11 279,30 194,35 197,82 103,12 48,4432,9
7 21,98 16,80 13,68 26,61
QMm 71,81 187,26 229,50 207,69 96,05 48,62 30,2 20,89 16,77 14,71 19,20 33,04
60
7
Q=82,23 m3/ s
3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.
Ph=g∗Q∗H∗d Ec. 3.1
Dónde:
Ph=Potencia
d=Densidad
H=Altura neta
Q=Caudal
g=Gravedad (9.81[ m
s2])
Datos:
Q=82,23m3
s
d=1000kg
m3
H=175 m
1 Wats=1Nm
s
Ph=9.8ms2∗82.23
m3
s∗175 m∗1000
kgm3
Ph=141024450Nms
PTotal=1 41.03 [MW ]
61
Nota: Estos datos pueden ser comprobado en el ANEXO 4
3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA
Con los datos de caudal y altura del diseño de la Central Hidráulica, nos dirigimos
a la figura1.7 (Cap. 1 Sec. 1.7), comparamos datos y nuestra turbina a utilizar es:
Turbina: TURBINA TIPO KAPLAN
3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
Una vez terminado la hidroeléctrica, nuestro sistema vas a ser conectado a la línea
más cercana en este caso es:
A la línea de 220 Kv que va de Zorritos a Machala (ANEXO 5)
62
3.2.5 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Tabla 3. 2 Costos de ganancia y pérdida
Energia
ΔEnergia E (MWh/h)
15,00Beneficio: $ 6.570.900
Gastos por operacion y manteniemiento $ 328.545Beneficio real $ 6.242.355
Inversion $ 26.154.390
Tasa interés: 0,09
Inversión: $ (26.154.389,57)
AÑO BENEFICIO VPN TIR1 $ 6.242.355,00 ($ 18.740.787,50) -76%2 $ 6.242.355,00 ($ 13.920.544,09) -38%3 $ 6.242.355,00 ($ 9.498.302,43) -15%
4 $ 6.242.355,00 ($ 5.441.199,99) -2%5 $ 6.242.355,00 ($ 1.719.087,66) 6%6 $ 6.242.355,00 $ 1.695.694,29 11%
7 $ 6.242.355,00 $ 4.828.521,77 15%8 $ 6.242.355,00 $ 7.702.675,42 17%9 $ 6.242.355,00 $ 10.339.513,63 19%10 $ 6.242.355,00 $ 12.758.631,26 20%11 $ 6.242.355,00 $ 14.978.005,23 21%12 $ 6.242.355,00 $ 17.014.128,14 22%13 $ 6.242.355,00 $ 18.882.130,80 22%14 $ 6.242.355,00 $ 20.595.894,72 22%15 $ 6.242.355,00 $ 22.168.155,19 23%16 $ 6.242.355,00 $ 23.610.595,99 23%17 $ 6.242.355,00 $ 24.933.936,18 23%18 $ 6.242.355,00 $ 26.148.009,74 23%19 $ 6.242.355,00 $ 27.261.838,70 23%20 $ 6.242.355,00 $ 28.283.700,12 24%
63
3.2 CASO 2
3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA “ZAMORA”
El río Zamora es un río del sureste del Ecuador, una de las fuentes del río
Santiago, a su vez afluente del río Marañón, y, por tanto, parte de la cuenca superior
del río Amazonas. Tiene una longitud de unos 183 km. (WIKI)
Figura 3. 2 Ubicación de la central en el Rio Zamora
3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “ZAMORA”
Existe un crecimiento en la parte de viviendas y comercio en Zamora capital de
Zamora Chinchipe, lo cual implica una demanda eléctrica. Colocando una central
hidroeléctrica en este capital, aumentaríamos el turismo, plaza de trabajo, y la más
importante compensaríamos una parte de la demanda eléctrica.
3.2.4 DATOS TÉCNICOS
64
NOMBRE: BOMBOIZA AJ. ZAMORA (H-881)
PERIODO: 2001-2010 (recolección de datos de caudal mensual)
LATITUD: 4°04'09'' N
LONGITUD: 78°57'24'' W
ELEVACIÓN: 970 msnm
Caudales (Datos hídricos obtenidos) (INAMHI)
3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.
Para tener el caudal del rio, el INAMHI se encarga de realizar una evaluación
mensual sobre la evolución que va teniendo el rio mediante los cambios de clima, en
este caso escogemos 108 datos para obtener un caudal promedio.
Tabla 3. 3 Caudales Mensuales del 2002 - 2010
Ano J F M A M J J A S O N D
2002 2025,731603,7
0 1125,50 832,91 98,17 218,30 241,86199,3
8 148,52 152,64 - 321,35
2003 1593,551303,7
0 642,99 376,96 40,83 201,44 19,10 14,82 389,65 12,88 - -
2004 1109,121149,4
7 1361,15 611,24 79,40 207,19 27,35 18,66 18,28 16,44 17,20 -
2005 1583,132130,5
6 892,26 338,46 69,26 147,91 892,26 16,13 2130,56 682,57 11,64 386,50
2006 2150,401777,3
6 682,57 313,81 65,20 37,52 682,57 16,78 1777,36 1884,59 20,69 327,25
2007 1907,821937,1
7 1884,59 1261,95 96,24 57,75 1884,59 22,71 1937,17 1459,76 15,51 -
2008 2152,032181,6
3 1459,76 0,65 168,57 71,44 40,86 27,99 20,38 18,62 20,87 391,41
2009 2126,791344,0
0 1095,20 509,83 143,68 67,14 41,08 27,50 20,88 16,80 15,23 592,23
2010 1897,662244,2
1 534,47 749,57 103,12 48,44 32,97 21,98 16,80 13,68 26,61 753,56
QMm 1838,471741,3
1 1075,39 555,04 96,05 117,46 429,18 40,66 717,73 473,11 18,25 462,05
Q=647.18 m3/ s
65
3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.
h=g∗Q∗H∗d Ec. 3.1
Dónde:
Ph=Potencia
d=Densidad
H=Altura neta
Q=Caudal
g=Gravedad (9.81[ m
s2])
Datos:
Q=647.18m3
s
d=1000kg
m3
H=220m
1 Wats=1Nm
s
Ph=9.8ms2∗647.18
m3
s∗22 0 m∗1000
kgm3
Ph=145 67 0080Nms
66
PTotal=1 45 6.68[ MW ]
Nota: Estos datos pueden ser comprobado en el ANEXO 5
3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA
Con los datos de caudal y altura del diseño de la Central Hidráulica, nos dirigimos
a la figura1.7 (Cap. 1 Sec. 1.7), comparamos datos y nuestra turbina a utilizar es:
Turbina: 3 TURBINA TIPO FRANCIS
Figura 3. 3 Ubicación de la central hidroeléctrica
3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
Una vez terminado la hidroeléctrica, nuestro sistema vas a ser conectado a la línea
más cercana en este caso es:
67
Se conectara a central eólica villonaco (ANEXO 7)
3.2.6 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Tabla 3. 4 Costos de ganancia y pérdida
Energia
ΔEnergia E (MWh/h)
15,00Beneficio: $ 6.570.900
Gastos por operacion y manteniemiento $ 328.545Beneficio real $ 6.242.355
Inversion $ 26.154.390
Tasa interes: 0,09
Inversión: $ (26.154.389,57)
ANIO BENEFICIO VPN TIR1 $ 6.242.355,00 ($ 18.740.787,50) -76%2 $ 6.242.355,00 ($ 13.920.544,09) -38%3 $ 6.242.355,00 ($ 9.498.302,43) -15%
4 $ 6.242.355,00 ($ 5.441.199,99) -2%5 $ 6.242.355,00 ($ 1.719.087,66) 6%6 $ 6.242.355,00 $ 1.695.694,29 11%
7 $ 6.242.355,00 $ 4.828.521,77 15%8 $ 6.242.355,00 $ 7.702.675,42 17%9 $ 6.242.355,00 $ 10.339.513,63 19%10 $ 6.242.355,00 $ 12.758.631,26 20%11 $ 6.242.355,00 $ 14.978.005,23 21%12 $ 6.242.355,00 $ 17.014.128,14 22%13 $ 6.242.355,00 $ 18.882.130,80 22%14 $ 6.242.355,00 $ 20.595.894,72 22%15 $ 6.242.355,00 $ 22.168.155,19 23%16 $ 6.242.355,00 $ 23.610.595,99 23%17 $ 6.242.355,00 $ 24.933.936,18 23%18 $ 6.242.355,00 $ 26.148.009,74 23%19 $ 6.242.355,00 $ 27.261.838,70 23%20 $ 6.242.355,00 $ 28.283.700,12 24%
68
3.3 RESULTADOS OBTENIDOS
Ptotal=PPuyango+PZamora
Ptotal=(141.03+1456.68 )[MW ]
Ptotal=1597.71 [MW ]
PTotal−Final=P total−PDem−10años
PTotal−Final=1597.71−1772.11
PTotal−Final=−174. 4 MW
69
CAPITULO IV
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
Se concluye que en el periodo estimado de 10 años, se tendrá un déficit de
5886 .27 MW por lo que se deberá aceptar la propuesta de construir 2 Centrales
Hidroeléctrica en los diferentes sectores del Ecuador, una en Zamora con una
potencia de 141.03 MW que y otra en Puyango con una potencia de 1456.68 MW.
Con la suma de las dos potencias en el sistema cumplimos con la demanda al
horizonte planeado.
los datos estadísticos de funcionamiento de las centrales de generación o del
Sistema Eléctrico de Potencia no nos garantizara que las centrales van a tener en el
tiempo determinado una fiabilidad y confiabilidad del 100%.
Se concluyó que costos de consumo de una central térmica en la parte de
combustible y mantenimiento, son muy elevados ya que los precios en US$/gal,
exceden en los precios de subsidio eléctrico, por ese motivo se ve más factible la
creación de una Central Hidroeléctrica.
RECOMENDACIONES
70
En base al estudio se recomienda que se realice un diseño más excautivo para la
colocación de la central de hidroeléctrica en el rio Puyango y rio Zamora ya que
nos aportaría una cantidad de energía significativa para el sistema.
Analizar más detalladamente el criterio del caudal de diseño, análisis que implica
una evolución técnico-económica en la selección de la potencia instalada en base
de la implementación de la central hidráulica.
Se recomienda tener datos de los caudales actuales ya que se utilizó una tabla del
comportamiento evolutivo del caudal hasta el año 2010, con el fin de observar si
la potencia total de generación incrementa.
Finalmente, se recomienda al gobierno que invierta en esta central hidroeléctrica,
debido a que estos proyectos benefician e incentivan el desarrollo de los pueblos,
además por tratarse de ser proyecto de producción de energía limpia cuanta con
certificados de reducción de emisión de carbono.
71
BIBLIOGRAFIA
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ordenación de cuencas hidrográficas.» Venezuela, 2011. Pga. 10-22.
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INTERCONECTADO. QUITO, JULIO 2014 - 2015,Pág. 16.
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72
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<http://es.wikipedia.org/wiki/Cant%C3%B3n_Puyango>.
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