P R O G R A M A DE O P E R A C I Ó N

'DE UN

S I S T E M A I N T E R C O N E C T A D O D E E N E R G Í A

E L É C T R I C A

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN LA

ESPECIALIZACION DE ELECTRICIDAD

EN LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

POR: GALO ERNESTO FLORESPAZ Y MIÑO

Quito, Marzo 1.969

Dedicó el Presente Trabajo de Tesis

A mi Adorada Madre:

Que con su abnegación

y esfuerzo creó en mí el espíritu de tra.

bajo y superación.

Y a la Memoria de mi Padre:

Que a su muerte me le_

gÓ su honradez y el respeto a la digni -

dad humana.

C E R T I F I C O :

Que el presente Trabajo de Tesis, ti-

tulado :

11 PROGRAMA BE OPERACIÓN DE UN SISTEMA IN

TERCOKECTADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA »

Fue desarrollado por el Sr. Galo Ernesto

Plores Paz y Miño, como trabajo previo a

la obtención del titulo de Ingeniero E -

lectricista.

le ]#elaffc[uez TeránDe,cauo de/la^Pacultad de Ing.Eléctricade 0.a Escuela Politénica Nacional.

(Director de Tesis )

Quito, Marzo de 1.969

A G R A D E C I M I E N T O

¿L terminar el presente trabajo de Tesis, quiero dejar constancia

de mi agradecimiento a:

LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL: Por brindarme la posibilidad de se -guir en sus aulas una carrera profe-sional y además porque en base a lasdisciplinas aprendidas, me siento _útil para mí y para la sociedad.

AL SR. ING. JAIME VELASQOE2 TERAN : Por aceptar ser el Director deTesis y aún más por el-impulso moti-vado a la ejecución y entrega delpresente Trabajo.

AL SR. ING. ALEJANDRO CÁRDENAS: Por haber sido originalmente mi Di-rector de Tesis y haberme prestadotoda su colaboración y tiempo paraconformar el tema de Tesis inicial.

A LA EMPRESA CHIDRAL DE CALI - COLOMBIA: Por facilitarme un cursopráctico en sus instalaciones, elmismo que estuvo guiado a mi prepa-ración en el campo que traté en miestudio de Tesis.

ÍNDICE GENERAL DE MATERIAS - A

CAPITULO I Páginas

Introducción • 1

CAPITULO II

2. Generalidades ...*...».... .....* 3

2.1. La Energía Eléctrica, índice de adelanto de un país

2.2. Aplicación e importancia de la Energía Eléctrica

2.3. Moderna concepción económica en la Producción de Energía E~

léctrica

2.4- La interconexión, medida económica de Producción 4

2.5. Un sistema interconectado de~be aer de generación mixta 5

2.6. El costo de Producción de la energía en cada sistema de

generaciÓn .....».......*.............*...«.....*.*.... 6

2.7- Influencia de la localización de una Central en los Costos 9

2.8. Función de un embalse de regulación en generación de E —

nergía * 10

2-9- Beneficios de la Regulación en una Central hidroeléctrica 12

2.9*1- En una Central que alimenta por sí sola a la carga ..

2,9*2. En una Central partícipe de un sistema interconectado 13

CAPITULO III _ _ . ,. . . _ ,_3. Estudio de la Carga 17

3.1. Estudio de la Evolución de la Carga

3.1.1» Tabulación de los Datos estadísticos

3.1.2. Elaboraciones Estadísticas.. ...*.* ,. 18

3.1.2.1. Gráficas

3.1.2.2. Analíticas

3.1.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS EN EL ESTUDIO DE EVOLUCIÓN de

LA CARGA. * I - 20-24

3-1-3.1. Crecimiento de la Demanda

(2)

Páginas

3.1.3*2. Comportamiento de la Carga en Función a

la Electrificación» 33

3.1.3.3- Análisis de los Factores de Carga 36

3.2. Curvas de Carga 38

3.2.1. Curva de Carga Anual 39

3.2.1.1. Variación anual de los Picos de Carga ...

3.2*1,2» Factor Estacional 41

3.2.1.3- Conclusiones 52

3.2.2. Curva de Carga Semanal 56

3.2.2,1. Curva Diaria de Carga en la Semana ......

3-2.2.2. Cargas'y Factores .**.,.., 57

3.2.2.3- Conclusiones

3.2.3. Curva de Carga Diaria . .. 59

CAPITULO IV

4- ¿bastecimiento de la Carga .*................ 63

4.1. Central hidroeléctrica • 64

4-1.1. Características Físicas

4-1.2. Evaluación de Recursos hldricos de la Cuen-

ca de la Central 66

4.1.3- Reservorio de la Central

4.1.2. Características operativas 91

4.1.2.1. Regulación

4.1.2.2. Pérdidas 94

4.1.2.3- Eficiencias 98

4*1-3. Producción de la Central Hidroeléctrica ... 112

4.2. Centrales Térmicas 116

4.2.1. Central Térmica a Vapor 120

4.2.1.1. LocalizaciÓn 121

4.2.1.2. Características operativas 123

4.2.2. Central Térmica Diesel 130

(3)

Páginas

4-2.2.1. Características Físicas 134

4.2,2.2» Características Operativas

CAPITULO V

5. Progrma de Operación del Sistema . 139

5.1. Generalidades

5.1.1. Aspectos operativos de cada una de las Centrales

5-1.1.1. Sn la hidroeléctrica

5.1.1.2. En la Termoeléctrica 140

•5.1*1.3...En la Diesel 142

5.1.2. Aspectos económicos que intervienen en la operación

del sistema.

5.1*3. Recursos de Generación y Potencia Instalada ..... 145

5.1 .4. Magnitud de la Carga 146

5.2. Programa de Operación

5.2.1. Desarrollo del programa de operación

5.2.1.1. Programación Anual

5-2.1.2, Proceso de Cálculo para programación Anual 155

5-2.1.3» Análisis del Programa de Operación 170

CAPITULO vi6. Conclusiones Finales .,... , 180

IÍTDICE GEHEHAL DE TABLAS - B

Páginas

N° 1 Energía Anual de la Carga ........... .. ............ ... 25

N° 2 Energía y Potencias del sistema ..... ...... . .......... 27

N° 3 Factores de la Carga ......... ....... ................. 29

&° 4 Energía, Potencia y Factores Mensuales - Ano de Estudio 42

N° 5 Factor Estacional .................... ................ 53

K° 6 Energía, Potencia y Factores Semanales ..... ¿ ......... 61

ÍT° 7 Tabulación de los Caudales de los Catorce aífros de ob-

servaciones .......... .................... ............ 69

lí0 8 Tabulación de Caudales cronológicos — ¿fío de menores

caudales .*.»«...,»..........*.......*.......*........ 70

K° 9 Tabulación de Caudales acumulados . ........... . ....... 71

N° 10 Tabulación de caudales utilizarles ........ ......... . . 77

H° 11 Tabulación de caudales medios utilizables ... ...... ... 78

U° 12 Tabulación de caudales Máximos disponibles y medios u—

tiliaables ....... . ................................... 79

N° 13 Capacidad instalada en la Central hidroeléctrica ..... 89

N° 13" Valores de Potencia en función de la Variación de car-

ga y calda ................ . ............... . ......... * 109

N° 14 Producción de la Central hidroeléctrica .............. 117

N° 15 Capacidad instalada en la Térmica ........ ... ......... 121

íí° 16 producción de la Central Térmica a Vapor .. ..... *.,... 131

1T° 17 Producción de la Central Diesel , ........ * ...... . ..... 137

0 18 producción total del sistema ........... . ....... . ..... 147

U"0 19 Producción de las Centrales como parte del sistema

terconectado ...*.. + ..*....* ..... ...... ..... .......... 147*

K° 20 Disponibilidad Periódica de Caudales y Potencia, Energía 149

13° 21 Variación de la Demanda - Potencia, Energía y Factor de

Carga ,*.... ---- .' ..................................... 149'

lí0 22 Proceso de cálculo de operación Anual ..........*...** 171

ÍT° 23 Programa de Operación Anual, Potencia y Energía ...... 173

ItfDICE GENERAL DE GRÁFICOS

CAPITULO III Páginas

TT° 1 Crecimiento de la Demanda 26

íí° 2 Curvas de-potencias y Energía Anuales ... 28

K"° 3 Análisis de Factores de Carga .'., 30

ÍT°4 Potencias y Energías generadas mensualmente 43

U0 5 Factor Estacional de la Carga del Sistema 54

N° 6 Curvas de Carga Diaria de una Semana ............... 55

N° 7 Curvas de Cargas"y Factores Semanales 62

CAPILLO IV

U"0 1 Curvas de Caudales .. 8o

tt° 2 Diagrama Cronológico de Caudales ................... 81

U"0 3 Diagrama Integral de Caudales ...................... 82

N° 4 Curva de Duración de Caudales 83

]\F0 5 Curva característica hidrológica 84

N° 6 Curva de Volúmenes de la represa 90

ÍT° 7 Regulación típica de la Hidroeléctrica 95

lí° 8 Esquema de la Central Hidroeléctrica 97

IT° Suficiencias Típicas », 105

N° 9 Curva de Operaión de la Hidroeléctrica . * 107

N°10 Potencias y Caudales de la Central Hidroeléctrica .. 118

lí°11 Gráfico de Factores y Costos de la Central Hidroeléctrica 119

N° 12Consumos - Cargas - Pérdidas - De la Central Térmica 132

N°13 Costos de Energía d.e la Central'Térmica 133

N°14 Factores de Producción de la Central Térmica 138

CAPITULO V

H° 1 Participación en la Carga y costos del Sistema .».*. 148

N° 2 Curvas de Carga Normal y de Duración de la Carga ... 158

NO 3 Curva Modificada de Carga ..i 159

C A P I T U L O I

I N T R O D U C C I Ó N

El Ecuador en el momento actual ha emprendido en un plan de

infraestructura económica, en el que consta el Programa Nacional

de Electrificación, el mismo que llevará al pala a la industria -

lización*

Hasta hoy, la electrificación ha estado en-manos de munici -

pios y empresas, que en vista de la necesidad de servicio eléctrico

han planificado y construido centrales eléctricas, de acuerdo a sus

requerimientos de energía. Esto ha conducido a que en el país se ha

ga inversiones grandes, las mismas que se han podido justificar des_

de el punto de vista de servicios prestados, pero no en el campo

técnicoj sea el eléctrico o el económico.

Como resultado de eata falta de planificación, hoy en día en

nuestro país tenemos un déficit de energía eléctrica» Este déficit

y la necesidad de cambiar la estructura económica del país, ha obli_

gado a variar nuestra mentalidad y con ello a hacer una planifica -

cián con carácter regional en una etapa inicial y luego para un fu-

turo no muy lejano, planes de amplitud nacional.

Así después de pocos años, tendremos un sistema interconecta—

do de energía que suministrará el servicio eléctrico a todo el país.

Con ello ya se pensará en la construcción de centrales hidra -

eléctricas de distinto régimen Mdráulico, para buscar la mejor mane_

ra de asegurar la producción de energía eléctrica en todas las épo —

caá del año. Además por otro lado, se debe pensar que esto será defi_

nitivo y de hecho no lo es por la variación de los regímenes de los

ríos y por no ser lo suficientemente complementarios, en cuyo caso

se hace posible la necesidad de mentalizar y planificar, que en el

futuro contaremos con centrales térmicas, sean éstas de vapor o

(2)

Diesel, para con ello satisfacer laa condiciones del mercado y al

nacerlo, "bajo laa normas económicas y técnicas necesarias.

Este panorama que nos "brinda para el futuro el plan de elec-

trificación, ha hecho que me decida a tomar el presente tema de te_

sia de grado, el mismo que trata de los aspectos más importantes

q_ue se los debe tener presentes en el estudio, planificación, rea-

lización y operación de un sistema interconectado de Energía eléc-

trica, en el que se encuentran operando los tres típicos sistemas

de generación de energía eléctrica.

Como se puede observar el tema en sí tiene importancia por

ser de actualidad y además que cumple con una de las finalidades

que persigue la Bacuela Politécnica Nacional, que es la de aportar

con trabajos de orientación técnica para el país, y de alto grado

de aplicación profesional.

Conviene señalar que el tema lo pude obtener y estudiar a—

provechando un curso práctico que lo realicé en Cali, Colombia^en

donde me dieron las facilidades neceaarias para ejecutarlo.

Loa datos y estadísticas con loa que cuento para el preaente

trabajo, si bien es cierto, que no se encuentran actualizados, no

es menos cierto que el trabajo que realizo no tiene valor por las

estadísticas establecidas, pues ese no es el objeto, sino más bien,

tiene su importancia desde el punto de análisis, de tal forma que

se pudieran considerar los datos como supuestos, para un trabajo de

aplicación.

Por último debo indicar que en el presente trabajo no quiero

hacer el desarrollo de un tema altamente especializado, sino la a—

plicaciÓn de una metodología q,ue cumpla con los propósitos para los

que se exige la tesis de grado.

EL AUTOR

(3)

C A P I T U L O I I

2 . G E N E R A L I D A D E S

2.1. LA ENERGÍA ELÉCTRICA, ÍNDICE DE ADELANTO DE UN PAÍS

En un país subdesarrollado como el nuestro, falta la industria,

la electrificación es posiblemente la política que abrirla las puer —

tas de la industrialización. Considerando que la energía eléctrica no

solamente es el elemento indispensable para mover la maquinaria, sino

aun más es el índice de adelanto y progreso de un país.

2.2. APLICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

Además se debe considerar que la energía eléctrica tiene gran

importancia, gracias a sus características talea como facilidad de

transporte y pérdidas limitadas en su transformación a energía mecánica

o calórica, manifestaciones energéticas fundamentales en los campos de

aplicación industrial. De allí nace la imperiosa necesidad de que pre —

viamente a la industrialización se tenga la suficiente cantidad de ener_

gía eléctrica, la misma que debe ser de una aplicación extensiva e in —

tensiva en todos los campos de su aprovechamiento, para lo cual hace

falta disponer de fuerza electro-motriz en abundancia, que tenga un pre_

ció de explotación bajo y que pueda competir con otras fuentes de ener-

gía.

2.3- MODERNA CONCEPCIÓN ECONÓMICA EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Básicamente se logra obtener un precio bajo de explotación de e—

nergía eléctrica, cuando se tiene previstos todos los aspectos económi-

cos que intervienen en el aprovechamiento de este índole. Al respecto

hoy en día se logra esta finalidad con la realización de estudios y e -

jecución de proyectos de programas de interconexión de centrales éléc .—

tricas hidráulicas de pequeños o grandes saltos de agua, con o sin re —

servorio, las cuales conectadas con las centrales térmicas van a ali -

(4)

mentar grandes sistemas, con lo que se logra tener un aprovechara! en_

to mixto de todos los recursos energéticos con que cuenta un país,

logrando con ello una gran ventaja, tanto para el servicio como pa-

ra las empresas productoras de energía.

Con la interconexión se logra no solamente suplir loa siste-

mas existentes, sino complementarlos y con ello se puede alcanzar

a solucionar los problemas nacionales o regionales y no los de sec-

tores limitados, de tal forma que se obtiene la energía en términos

de máxima economía.

2.4. LA IM!ERCOHEXIOJtf, MEDIDA ECONÓMICA DE PRODUCCIÓN

La explicación que justifica la interconexión, la cual es e -

conómica, "básicamente se debe lograr de la siguiente forma:

1 . Se logra mejorar el factor de carga de todo el sistema en

relación a los factores de carga parciales, que tendrían

las centrales consideradas aisladamente.

2. La reserva de las centrales particularmente consideradas,

se suman y con ello mejora el servicio y la seguridad de

contar con éste, es mayor.

3- Las inversiones realizadas para la. interconexión, serán

mucho menores que si se construyen nuevas centrales de ser

vicio sectorial.

4* Por otro lado con la interconexión se integran las regio —

nes intermedias entre los actuales centros de consumo, de

tal forma que se crean otros nuevos. Esto determina una

mejora del factor de carga»

5- Por Último con la interconexión, se da al sistema mayor fie

xiMlidad y capacidad.

(5)

2-5. UN SISTMA INTEHC01ÍECTÁBO DEBE SER DE GEUERACIOÍf MIXTA

En general se de~be considerar un sistema interconectado, como

una fuente de generación mixta, en el que intervienen centrales hi-

droeléctricas y térmicas. Las razones por las cuales se lo debe ha-

cer son las siguientes:

1. Los recursos hidráulicos no son inagotables.

2, Al considerar los costos de instalación d© centrales hidro-

eléctricas con relación a las termo—eléctricas son superior

las primeras y ésto lleva a que se considere a las segundas

como útiles para que tomen ellas la carga "base, sea en ca —

lidad de reserva o simplemente de potencia de las horas de

sobrecarga.

3- La diversidad de regímenes hidrológicos de las cuencas de

las centrales hidroeléctricas, no son lo suficientemente

complementarias en un sistema interconectado, como para su-

plir a una central térmica equivalente. Sste aspecto es de

vital importancia, pues si no existe posibilidad de comple—

mentación de los regímenes existentes, no se puede garanti-

zar la regularidad y continuidad del servicio eléctrico, as-

pecto que en el campo industrial es imprescindible.

4« Al hacer la interconexión se logra aprovechar al máximo las

instalaciones existentes y es así que en el caso de tener

un superávit de energía hidráulica, se lo aprovecha en ener-

gía generada para consumo industrial que pasa a ser masivo

con la interconexión y con ello disminuye la energía resi -

dual que se puede tener en caso de contar la central aisla-

damente.

5- Además la energía hidráulica se la puede almacenar para sal-

var los picos diarios de conaumo y atün salvar la falta de

agua en las épocas de estiaje, cubriendo con la central hi_

(6)

dráulica el pico y la "base con las •térmicas, de tal forma que con

la interconexión se logra la regulación de potencias específica -

mente.

2.6. EL COSTO DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA EN CADA SISM1A DE GENE-

RACIÓN.

Los costos relativos a cada uno de los tipos de generación e_s_

tan vinculados a los siguientes aspectos:

1 * El costo de kilowatio hora generado, está en función de la

inversión realizada, la misma que está relacionada con el

valor de la máxima carga que puede tener la central, es de-

cir la potencia instalada. Considerando este aspecto la cen

tral hidroeléctrica es mucho más cara.

2. El costo de kilowatio hora en función de una central térmi-

ca está afectado por los costos del combustible empleado,

cosa que no existe en la hidroeléctrica, pues ella emplea

la fuerza hidráulica.

3» Las centrales eléctricas si son establecidas en "base a una

pequeña calda, se justifican sólo cuando su aprovechamiento

eg elevado y además que se encuentre lo más cercano posible

de los centros de consumo, pues en caso contrario el costo

de líneas -de transmisión serían elevadísimos, tanto por su

instalación, como por las pérdidas que en ellas se generan.

Por el contrario las centrales que aprovechan grandes caí -

das, están por lo general localizadas en regiones montano —

sas, lo que determina que para su aprovechamiento económico,

se tenga que hacer grandes inversiones para obras civiles y

luego también en líneas largas de transmisión, cosa que en-

carece el costo del kilowatio hora generado.

4- Además cuando se hace una central hidroeléctrica, ésta debe

estar calculada y diseñada en base a una regulación del re -

(7)

gimen del río que la abasteaca de energía hidráulica, esto

tiene gran importancia para señalar los costos que requie-

re una o~bra para este objeto, los mismos que están en fun-

ción del margen de regulación, o lo que es lo mismo, al ta-

maño de las obras del embalse de regulación.

5» Además las centrales hidroeléctricas determinan su costo de

producción en función del grado de utilización de la insta-

lación, siendo mayor cuando éste es menor.

6. En las centrales hidráulicas las obras de regulación son cons-

truidas en "base a un probable aumento de potencia instalada

para llenar los requisitos de un futuro, pero esta solución

presenta el sobrecosto de tener una cantidad de dinero inver-

tida, sin tener de él ninguna rentabilidad durante el tiempo

en que la central trabaje con un bajo grado de utilización,

tiempo que es bastante incierto de ser evaluado con exactitud,

lo que hace que éste sea un colorario del punto anterior.

Este valioso criterio, en un país como el nuestro es fundamen_

tal, pues a más de no contar con las posibilidades de capital

necesario para una inversión muy grande y al tener un crédito

restringido e invertirlo en obras específicas de electrifica-

ción, quitamos en parte las posibilidades de inversión nacio-

nal a los demás campos en desarrollo.

7.Del margen de regulación de una central hidroeléctrica, se des-

prende además, la central en todo el año no puede trabajar a

plena carga, es decir que en unas épocas del año el costo se —

ría mayor que en otras, ésto se evidencia al decir que el gra-

do de utilización por esta razón de falta de agua disminuye

en las épocas de estiaje, ocasionando en este caso aumento del

costo de explotación, por disminución de la utilización del e-

quipo que se encuentra parcialmente inutilizado.

8. Paralelamente haciendo el análisis de las centrales térmi-

cas tenemos que la central térmica se la puede instalar en

función del crecimiento de la demanda, de tal forma que pue_

de ella trabajar en su plena carga, sacrificando con ello

el aumento de costos de combustible, pero en cambio traba-

jando con factor elevado de utilización, es decir disminu —

yendo el costo por cargas financieras.

9» Las centrales térmicas se encuentran ubicadas en los secto-

res cercanos a los centros de consumo, con lo que seahorra

el precio de las instalaciones de líneas largas de transmi-

sión y el costo ocasionado de pérdidas en las mismas*

10. Dividiendo a las centrales térmicas en centrales de vapor y

de motores a Diesel, conviene señalar que los costos más im-

portantes son los pertenecientes a los combustibles y éstos

varían de acuerdo a lo siguiente:

a. En las centrales de vaporí

1. Cuando la planta se encuentra cerca a la mina de pro-

ducción del carbón, la producción es mucho más barata

que otra que requiera ser abastecida de carbón trans-

portado, pues las tarifas de estos inciden en forma

importante*

2» Hoy en día las unidades térmicas a vapor trabajan con

carbones de buena calidad y si se encuentran cerca de

los centros de consumo, su valor es aceptable en gene-

ral*

3. Además cuando el carbón es de mala calidad se lo puede

pulverizar, con lo que se mejora su rendimiento calóri-

co y si la central se encuentra junto a la mina se jus-

tifica aun más y sus precios de producción bajan.

(9)

"b. Con relación a las centrales con motores a Diesel hay

que señalar que el costo es variable. Ellas cambian en

función a su tamaño y grado de utilización., y gasto de

combusti~ble. Al respecto las centrales de este tipo se

las utiliza siempre como auxiliares, más no como para

servicio continuo, es conveniente emplearlos como unida-

des de reserva o para cubrir los picos instantáneos de

carga, y para las variaciones grandes de la misma, por

la facilidad que tienen para ejecutar este trabajo.

Estas centrales por encontrarse en los centros mismos

de consumo facilitan la estabilidad del sistema que es-

tán conectados, porque puede absorber variaciones de

frecuencia. Es conveniente indicar que las centrales de_

ben ser en lo posible equipadas con unidades de baja ve_

locidad para disminuir costos de mantenimiento y aumen-

tar la vida útil de ellas.

2.7. I1ÍFLUE1ÍCIA DE LA LOCALIZACIOH DE UNA COT5UL EN LOS COSTOS

Los aspectos tratados sobre los valores de coatoa que hemos

visto hasta el momento, se refieren a costo de producción, hasta

los bornes de la subestación de subida de voltaje de la central, pe_

ro luego si estos valores los computamos, considerando el centro de

consumo, estos difieren mucho, es así que los costos de la energía

producida por la central hidroeléctrica llega en determinados casos

a un valor de tres a cuatro veces al valor del costo de generación,

mientras que los de las térmicas a vapor suben como máximo al doble

y en el caso de las térmicas Diesel, la relación no sube más de un

40^o, lo que se explica al considerar su localiaación dentro del ceri

tro de consumo*

(10)

El costo del kilovatio hora distribuido de una central hidro-

eléctrica se lo puede llegar a relacionar aproximadamente en fun —

ción del costo de inversión por kilowatio hora generado y referido

a las barras de la subestación de "bajada, al factor de carga asis-

tente. En caso de ser una central aislada y si es una central que

abastece a un sistema como el que tratamos, ae lo debe relacionar

con el grado de utilización de la instalación, según éste, en el va-

lor se debe considerar los gastos de explotación y los gastos finan —

cieros,

En cambio en una central termo-eléctrica ai están también en

función de estos dos aspectos mencionados, es decir gastos financie

ros y de explotación, la influencia de éstos en las térmicas difie-

ren enormemente, ya que los financieros en las hidroeléctricas son

superiores a los de explotación, en el caso de la térmica estos cos-

tos influyen en el costo del kilowatio hora distribuido, por igual,

de tal forma que estos valores se los debería comparar y encontraría

mos decisiones, que antes de tomar cualquier resolución en estos as-

pectos, tendríamos que estudiar mucho y definirnos cuando estemos

muy seguros»

Esto tiene valor desde un punto de vista explicativo sobre

costos del kilowatio hora, de cada uno de los tipos de generación,

2.8. LA FUNCIÓN DE UN EMBALSE DE REGULACIÓN EN LA GENERACIÓN DE ENEH-

GIA.

Al considerar una central hidroeléctrica se debe observar si

ésta tiene o no reservorio de regulación y cual es el margen de re-

gulación.

En caso de tnnerlo, hay que saber si este está en función de

la carga o del caudal y según eso, lo calificaríamos, guiándonos de

lo siguiente:

(11)1 . Si una Central está, en condiciones de a"bsor"ber las fluc-

tuaciones diarias de la demanda de una regían, de tal fojr

ma que sea afilo ella la que a"bastesca la demanda, siguien-

do un mecanismo de régimen de gasto máximo en las horas de

pico y luego pasadas éstas, los caudales residuales del

gasto requerido por la carga de la central sean almacena -

dos, para que nuevamente al día siguiente se repita la mis

ma operación. En este caso, una Central que tenga un reser—

vorio que cumpla con esta finalidad se dirá que tiene un

margen de regulación diaria.

2. Si tenemos una central que cumpla esta misma función, en

períodos semanales, es decir que las fluctuaciones de carga

en loa distintos días de la semana sean controlados por el

reservorio de almacenamiento, de tal forma que en el día que

tenga máxima carga, pueda abastecerla y luego en los días

de menor demanda, almacene el agua remanente del gasto, de

tal forma q,ue para el ciclo de la próxima semana esté en

condiciones de soportar las variaciones de la carga, se di-

rá que es una central que cuenta con regulación semanal,

Con relación a la variación de la carga se puede decir que

existen estos dos casos de regulación, pues en períodos más

largos como el mes o el año, no tiene relación considerar

la variación de la carga, pues su variación de~bida a la in-

fluencia estacional y al crecimiento de la carga, no se con-

sideran en este aspecto general de regulación, ya que esta

influencia no determina un tipo de regulación de caudales.

Los tipos de regulación mencionados en este punto se los

conceptúa como de regulación parcial.

3- Si la Central .controla los recursos nídricos y su variación

en el ano, define a otro tipo de regulación y si se refiere

a la regulación de caudales para épocas de grandes precipi-

(12)

taciones y de estiajes. Se trata entonces de re-

gulación anual, en cuyo caso la central debe tener

un reservorio de almacenamiento grande como para

que ella pueda abastecer por si sola a la carga e-

léctrica demandada durante el período de un año,

supliendo eon la energía hidráulica almacenada en

los períodos de seguía, para luego volverlos a re-

cuperar en las épocas de grandes precipitaciones.

A este tipo de regulación se lo conoce con regu —

lación total.

La capacidad de la regulación de una o"bra, está,

limitada por los costos de inversión necesaria pa-

ra su construcción y el grado de utilización que

de ella se vaya a tener. Las centrales que cuentan

con regulación parcial, tienen costo menor, que

las que cuentan con regulación total.

2.9- BENEFICIOS DE LA REGULACIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Para hacer este análisis conviene saber si la central sirve por

si sola a la carga o si ella es participe de un sistema interconecta -

do, siendo esto importante, hace que estas dos alternativas sean ana -

lizadas.

,2.9.1 . BENEFICIOS DE LA REGULACIÓN DE UNA CENTRAL QUE ALIMENTA POR SI

SOLA A LA CARGA-

Considerando una central aisladamente, que sirve a una determina-

da carga por si sola, la regulación cumple las siguientes finalidades

que se convierten en beneficios:

1 . Con una regulación diaria o semanal ( parcial ) o anual ( total ),

el sistema está garantizando que estará en condiciones de abastecer

durante todos los periodos del año a la carga, cosa que si no hubie-

se la regulación, estarla sujeto a los caudales existentes en el

río, con una capacidad en este caso igual a la equivalente, con la.

que lograrla tenerHel caudal mínimo del río.

(13)

2. Al tener almacenamiento de agua nosotros estamos incrementando

la capacidad firme de la planta, la misma que se la define como

la capacidad mínima de generación en un período mínimo de 24 horas,

para este caso.

3. Se incrementa la capacidad máxima instalada, pues existiendo regu-

lación suficiente para suplir variaciones de carga y de caudal,

se puede hacer la instalación con una capacidad igual a la del pi_

co máximo.

4. En la mayoría de las veces al hacer un reservorio de regulación

se acrecenta un porcentaje considerable de la caída, la cual de -

termina un aumento de potencia. Esto naturalmente porque sube el

nivel del agua corriente, al nivel de la presa del reservorio.

5. Se puede mantener tina unidad de reserva eq_uivalente a una que pue^

de ser removida en determinado momento de la línea, por manteni -

miento o falla, con lo que se logra hacer una economía de una cen-

tral térmica equivalente para la reserva. Teniendo presente que e_s_

ta unidad hidráulica de reserva puede tomar la carga de la unidad

retirada casi instantáneamente, cosa que con una térmica no se lo

puede hacer en menos de treinta minutos.

6. Por último la central hidroeléctrica que tiene regulación, está

favorecida en caso de crecientes, ya que por ser ésta de gran ca-

pacidad de almacenamiento, determina una gran superficie lí"bre so

"bre el nivel del agua ©n el reservorio, que opera como un elemen-

to amortiguador de la creciente y elimina los riesgos que la cen-

tral correría, sino tuviera esta defensa.

2.9.2. BENEFICIOS DE LA REGULACIÓN EN UNA CENTRAL PARTICIPE DE UN

SISTEMA INTÉRCONSCTAJ30.

Al considerar el margen de regulación de una central hidroeléc_

trica conectada a un sistema mixto de generación, debemos decir que

el asunto es aíSn más importante que en el caso anterior, pues, ade -

más de los "beneficios antes mencionados en las centrales que ahaste -

(U)

cen por sí solas a la carga, se tienen los siguientes "beneficios:

1. La regulación en estos casos hace que su capacidad de al-

macenamiento sea menor, es decir que las instalaciones tari

to civiles como eléctricas no están so~bredimensionadas so-

bre limites tan grandes de caudales de variación anual,

pues en este caso se supone que se tiene una central térmi_

ca que comparte la carga durante todo el año, de tal mane-

ra que los límites de producción en base a los caudales na-

turales son suficientes y la regulación en vea de ser anual

pasa a tener carácter de regulación parcial, semanal o dia-

ria, en cuyo caso los costos de inversión disminuyen nota -

"blemente*

2. El efecto amortiguador de las grandes crecientes, se evaden,

cia en este caso, al considerar que en una gran creciente,

ima central hidroeléctrica sin reservorio quedaría inoperan

te, en cuyo caso se requeriría una planta térmica de capa —

cidad equivalente de reserva,para subsanar los problemas

que Ósto ocasionaría. Es decir que en este caso tendríamos

la unidad hidroeléctrica con la única finalidad de ahorrar

combustible de la térmica equivalente, cosa que no se jus -

tífica.

3* Al trabajar una central hidroeléctrica en paralelo con tér-

micas, permite que se pueda ejercer un despacho de carga

conveniente, de acuerdo a la época del ano. Así en tiempo

de grandes caudales la central hidroeléctrica serviría de

central de base en la curva de carga y en tiempo de estia-

je, tomaría picos, siendo la operación de la térmica inver-

sa.

4- La reserva del sistema se tendría en la central hidroeléo —

trica, pues como antes vimos está, en condiciones de operar

más rápidamente que una térmica.

(15)

El valor de la reserva estaría de acuerdo a la magnitud

del reservorio de regulación, a las condiciones de carga

y a la duración de la emergencia.

5« Por último al tener este tipo de generación mixta ae puede

determinar con facilidad el programa anual de mantenimiento,

de acuerdo a laa épocas del año, de tal manera que éste se

realice en las hidráulicas en el tiempo de estiaje y en épo-

cas de grandes caudales en la térmica.

A grandes rasgos he podido estudiar todos los aspectos vincula-

dos con la producción de energía eléctrica, en sistemas parciales o

mixtos.

Como es necesario hacer el análisis mas detallado de todos es-

tos aspectos y seleccionarlos cono un caso práctico, he creído necesa-

rio valerme de los datos obtenidos en el sistema Chidral, de Cali —

Colombia, para tratarlos, buscando con ello abordar uno de los cam -

pos más importantes de la Ingeniería Eléctrica, que es el de Progra-

mación de la operación de las Centrales de un sistema interconectado

de energía eléctrica*

Al hacerlo, pienso desarrollar una metodología que tenga el su-

ficiente valor analítico para la justificación académica de este traba

jo, como tema de tesis, tanto por la importancia técnica, como también

por su utilidad. El tema se presta para que en su desarrollo se haga

un análisis de todos los factores que intervienen en la producción de

energía eléctrica, y que se los debe conocer al proyectar una planta

a construirse, o para la operación de una>existente.

El desarrollo mismo de la tesis será orientado en forma de un

análisis critico, del cual se pueda obtener conclusiones que tengan va.

lor de utilidad práctica, relacionados con aspectos de discusión y a -

demás haré la exposición de conceptos vinculados al tema, que son nece_

sarios para la persona que se encarga de la programación de la carga

y que tienen que ser conocidos para la operación de las Centrales.

(16)

Así -visto el -tema, me serviré de él, como un ejemplo que me per-

mita en lo posi"ble poner en práctica los conceptos recibidos en

la Escuela Politécnica Nacional.

07)

C A P I T U L O

III

3. ESTUDIO DE LA CIEGA

Es el análisis,del consumo de energía de una región determinada,

en busca de información estadística para definir el comportamiento de

la demanda en función del tiempo y la potencia necesaria para abaste -

cerla.

Este estudio debe hacerse para un proyecto que se va a realizar

de una planta por construir o para servir a un mercado en "base a una

existente.

Para lograrlo tenemos que seguir un proceso inductivo y deducti-

vo en el que se manifiesten los fenómenos que w afectan con el tiempo

a la magnitud de la demanda de energía. Esto podemos hacer en "base al

siguiente estudio.

3*1 .EVOLUCIÓN DE LA CAJIGA

Evolución de la carga, es el proceso que ella lia seguido en el

pasado y la forma en la q.ue slla va a proyectarse en el futuro,, 4- pa-

ra conocer la evolución q_ue ha tenido la carga es necesario hacer un

estudio estadístico de los datos históricos de carga obtenidos.

Estos datos obtenidos deben ser de carácter aliatorio, es de —

cir casuales, para poder definir las causas que los ha ocasionado.

En base a esta primera disposición, elaboramos tablas y grafizamos

los datos obtenidos, para luego hacer las conclusiones pertinentes,

que nos servirán para los fines consiguientemente propuestos en este

estudio.

3.1.1. TABULACIÓN DE DATOS ESTADÍSTICOS ( Tabla N° 1 )

Estos datos son los obtenidos en el tiempo, los cuales para es_

(18)

te estudio de la evolución de la carga son referidos al año, co -

mo unidad periódica del tiempo.

Los datos considerados en la tabulación son los siguientes:

Energía Anual de la carga, Capacidad instalada y Potencias máximas

de Pico Anual.

Estos datos fueron tomados en el Centro de Operación del Sis

tema analizado y se encuentran recopilados en las Tablas N° 1 y 2 ,

3-1.2. ELABORACIONES ESTADÍSTICAS

En "base a los datos estadísticos tabulados, debemos hacer e—

laceraciones que nos sirvan para obtener una información suficien-

te. Estas elaboraciones pueden ser gráficas o analíticas.

3.1.2.1* ELABORACIONES GRÁFICAS

Las elaboraciones gráficas se refieren a los datos tabulados

en la Tabla H0 1 y 2. En base a estas elaboraciones podemos visua-

lizar las leyes que gobiernan el comportamiento de la carga y para

cumplir con este objeto, están considerados en estos gráficos los

parámetros de la demanda y al así estar podemos analizar la corre-

lación y la influencia que existe entre ellos, permitiéndonos con

esto, la identificación de los aspectos que tipifican a la carga»

3.1-2.1.1. CRECIMIENTO DE LA MMAJTOA ( Gráfico ÍT° 1 según Tabla 3ST°1 )

formalmente la variación de la demanda se la hace en valores

de potencia referidos a tiempo. Pero en el caso que trato, tengo los

valores de energía, pues lamentablemente no pude obtenerlos en fun

ción de potencia, a menos que para el período de los 8 últimos años.

La importancia de que estos valores sean de potencia o de ener_

gía para la obtención del índice de crecimiento de la carga, w es

indiferente, pues el índice o factor de crecimiento de la carga es

un valor porcentual y no tiene unidad.

(19)

En "base a este razonamiento, trazó la curva de la Demanda

o de Carga, en función a la energía generada durante el periodo

de registros ( 32 años, según la Ta"bla N° 1 ). Además adiciono

una escala porcentual que nos servirá, para hacer un análisis de

incrementos de energía en función del tiempo, relación que defi-

ne gráficamente al factor de crecimiento de la Carga, en función

de pendientes, al considerar valores de tiempo unitario.

3.2.2.1.2. CUEVAS DE POTENCIA Y EBEKGIA ANUALES ( Gráfico lí° 2

según Tabla H° 2 ),

En este gráfico se encuentran otijetivizados los valores

de potencia instalada en el sistema, potencias máximas de pico

de carga anual y la energía anual. SI período estudiado en esta

gráfica se lo relaciona desde el ano 1.954 a 1.962, la razón

para considerar eate período es en "base a la observación, del

gráfico ÍJ"0 1, en el que se nota que este período tiene un acen-

tuado crecimiento de la carga y además, si este período lo re -

lacionáramos con laa Ta"blas U0 1 y 2, se encuentra que el tiem-

po a que se refiere este período, coincide con el que empieza

a instalarse el sistema de energía, al que hago referencia en

este trabado.

El tiempo de nueve anos es suficiente para hacer la pro -

yección de la carga requerida para este estudio.

En este gráfico tenemos curvas <iue definen la variación

de la potencia instalada, la potencia Máxima y la Demanda Anual;

además se encuentran grafizados con relación a la horizontal,

varios casos ( 1 al 5 )? los mismos que representan las pendien-

tes referidas a la horizontal de los puntos de inflección de las

curvas y para trazarlas he considerado puntos correspondientes

en ambas curvas.

(20)

En la curva de potencias máximas anuales tenemos Valores

Primos y en la de la curva de carga media anual valores normales.

Este trazado "básicamente lo hago considerando que las pen -

dientes nos dan una relación de crecimiento, pues los incrementos

se refieren a porciones de carga en función del tiempo, que es

igual a la pendiente señalada.

Bajo esta consideración estoy en posibilidad de encontrar

las leyes que afectan a estos valores representados en las curvas

mencionadas y luego en base al comportamiento observado, analizó

los resultados en paralelo.

3.2.2.1.3. AÍTÁilSIS DE LOS FACTORES SE CARGA ( Gráfico HS 3 según

Tabla ÍT° 3 )

Buscando un sistema que relacione en base un factor de com-

paración significativo, he relacionado los valores del factor de

utilización, de carga, como también los valores de carga media, de

pico máximo, de demanda de energía y de la capacidad instalada, al

valor de cada uno de ellos, correspondiente al año 1.962.

El valor obtenido es un valor relativo que nos da una idea

de crecimiento en función del tiempo, con lo que logramos objetivi_

zar el comportamiento de cada uno de los parámetros, que intervie_

nen en calidad de elementos característicos de la carga y que al

encontrarse grafizados, todos en conjunto, nos permite observar

fácilmente la correlación y la influencia que cada uno de ellos

tiene en relación consigo mismo y los demás.

Las observaciones y detalles que obtengo en base a estos tres

gráficos, se encuentran expresados en el análisis de Resultados en

el estudio de la evolución de la carga.

3.1.2.2. BLABORACI01TBS ANALÍTICAS ( Cuadro N° 3 )

En estas elaboraciones trataremos de evaluar matemáticamente

(21)

el crecimiento y los demás parámetros que sirven para conocer y

evaluar la carga del sistema.

3.1.2.2.1. FACTOR DE CRECIMIENTO DE LA CARGA

Este factor nos determina el desarrollo y la celeridad con

q_ue la carga se incrementa en función del tiempo. Este factor lo

analizó en dos períodos parciales de 12 años y uno de 8 años, pri

mero, luego en uno de 32 años. Este sería el factor de crecimiento

en el tiempo total a que hacen mención los registros tabulados.

La relación matemática que nos da el crecimiento, en función

del tiempo y de los valores de energía, es la siguiente ecuación

exponencial:

MwH2 = MwHl ( 1 + fe )n

En la que: Energía ( MwH)

n ( años ) y fo ( fo ) que ee el factor de creci-

miento en este caso anual.

3,1.2.2.1.1. FACTORES PARCIALES

Se los obtendrá en base al siguiente cuadro:

Casos

a

"b

c

MwH

MwE31:

MwH43'

MwH55'

MwH2

MwH42

MwH54

MwH62 •

Fact.Crec.

' fe 1

fe 2 '

fe 3 :

Tiempo (n) •

( 1 2 años ) '

( 12 anos )

( 8 años )

Despejando la ecuación MwHw = MwH1 ( 1 + f c )

n log ( 1 + f c ) = log MwH2MwH1

n

Tendremos: log ( 1 + f c ) = J_ log MwH2

n MwH1

(22)

CASO A:

En "base a este aplicamos para cada caso:

a - MwH42 = 26.046

MwE31 = 7.126

IÑT = 12a

log ( 1 + f c ) = 1 log MwH42a N MwH31

a

log ( 1 + f c ) = 1 log ( 26046a N 7126

a

log ( 1 + fe ) = _1_ log 3.65 « 0.5623a 12 12

= 0.0473

1 + f c = 1 . 1 2a

fe = 1 . 1 2 - 1 = 0 . 12a

fea

"b - HwH54 - 88.354

MwH43 = 29.011

Nb = 10

CASO B:log ( 1 + fe ) = 1 log MwE54 « 1 log 88354 « log 30¿j-

STb 12 29011 ' 12

« 0.482912

log ( 1 -»- f c ) = 0.0402

1 + fe, « 1.10bfe, = 1 .10 - 1 = 0.101)fe =

(23)

CASO C;

MwH62 «= 487.429MwH55 « 83.354

H *= 8

log ( 1 + fe ) «* 1 log MwH62 =_J_ log 487.429 **_!C ttc MwE55 8 83.354 8

log 5-84

log ) 1 + fe ) = 0.7657 - 0.0957° 8

( 1 + f c ) = 1.25C

fC o 1.25 ~ 1 = 0.25C

fe = 15#C

3.1.2.2.1.2. FACTOR GENERAL DE CRECIMIENTO

MwH62 « 487.429

MwH31 •= 7-126

NG - 32

log ( 1 -t- fc ) = 1 log MwH62 - 1_ log 487.429 = 1 log 66.2g n MwH31 32 7,126 32

log ( 1 4- f c ) = 1.8209 = 0.0572S • 32 -

( 1 + f c ) « 1,14 fe a 1.14 - 1 «= 0.14e s

1 + f c = 1.14 - 1 = 0.14S

fe = 14$e

Los demás factores y parámetros q.ue a continuación cito, son

de fácil obtención y no requieren ser mayormente cm»e«plicados . Por

esta razón me permito s61o mencionarlos e indicar su dimensión.

3.1.2.2.2, CARGA MEDIA AMJAL ( Ta"bla ÍT° 3 )

Es el factor resultante de la Energía total anual sobre el

tiempo en horas.

(24)

CARGA MEDIA « Enerva total anual ( MwH ) = Mw- - • 24-x-365 horas (E) - -

3.1.2.2.3. FACTOR DE CARGA ANUAL ( Tabla K° 3 )

Es la relación entre la Carga Media Anual sobre el Pico máxi_

mo de Carga Anual, considerado este Último en un lapso de 5 minutos.

( Ver Tabla !T0 3 ). '

Factor de Carga = Carga Media ( Mw ) = foPico máximo de carga (Mw)

3.1.2.2.4- FACTOR DE UTILIZACIÓN ( Tabla ff° 3 )

Es la relación existente entre la Carga Media sobre la Poten-

cia Inslá-ada.

Factor de Utilización = Carga Media (Mw) = %Potencia Instalada (Mw

3.1-3. ANÁLISIS DE RESULTADOS EF EL ESTUDIO DE EVOLUCIÓN DE LA

CARGA.

En este punto tendremos definidos todos los aspectos que es —

tan relacionados con el estudio déla evolución de la carga, vincu -

lados al presente trabajo, como también se harán observaciones que

puedan tener una aplicación general en estudios semejantes a éste,

y además otros de índole general que puedan ser aplicados a núes -

tro medio.

Este punto será un compendio de los resultados obtenidos en

el estudio gráfico ( Gráficos 1T0 1, 2 y 3 ) de los valorea obte-

nidos en el estudio analítico y los tabulados ( Tablas N° 1, 2 y 3 )

3.1-3-1. CRECIMIENTO DE LA DEMAJTDA ( Gráfico N° 1 )

Al referirme al crecimiento general de la carga, ésta se en-

cuentra en un valor de 14 , valor que está fuera de las normales

de crecimiento, establecidos en libros y estadísticas que hacen re_

TABL

A

ENER

GÍA

AN

UA

L D

E LA

CA

RGA

AÑ

OS

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46

ENER

GÍA

(

KWH

)

7.12

6

7.4

85

8.4

77

10

.28

913

.173

15-8

4418

.871

21 .

70

52

3.3

13

24

.30

8-

26

.04

62

9.0

11

32.2

81

36.4

4740

.731

AÑ

OS

47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62

ENER

GÍA

KW

H

45

-50

051

*575

63.7

0267

.543

73.3

3278

.752

85.9

2488

.354

108.

345

169.

827

202.

518

23

3.3

61

27

3.7

39

31

4-5

21

363.

453

487.

429

O oo ro

30 VAt/f)} VTfO

30Jo 7 30 ororu.)'3

08

oe>

001

— ot

/~l I V • LJiu.ll

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BL

A

N°

2

EN

ER

GÍA

T

P

OT

EN

CIA

S

DE

L

SIS

TE

MA

AÑ

O

54 55 56 57 58 59 60 61 62

EN

EE

GIA

Mw

H

83.3

54

108.

345

169.

827

202,

518

203.

361

273.

739

314-

521

363.

453

487.

429

CA

PAC

IDA

D

INST

AL

AD

A(

Mw

)

35.2

35.2

35

^2

75

.2

85.2

85.2

94.8

94.8

127.

8

PO

TE

NC

IA M

ÁX

IMA

DE

PIC

O

AN

UA

L

(Mw

)

28

.0

32

.50

34*7

4

49-7

8

59.5

0

60.5

8

66

.60

83.7

0

11

2.3

0

50

35-

15 —

10 —

GRÁFICO N° 2

CURVAS OE POTENCIA; Y ENERGÍA ANUALES

ANUAl¿A OEM ANDA-

•—110

— 100

— 80

70

COMPARACIÓN GRÁFICAfICOj Y CARCA

58 CO C/ ¿2 A»,

12$

— SO

— 30

— 20

10

o

TABLA

FACTORES' DE

LA

CARGA

A#O

S

1955

1.95

6

1-95

7

1.95

8

1-95

9

1.96

0

1.96

1

1,96

2

CA

PAC

IDA

D

INST

AL

AD

A

Hid

ráu

lica

Mw

26.2

26.2

66.2

66.2

66.2

• 6

5.2

65

.8

65

.8

Tér

mic

aM

w

10 10 20 -20 53

Die

sel

Mw 9 9 9 9- 9 9 9 9

To

tal

Mw

35

.2

35-2

75.2

85.2

85.2

94.8

94-8

127.

8

i -.

...—

C.R

.

% 27.6

27.6

59.1

66.9

66.9

74.1

74-1

100,

0

_ E

NE

RG

ÍA

To

tal

MwH 10

8.3

45

16

9.8

27

20

2*

51

8

23

3.3

61

27

3.7

39

31

4.5

21

36

3.4

53

48

7.4

29

C.R

.'

% 22

.4

36

.0

41

-5

42.0

57

.0

66

.8

74-5

100

PIC

O

AN

UA

L

Máx

imo

Mw 32

.50

34.7

4

49-7

8

59.9

0

60.5

8

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0

83.7

0

11

2.3

0

C.R

.

%.

28

.7

30

.9

44.2

52.8

53.7

59.0

74.0

100.0

CABG

A

Med

iaM

H

1S37

19

.39

23.1

2

26

.64

31

.25

35

-89

41

.49

55*6

5

C.H

.

% 22.2

36

.0

41.5

48.0

57.0

66.8

74-5

10

0.0

FAC

TO

RE

S D

E

Car

ga

%

38.1

0

55.8

0

46.4

0

44-5

0

51.6

0

53.9

0

49.6

0

49.6

0

C.R

.

% 71.8

112.

0

. 9

3.5

89

.9

104-

1

108

.100

100

TJt

ilia

.

%

92

.30

98

.70

66

.20

70

.30

71.1

0

91.0

0

73

.00

85

.50

C.R

. -

CR

ECIM

IEN

TO

REL

ATI

VO

re

feri

do

al

an

o 1

.96

2

fí A F

ANÁLISIS OE IOS fACTQktS ¿>£ CARCAVALORES PORCENTUALES a, VAMAC/0/V

/o100

D£L fACTOR DECARúA

1ACARGAMEDIAANUAL

0£LPICO

LA

ÜELACAPACIDADINSTALADA

(31)

ferencia al índice de crecimiento de la carga, ya que normalmente

está en valores alrededor del índice de crecimiento vegetativo. Co

mo este valor de 14$ no nos da una idea exacta de la evolución de

la demanda, lie creído conveniente dividir el período total de obser-

vación en tres parciales, para definir los mismos, observando los

puntos críticos de inflexión en la curva de energía.

Considerando el índice referido a estos períodos parciales,

tenemos que el índice de crecimiento de la carga corresponde a valo-

res de: 12, 10 y 25fo , q_ue se conceptúan así: en los primeros años

( del 31 al 53 ) se tuvo un crecimiento normal, para un país latinoa-

mericano.

Este período es anterior al tiempo de funcionamiento de la ceri

tral hidroeléctrica y de latérmica a vapor. Se supone que la sitúa -

ción de la región en ése entonces, se encontraba en una etapa de sub

desarrollo.

Luego en el tercer período, el crecimiento se acelera y llega

a un valor que es de 25fot este valor estimado, es importante al con-

siderar que corresponde al tiempo posterior a la iniciación de la

instalación de las centrales, que son objeto de este trabajo.

Por esto, creo que debemos hacer un paréntesis y analizar los

datos de incremento porcentual, referidos al año 1.962 y al hacerlo

encontramos q_ue sucesivamente se incrementa el crecimiento en: 12,6 -

5,5 - 8 - 9 - 9,8 - 17 - 7 y 16.556 de la carga del año 62. En base

a estos valores se puede conjeturar que la carga en este período co -

rresponde a una región q_ue atraviesa una época de desarrollo indus -

trial básico o de infraestructura .

De acuerdo a los valores establecidos para, el crecimiento de la

carga y habiéndolos relacionado con el desarrollo de la electrifica -

ción experimentado en esta región, de un país de mucha semejanza al

(32)"

nuestro, nos da una clara evidencia que, para estimaciones en las

que empleamos índices de crecimiento, debernos tener presente que

no se puede considerar datos estadísticos a nuestra realidad, ya

que por ser subdesarrollado y tener que integrarse a la corriente

económica actual y que el crecimiento será descontrolado con rela-

ción a estadísticas existentes en nuestros países, y peor aun en

relación a otros ya desarrollados, pensemos que nuestros estimati--,

vos tienen que ser de acuerdo a índices de crecimiento, que identi-

fiquen a estos fenómenos registrados en países, los cuales están a—

travesando una etapa semejante a la nuestra y además de"bemos ser O£

timiatas y no pesimistas en nuestras evaluaciones, en los estudios

de factibilidad y mercado.

Para objetivizar el crecimiento gráficamente, he trazado (Grá

fico N° 1 ) pendientes significativas y luego las he trasladado al

punto A- Se observa que todas las pendientes son crecientes y en so

lo dos casos, en períodos consecutivos se tiene pendientes disminuí

das, que nos dan la idea de incremento progresivo y no lineal de la

carga.

2. El crecimiento se acentúa con la instalación de una central

de 35,2 ( Mw) para una carga que se encontraba con valores aproxima-

dos a 10 Mw ( Gráfico U° 2 ) . Este dato de la instalación que coin-

cide con el crecimiento de la carga, hace que considere que si se

electrifica una región, con ella viene el progreso y el desarrollo.

Es decir que aquella política que hemos establecido y que se ha con-

vertido en círculo vicioso " que al no haber electrificación no exis-

te industria y viceversa ", se destruye al considerar en este caso

real, que en un plazo de 9 años ha crecido en una proporción tan gran

de, que para nosotros es inesperado y casual.

Pero el objeto no es sólo concluir en "base a los resultados que

hemos observado, sino más bien buscar las causas y elementos que han

(33)

llevado a este desarrollo y poderlos evaluar en función a los demás

parámetros que sirven de identificación de la carga. Con este obje-

to, realizó un estudio gráfico.

3.1 .3.2. COMPORTAMIENTO DE LA CARGA EN FUNCIÓN DE LA ELECTRIFICA /

CION ( Gráfico Ñ° 2 y Tabla N° 2 ).

Antes de iniciar este estudio, debo indicar que una medida

en la política de desarrollo no es solamente buscar la justificación

de los resultados, sino más bien la de hacer una recopilación esta -

dística de los factores que han intervenido en la trayectoria segui-

da para alcanzarlos y poder en base a ella encontrar la exp4ípación*

Al considerar cuales serían los elementos de juicio que pudie-

ran emplear para ser lo suficientemente sólidos, como para tomar so-

luciones o definir conclusiones en este campo de la electrificación.

He estudiado los distintos factores que se pueden considerar en este

campo y he encontrado que el crecimiento de la carga anual, de los

picos de carga máxima y de la capacidad instalada, cumplen con cier-

tos requisitos, que hacen de ellos exponentes expresivos de las de -

cisiones o fundamentos que intervienen en la electrificación y es

así que de ellos se puede observar que:

Con el crecimiento de la demanda se manifiesta: la respuesta

de la actividad privada al desarrollo de la región y el grado de a-

ceptación a una política de electrificación del gobierno.

Con el incremento de la potencia instalada, se tiene eviden -

ciada la política del Gobierno en función al desarrollo y a la elec-

trificación.

Con el aumento de la potencia Máxima de pico se manifiesta la

respuesta de los sectores domésticos, comerciales y de servicios, a

la electrificación y desarrollo de la región.

(34 )

Como vemos estos tres factores nos dan una idea exacta o

integral de la evolución de la carga. Por éso al agruparlos he bu_s

cado de encontrar, en base a ellos los fines que persigo. Estos

tres elementos están señalados en las curvas respectivas del Gráfi-

co lí° 2.

Sirviéndome de las siguientes condiciones puedo obtener la

información:

1, Estudio del Gráfico 'N° 2

a. Considerando el crecimiento en función de las pendientes se -

ñaladas y referidas a los siguientes casos:

Caso 1.- En el inferior de las curvas, tengo que las pendien-

tes 1 y 1' que corresponde al punto de transición

de la demanda y se relaciona también con la instalación del

sistema. En este punto se observa que las pendientes son i -

guales, la correspondiente a la curva de Picos de Carga y a

la de Demanda Media.

Esta coincidencia de pendientes define que el crecimiento de

la carga se encuentra normalizado para los dos parámetros,

que nos permite asumir que la carga se encuentra en un desa -

rrollo normal y que está controlada por un índice estable,

propio de un sistema de energía que alimenta a un mercado es-

tabilizado en equilibrio.

b. Pero luego en los casos subsiguientes a éate, hasta el nfimero

cuatro, vemos que las pendientes difieren.'Esta diferencia nos

da una posibilidad de análisis, el mismo que se desprende al

comparar que la instalación de potencias es en este tiempo in-

crementada desproporcionalraente, con relación a la carga, al

ser así, tenemos que este desequilibrio hace que la oferta re-

quiera de la demanda un aumento para su equilibrio.

(35)

Este fenómeno común de oferta y demanda, hace?, posible que

se incremente enormemente la demanda, de tal forma que ésta

llega a valores de crecimiento igual, asumiendo el caso ÍT° 5

en el que las pendientes son iguales.

De esta observación se desprende que si nosotros fomentamos

el desarrollo de la carga, debemos tratar de promover la e -

lectrificaciÓn masiva y que la respuesta del mercado sea in-

mediata.

Ahora bajo la consideración propuesta, q,ue la potencia de pi_

co nos da una iáea del índice económico, se justifica consi-

derando que apenas aumenta la oferta, la demanda responde in

mediatamente.

c. Cuando el aumento de potencia instalada va en crecimiento pa-

ralelo con el de la demanda, se observa que el crecimiento de

carga máxima se convierte en paralela a la de la demanda ( 5

= 5' ) Caso lí° 5.

Esta observación hace que concluya: el crecimiento de la demanda

depende de la electrificación. Así si ésta va siguiendo un desarrollo

en función al crecimiento de la carga, éste va normalmente respondien-

do y se puede estimar nuevamente la pendiente regular, entre el creci-

miento de la curva de picos de carga y la carga media.

Si esta observación es real, sucede que si perseguimos siempre

proyectar en base a los sistemas conservadores, en los que se enmarcan

los criterios normales de apreciación teórica, hace que nosotros s. no

nos salimos de éstos al planear la electrificación del país, veremos

q_ue el desarrollo del país estará siempre limitado por falta de ener -

gía.

Se puede definir que una política de gobierno que incremente el

desarrollo de un país, puede valerse en primer lugar del fomento de la

electrificación a gran escala y dejar que el desarrollo industrial sea

(36)

llevado por la iniciativa privada.

2. Análisis de la Tabla B° 3 y Gráfico ÍT° 2.

En "base a este análisis se puede observar que el incremento de la

capacidad instalada en la hidroeléctrica, en función al tiempo es

"bastante acentuado, en cada incremento y luego éstos determinan

que se requiere de un tiempo relativamente largo, para que sean

utilizados. Cosa contraria sucede con los incrementos de Potencia

térmica, que se lo hace en forma paralela al crecimiento de la de-

manda y que permite que éstos sean utilizados en plazos casi inme -

diatos a su instalación.

Esto hay que tener presente, ya que el grado de utilización incide

en costos de energía, pues, como se conoce el costo de generación

de energía eléctrica en gran parte, está en función al valor de las

cargas financieras, de"bido al costo de inversión por Kw instalado.

Este factor pesa mucho en generación hidráulica, ya que el rubro

de gastos de operación es muy pequeño, y si el grado de utilización

de la instalación es "bajo, se tiene que el costo por KvrH es aumen -

tado notablemente.

En las térrabas observamos las potencias instaladas, las cuales van

creciendo en función de la carga, tienen con ello una fácil adapta-

bilidad a la curva de crecimiento de carga, lo que hacen que ellas

trabajen desde su instalación a un elevado grado de utilización y

"baje su costo de generación.

3.1.3.3- ANÁLISIS DE LOS FACTORES DE CARGA ( Gráfico 1T° 3 Y Tabla

ff° 3 ).

El factor de carga se lo puede relacionar con valores parciales al

año 1.9^2. Este valor, siendo el índice que nos señale el tipo de

carga, de*be ser estudiado detalladamente.

(37)

a. VARIACIÓN DEL FACTOR DE CABGA

1. Congider ando en ©1 ano 55: tenemos que el factor de carga

es de 0.38, valor que lo podemos calificar de "bajo. ¿1 ser-

lo, nos señala que la carga conectada en ese entonces era

netamente 'del tipo residencial.

2. Luego de este año ( 5^—57 ) con el incremento considerable

de potencia instalada de 3 a 75)2 Mw, se tiene que el fac-

tor de carga se incrementa considerablemente. AI observar

este cambiOj se puede concluir que existió incrementos de

carga industrial, ya que es una carga masiva que aumenta el

valor de la carga media y con ello mejora el factor de 9i -

3. Se observa que la variación porcentual del valor del factor

de carga no es muy marcado y que llega a estabilizarse al

fin del periodo estudiado.

Este comportamiento, al fin tiene su explicación en el factor de car-

ga, al recordar que el mejoramiento de este factor depende de las

cargas industriales, ellas se las hace en base a la oferta de energía,

Al depender de ella se tiene que posteriormente a un incremento subs-

tancial de potencia instalada, la demanda industrial trata de colmar

este incremento y lo hace al principio con gran celeridad, para lue-

go estabilizarse, haciendo que esta situación se manifieste en el fac_

tor de carga.

Luego cuando este tipo de caráía se estabiliza, pasa a ser gobernado

por leyes normales de crecimiento.

En estas circunstancias las cargas conectadas al sistema se ma-

nifiestan en una forma establecida por leyes estadísticas, que se las

puede definir por un factor que en este caso, es el de carga y se lo

conceptúa como el índice característico de mercado.

(38)

Por esta razón el factor de Carga se lo conceptúa como una

característica "básica, con la cual podemos contar para nuestras

apreciaciones en relación con el tipo de carga conectada.

3.2. CURTAS DE CARGA

Al analizar el consumo de una región servida por un sistema

de energía eléctrica, encontramos que el abastecimiento no perma —

nece constante, aino que éste sufre fuertes variaciones en función

al tiempo.

Estas variaciones en magnitud al tiempo, deben ser evaluadas

y estimadas en detalle para cualquier estudio, pues pueden determi-

nar y condicionar una situación específica para cada caso.

Para poder realizarlo se requiere de elaboraciones específicas

que identifiquen estas variaciones, relacionadas a magnitud y tiempo

en los que se experimentan,

Las mencionadas elaboraciones que cumplen con estas finalida -

des se las conoce como curvas de carga» Las curvas de carga se clasi_

fican de acuerdo al tiempo al q.ue se refieren y es así q,ue tenemos

anuales, semanales y diarias.

Para considerar los períodos a los q.ue se pueden referir, se

tiene que considerar los factores de la demanda que afectan a la car_

ga y hacen que éste se manifieste con variaciones en su magnitud.

Los factores que intervienen en la carga, afectándola en mayor

o menor proporción son los siguientes:

a. Tipos de Consumo .- Industrial, comercial, residencial y co_

mercial.

b. Variaciones Estacionales»- primavera, otoño, invierno y ve-rano.

c- Tipos de Carga.- permanentes, intermitentes y periódicas.

(39)

d. Cicloa Periódicos Anuales.- económicos, festivos, producti-

vos, etc.

Estos factores afectan a la carga,para medir la magnitud de su

influencia y señalar la época en la que van a incidir en la carga, a.

festándola, es necesario considerar los períodos en los que ellos se

manifiestan.

De acuerdo a los factores mencionados, vemos que au influencia

en relación periódica pueden manifestarse en el año, semana o día,

ya que en ellos cada uno de los factores puede tener un ciclo o más

de influencia.

Refiriéndonos a otros períodos como el semestral, trimestral o

mensual, sería inoportuno, pues no estaría de acuerdo a nuestro tema.

3.2.1. CÜHVA DE CABGA AÍTOAL

Al considerar la curva de carga anual estudiaré los del Últi-

mo año de registros, ya que en base a él, haré la proyección de la

carga para el programa de operación anual. Los factores de importan-

cia que podemos considerar en la curva anual son los siguientes:

3.2.1.1. VARIACIÓN ATOLL DE LOS PICOS DE CAHGA

La carga, según hemos visto no permanece constante y es así

q_ue los picos máximos a los que ella alcanza en las distintas apocas

del ano, también varía. Su variación aparentemente se la considera

casual, pero esta magnitud se mantiene en crecimiento normal y ajus-

tado a leyes estadísticas determinadas. Sin embargo hay casos en los

cuales este valor puede cambiar por causas no comunes, pero su com-

portamiento normal es a tal punto uniforme, que se lo puede establecer

de antemano, en base a estudios analíticos o gráficos.

El crecimiento de los picos de carga, de un período a otro es

semejante o igual al de la demanda de energía, cuando se tiene el

(40)

sistema estable, en condiciones normales.

De acuerdo a lo que vimos anteriormente, el año que nos va a

servir para estudiar la carga anual, se encuentra en un período de

cumplir con estas exigencias. De tal forma que siendo así, estudia-

mos la carga anual, en función del crecimiento y variación de los

picos máximos de carga y en base a ello tenemos:

a» La carga máxima determina el grado al que ha llegado a ser

adecuada una instalación, en función al factor de utiliza-

ción y por otro lado en base al factor de carga, este defi_

ne el tipo de carga existente en el servicio.

"b. En la programación se necesita conocer los valores de deraaii

da máxima, ya que en "base a ellas sabremos si para determi-

nada época el sistema podrá suplir la potencia requerida,

de acuerdo a los recursos con que cuenta para esa época, ta.

les como caudales en la hidroeléctrica, capacidad instalada

en el sistema, reserva del sistema,etc.

De lo anterior se desprende que serán los valores de Demanda

Máxima, los que nos servirán en el estudio de la carga y en base a

esta obtendremos el Factor de Carga, Factor de Utilización y Factor

Estacional.

Los valores que se obtenga, serán lo suficientemente exactos

para que ellos sean considerados en los casos necesarios en el desa-

rrollo de este trabajo.

El estudio de la carga anual será referido en base a:

1. Gráfico N° 4 ( Potencias y energías generadas menaualmente ).

En el Gráfico, constan escalas de Energía y potencia que nos per-

miten relacionar los valores de Carga Máxima de pico, carga y e-

nergía referidas a períodos mensuales. Además señaló una escala

porcentual de potencia, por ser importante para los conceptos

(41)

y deducciones que se hagan en este capítulo.

2. Gráfico H° 5 ( Factor estacional de la carga del sistema )

En este Gráfico objetivizamos el cálculo y sentido que tiene el fac -

tor estacional, como también su deducción gráfica. En él constan esca,

las logarítmicas y porcentuales, pues son necesarias, al obtener en

"base de él, la relación de crecimiento en función a pendientes.

3. Tabla N° 4 ( Potencia, Energía y Factores Mensuales )

En ella se encuentran tabulados los valores estadísticos recopilados,

como también los obtenidos analíticamente.

4. Tabla lf° 5 ( Factor estacional )

En esta tabla se encuentran agrupados y ordenados los "valores esta —

blecidos en los cálculos, para obtener el fac.tor estacional de cada

mes.

Estudiando el gráfico y la Tabla ÍT° 4 s® puede observar el aumento

en 10 meses de la Potencia Máxima es decir de un 5Qfo. Paralelamente si

consideramos el aumento de la carga media, vemos que su valor de creci -

miento es menor, en un período igual. La variación de la curva de Picos

de Máxima Carga es mucho mayor que la curva de Cargas medias, pero las

fluctuaciones entre las dos es semejante, pero no correspondiente. La

razón de ésto es que el pico puede responder a una condición especial,

a un determinado día del mes, en cambio la carga media depende de las

condiciones de crecimiento normal de la carga y de la época en la que se

encuentra el mes considerado.

Estimando que el incremento o variación del pico de carga es mayor

en el año, que el de la carga media, podemos asumir que para los estu -

dios posteriores, debemos considerar las condiciones más desfavorables

y que a ellas se les dé mayor atención, y éstas serán referidas a los

picos máximos.

3.2.1.2. FACTOR ESTACIONA

Las variaciones en el pico de carga nos hace buscar la justifica

T

A -

B

L-

A

N°

4

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LM

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3.5

8

34

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8-7

7

37.6

39-5

9

35.3

69.1

8

37-9

37.1

9

38.8

02.5

4

40.4

12.3

8

44,4

33*0

4

44.1

86.0

8

46.5

70.1

8

46.5

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4

44-5

57.3

4 .

487.

429.

11

2

POT

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47

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5

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2

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99

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0

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61

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9

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POT

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0

84

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85

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85

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99

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10

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0

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0

10

7.0

2

11

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0

11

0.9

0

10

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0

112.3

0

4'

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TOR

DE

CARG

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0

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0

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57-0

0

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0

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0

•56.

80

57.2

0

55.7

0

58.2

0

54.7

0

49.6

0

5

FAC

TOR

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90

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91

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91

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97

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10

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0

81

.20

83

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84

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88

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87

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86

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38.6

0

6

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Hoy

ticno

•O

(44)

ción y la evaluación de las causas que ocasionan esta variabilidad,

tanto en magnitud como en el tiempo en el que se realiza, para ello

hacemos el análisis del llamado factor estacional. Se lo puede cono

cer a él, en base a dos sistemas, el uno gráfico y el otro analíti-

co. .Ambos tienen su fundamento en el crecimiento de la carga y se

los puede obtener en el siguiente desarrollo matemático y gráfico.

3.2.1.4-1- MÉTODO ANALÍTICO DE OBTENCIÓN

Para resolver este problema, consideramos que los valores de

los Picos de carga son los que se encuentran más afectados y además

q_ue ellos son la base para la programación de operación, en la que

debemos considerar las condiciones más desfavorables de- la carga y

bajo estas estimaciones, tenemos que programar, sirviéndonos de es-

tos datos para el estudio.

Para el cálculo se seguirá el siguiente proceso:

a. Determinamos el crecimiento de la carga. Valiéndonos de los

valores de carga máxima, calculamos el índice de crecimien-

to, según la siguiente relación: ZwA - KwB ( 1 + fcm )

Pico máximo de carga en este año

( Mes de Octubre )

Siendo: KwB el pico máximo del período anual anterior al

del estudio, ( Tabla y Gráfico N° 5 ) se puede ob -

servar que este valor se lo obtiene en el mes de Oc

tubre, igual al del año estudiado. Esto indica: que

los picos son coincidentes en la misma época del año,

confirmando con ello la razón estadística de proba-

bilidad empleada en este estudio.

m = ÍT° de meses del período

fcm = Factor de crecimiento mensual de la

carga.

(45)

KwA « 107,02 Mw

= 83,70 Mw

n = 12

fcm « ?

log ( 1 + fcm ) = J_ log KwA - 1 log 107.02 = J_ log 1 .28n KwB 12 83-70 12

log ( 1 + fcm ) = O . 1 02= 0.99112

1 + fcm « 1 .021

fcm « 1 .021 - 1 = 0.021

fcm = 2.1$

b. Conociendo el factor de crecimiento mensual, podemos conocer

la carga de pico teórico para cada mes, pero como vemos en el

Gráfico íí° 5* éstos decrecen en ciertos casos y en otros so -

brepasan al valor teórico, lo que hace q_ue busquemos al factor

que determina esta variación, el mismo que es el factor esta -

ci onal *

Ahora bien, en el Gráfico citado podemos trazar la línea que una

los puntos de máxima carga, pero esta línea no determina más q_ue la u -

nión de estos dos puntos y su pendientes es el crecimiento de carga.

Pero, si consideramos la presencia del factor estacional que afec-

ta a los puntos que no se encuentran unidos por esta linea, hace que su-

pongamos que estos puntos de máxima, también estarán afectados por el

mencionado factor.

Debemos entonces partir de la suposición que todas las cargas es-

tán afectadas por el factor de crecimiento y el estacional, de tal for-

ma que al ser así, afectadas todas las cargas, debemos referirlos a una

línea q.ue una los puntos porcentuales de la carga, que no se encuentren

(46)

afectados por el valor del factor estacional, pero sí ae mantenga

la pendiente que determina el índice normal de crecimiento, que a—

fecta a todos los valores de carga.

Para encontrar esta línea de referencia, que cumpla la condi-

ción de que sus puntos no estén afectados por el factor estacional:

para ello obtengo el punto de carga máxima media de picoj este va -

lor es igual a la suma de los picos del mes de Octubre, de los dos

anos y dividido para dos .

107.02

KwB = 83.70

Carga Máxima Promedio = 10.7.02 +.83.70 =190.72

2 = 95-36CMP = 95-36 M-w

c. Determinación de la línea de compensación.

Teniendo el valor de la carga máxima media, puedo ubicar

la linea de compensación» Para obtenerla, me "baao en la lí-

nea que une los puntos de carga máxima de los dos años cefe_

ridos y que determina el índice de crecimiento de carga. Es_

ta línea la traslado al punto correspondiente a carga media

de pico máximo y obtengo la línea de compensación.

La línea de compensación tiene como características:

1 . Pasa por la carga de pico media

2. Tiene la pendiente del índice de crecimiento de la carga

3» Compensa los valores de los picos de carga máxima en una

forma igual en sentido y magnitud

4- Se encuentra en situación intermedia entre los valores

afectados en más o en menos por el factor estacional.

5- Sirve de punto de partida para una evaluación en magnitud

y sentido.

(47)

f . Determinación del punto de origen de la linea de compen-

sación.

Para continuar el estudio, necesitamos conocer este punto,

sa"bemos c ue en función del tiempo se encuentra a seis meses

del origen. Además conocemos el valor del crecimiento men —

sual, que es de 2.1$ y el valor de la carga máxima media.

Entonces podemos calcular el punto de origen, relacionando^

lo con la magnitud y tiempo. Empleamos la siguiente compa-

ración:

/ .mMw = Mw ( 1 - £ cm )

o m '

En la que : Mw = Potencia Máxima Normal del mes de origen

de la línea de compensación.

MwM « Potencia Máxima normal media = 95 «36 Mw

m = Tiempo referido al origen = 6 meses

fcm = Factor de crecimiento mensual = 2.1$

Tenemos: .

Mwo = 95.36 x 0.8075

Mwo =76.8

En caso de no hacer el estudio gráfico, podemos definir la li-

nea de compensación, en "base a dos valores establecidos, ( punto de

origen y punto medio ).

En "base al valor del punto de origen de la curva de compensa —

ción, está en condiciones de calcularse los valores de la carga de

pico normal para cada mes.

e. Cálculo de carga normal de pico ( Valores que no están a

fectados por el factor estacional ).

(48)

El valor de 76.8 Mw será el primer valor de carga de pico

normalj correspondiente al mes de Octubre del año anterior al del

estudio.

Para los demás se hará en base a la siguiente relación:

, , .nMw cpr ~ Mw cpi ( 1 + f era )

En la q.ue:

ííw cp:x: = será la carga de pico normal para el mes*

Mw cpi = es la carga de pico normal que sirve de ~ba

se y que se refiere a la de octubre del

año pasado»

fcm <= factor de crecimiento mensual obtenido para

todo el período. '

n = mes correspondiente a la carga requerida,

con relación al mes en referencia,

n = será el número de meses, entre el mes de re-

ferencia ( origen de la línea de compensación

y el mes de la carga que se calcula )•

Ejemplo: Así tenemos para el segundo mes ( Noviembre )

Mw cpn = ?6.8 ( 1 + 0.021) = 76.8 ( 1.021 ) = 78.1 Mw

Mw cpn = 78.1 Mw

En base a esta forma de cálculo continuo, determino los valores

de carga normal de pico para cada mes. ( £abla ií° 5 - Columna lí0 5 ) •

f. Variaciones Estaciones de Carga:

Las variaciones de carga estacionales, obtenidos en ba-

se a la relación d© los valores determinados por la lí-

nea de compensación, valor normal de pico y el respecti-

vo valor de carga registrado y máxima de pico. A esta

diferencia se la conoce por variación estacional de ca_r

ga.

(49)

Ejemplo:

Mea de Diciembre

Pico Máximo Normal = 1 0 7 * 6 Mw

Pico Máximo Registrado = 104-40 Mw

Variación ) AH ) - 107.6 - 104.4 = 3.2. Mw

g. Cálculo del factor estacional: Se lo obtiene por el

cociente entre el valor de la variaciOn estacional (Ají)

y el máximo pico de carga registrado.

¿L relacionarlo se obtiene:

ffest = Variación estacionalCargas de Pico -registrado

Ejemplo: Considerando el factor estacional para el mes de

Mayo;

fe Mayo = ?

Carga Máxima de Pico íFormal - 91.3 Mw

Carga Máxima de Pico Registrado = 92.50 Mw

VariaciOn Estacional de Carga = 1 . 2 Mw

f cM = 1.2 Mw

fcM «1.3^

El factor estacional se debe acompañar de un signo, y ya que

lo tiene, puede estar sobre o "bajo la linea de compensación.

h. Coeficiente Estacional

En ciertos casos se requiere tener el coeficiente esta -

cional, en ese caso se lo obtiene en base a la suma o

resta( según el signo que tenga el factor estacional )

del valor de 100$.

(50)

Este coeficiente multiplicado por el valor de la carga má-

xima registrada, nos da la carga máxima normal.

Ejemplo .- Coef. fst « 100 fesr*

Cest = 100 - fe « 100 - 1.3 = 98.7

Los valorea de los factores estacionales están en la Tabla

1T° 5, columna N° 7 y en la Tabla K° 6.

3.2.1.2*2. MÉTODO GIUFICO ( Gráfico tf° 5 )

Para poder realizar el estudio gráfico, debemos tener preseía

te que la relación existente entre los incrementos de carga, son

logarítmicos y por ello tenemos una escala logarítmica en relación

a las cargas, y una escala normal en relación con el tiempo. Para

q.ue este estudio sea de aplicación permanente, se lo debe hacer en

"base a porcentaje, pues al tenerlo así, podemos utilizarla en forma

permanente, ya que bajo la consideración de incidencia estadística,

se tiene que los valores porcentuales van a permanecer constantes,

con mínimas variaciones, las mismas que para el objeto de aprecia -

ción no tienen ningún valor.

En ella se puede observar lo siguiante:

a. La línea que une los puntos de máxima pendiente define con

la horizontal, el factor de crecimiento anual, esto se pue-

de demostrar a partir de la siguiente relación;

( 1 + f ) = 1 log Cn siendo n en este caso 1, pues01

se refiere a un anoj Cn y Cl

valores de pico de carga y f el factor de crecimiento.

(1 -f f ) = log _C_2 En la ecuación: en primer términoCl

define el crecimiento y el segun-

do una pendíentev

(51)

En base a esta relación se determina que las pendientes

nos dan el factor de crecimiento de la carga, o por lo menos la

ob jetivizan.

b. Luego se traza la línea de compensación y se obtienen to-

dos los valores requeridos para la determinación del fac-

tor estacional, el mismo q_ue se lo expresa.

IPest = ÁhE-

3.2.1.2.3. OBSEHYACIOíííJS A BASE DEL FACTOR ESTACIONAL

Al hacer el análisis de los valores del factor estacional

en función a los períodos a los que se refiere, se puede hacer

un análisis de las posibles causas q.ue afectan a la carga y que

se las puede evaluar en base al factor estacional.

Con el fin de analizarlos, a continuación realizó las si -

guientes consideraciones:

1. Que en el mes de Diciembre baja la carga ( en ambos ca-

sos, año de estudio y ano anterior ). La razón se debe

a que en esta temporada se tiene las fiestas regionales

a principios del mes y luego las Navidades.

2. Luego en el raes de Enero sube nuevamente la carga, esto

se justifica por la regularización de actividades. De a—

q_uí en adelante los picos se mantienen regulares, con

muy poca variación. Esto sucede en los cuatro meses de

clima y temperatura ambiental baja ( Enero - Mayo )*

3. Pasado. el mes de Mayo, la curva sube, con un incremento

apreciable. La razón puede ser, q.ue en este tiempo se

tiene la temperatura ambiental alta. Se justifica así pues

al existir este cambio de clima, se puede aducir un incre-

mento de carga, que puede deberse al uso de aparatos de

(52)

aire acondicionado y otros servicios que se derivan de

esta condición climatérica ( Mayo - Septiembre ).

4- AL referirme al período restante ( Octubre - Noviembre )

en el que se registran los valores de Máxima Carga, se pue_

de decir que el factor estacional está afectado por las

condiciones que en esta época se tienen en la región. En

esta época se realizan las cosechas de productos trópica

les: Café, "banano, azúcar. Esta situación hace que el

campo económico sea afectado por la comercialización de

los 'productos cosechados. Este efecto se traduce en va -

riación de la demanda eléctrica, pues ella está subordina-

da a condiciones de oferta, demanda, poder adquisitivo, que

son aspectos netamente económicos.

3.2.1,3. COIíCLUSIOBES

Al ha"ber hecho el estudio de la curva de carga anual, podemos

señalar ciertos aspectos de importancia.

3-2.1.3.1. VARIACIÓN DEL FACTOR DE CARGA

Al tratar antes de la evolución de la carga, habla tratado

sobre la variabilidad del factor de carga y al hacerlo indicaha

que éste se debía a la incorporación de cargas que modificaban el

tipo de demanda, pero al tratar el factor de carga en el año, se

ve que éste varía de mes a mes, y que el factor de carga mensual

mínimo es mayor que el anual.

Esto nos señala lo siguiente:

a. El factor de carga está afectado por el factor estacional

"b. Se encuentra que la variación de la carga media no es ma-

yor en el año, pero que los picos varían notablemente,

esto hace que por ser un cociente este factor, el valor

T

A B

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A

F

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083

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0

85.8

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0 :

85,2

092

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:99

*90

102.

90

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5-20

107.

02

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104.

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76.0

75-0

76.9

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6.9

81.0

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91*5

93-5

95.1

10

0.0

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. .

3

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(VUL

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0.87

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850.

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0.87

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8859

. 0.

8859

0.90

850.

9469

0.96

140.

9694

0.97

821

.0000

0.9

9^1

0.96

14

4 ...

...

;.

CA

RG

A

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:

PIC

O

NO

RM

AL

Mw

76

.878

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0.0

81.9

85.6

87*3

;

89.2

91-3

'

93.3

95-4

97-5

:

100.1

102.

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:

107.

6 :

5 :

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BIA

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N

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CIO

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GA

M¥

+ 6

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2,20

:

+ 3*

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0-

1.9

0+

4.00

:

+ 1 .2

0 -

+ 6

.60

+ 7*

50-f-

7-30

+ 7*

02+

10

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;

+ 5.9

0-

3.20

;

6 ;

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OR

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ION

AL

% •f 9*

1+

6.4

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+ 4.

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1.4

- -

2.2

- 4-

5+

1.3

+ 70

+ 79

. +

75+

70+

98+

5.6

- 2

.96

7

CN

J.ÜNES

DOMIHCQ

C R A F I C O

CURVA! DE CARGA ÜlARlAfDE UNA

0 - 2 + <? 8 fO • 12 \14 /<T Í8 ¿O 22 24-

ÍAS

&QHINCQ

(55)

anual disminuya, pues la carga máxima varia mucho, más que

la media.

c. El factor promedio de carga mensual es superior al factor de

carga ( consecuencia de lo anterior.)

3.2.1.3.2. INFLUENCIA DEL FACTOR ESTACIONAL

Al hacer el estudio del factor estacional, en función de su in-

fluencia en la carga durante el año, tenemos que se puede concebir lo

siguiente: ( Tabla y Gráfico 1T° 5 )

a. Que el factor estacional de los tres últimos meses del ano anterior

se mantengan en valores paralelos con los de este año. Es posible

q_ue estos hubiesen sido más próximos, ya que pueden haber errores

en los cálculos hechos en este estudio, y ésto debido al grado de

precisión de los medios de cálculo, los cuales no han sido de gran

exactitud, haciendo que los errores se los cometa y que ellos se

acumulen. Pero sin embargo cumplen con el objeto perseguido y se

logra observar claramente el comportamiento del factor estacional

en períodos y épocas correspondientes, que es lo que se debe con-

cluir.

b. La variación del factor estacional en el año, es de-4-5 a-t-9*8 ,

lo que determina un margen de 14»3$ durante el ciclo anual. Este

valor de acuerdo a su magnitud nos muestra que puede tener una re

p-ercusión definitiva en la ejecución de un proyecto de electrifi-

cación o en la programación de la carga.

En caso de no considerar a este factor, ya que siendo su influen-

cia de 14 'más o ráenos de la carga máxima, se consideraría por es-

ta razón nula la reserva prevista para el sistema, ya que este va-

lor de reserva es más o menos semejante a la influencia de este

factor. Si en el mejor de los casos no se eliminaría la reserva,

por lo menos la disminuye.

(56)

c. Por último al hacer la programación de mantenimiento ae de"be

tener muy en cuenta este factor y con él, los de los picos de

carga y la reserva necesaria, para poder remover la unidad o

unidades que van a entrar en revisión por mantenimiento.

3.2.2. CURVA DE CARGA SEMABAL

La curva de carga semanal en el estudio de programación, es

una elaboración de mucha importancia, cuando se tiene una central

hidroeléctrica con un reservarlo de regulación parcial, pues en

este caso ae puede realizar un estudio paralelo de la variación de

la carga y la capacidad de generación de la central, en función

a la magnitud de la regulación y con ello del embalse de regula -

ción.

Además en esta curva se aprecia con facilidad la variación

de la carga en la semana y en los distintos días de la semana.

Por simplificación y no repetir conceptos, antes mencionados,

voy a limitarme solamente ha hacer el_ estudio de los Gráficos ÍT° 6

y 7 y la Tabla N° 6.

3.2.2.1. CURVAS DIABIAS DE CARGA EN LA SEMANA ( Gráfico y Tabla tf°6 )

jU o"oservar este cuadro de curvas de cargas diarias, vemos que:

a^ £odas ellas difieren en magnitud

b, En el desarrollo de ellas son similares con relación entre

los picos, y los valles de las mismas.

c. Los picos diarios inciden en las mismas horas. Así entre las

horas 10 y 11 en las mañanas y en las tardes de 16 a 1? ho-

ras.

d» Las curvas de los días domingos, lunes como también los sá-

bados son compleismeiite diferentes a las de loa martes, miér-

coles, jueves y viernes.

e. Las correspondientes a martes, miércoles, jueves y viernes

son iguales y su desarrollo es semejante. Cosa igual se

(57)

puede decir con los días lunes y sábados.

3.2.2.2. CARGAS Y FACTORES ( Gráfico lí° 7 y Tabla N° 6 )

Para relacionar todos los parámetros de la curva de carga de

la semana, se debe estudiar paralelamente las variaciones de la car

ga y los factores de carga y utilización. En base a ello se puede

observar:

a. Que la demanda media sigue un crecimiento paulatino hasta

media semana y luego ésta decrece.

b. Paralelamente con el desarrollo de la curva de cargas me -

dias, tenemos la variación del factor de utilización y la

de picos diarios de la tarde.

c. Los picos de carga tienen un sentido peculiar de crecimien

to y estos llegan a su máximo valor en la mañana del día

viernes, día este, último de la semana laboral. Crece pa-

ralelamente a la curva de carga media y de los picos de

carga de la tarde, excepto los días jueves. El viernes sólo

el valor de carga máxima crece.

d. El pico de la mañana es todos los días mayor que los de la

tarde, excepto el día domingo.

e. El factor de carga como se puede observar, se mantiene en

un valor regularizado, excepto el día de máxima carga de

pico ( viernes ), que este valor decrece un valor mínimo.

f. El factor de carga semanal se encuentra en un nivel infe —

rior al de los días de la semana, excepto el día de máxima

carga.

g. El factor de utilización sigue el mismo desarrollo q_ue el

de los picos máximos de carga

3.2.3. CONCLUSIONES

a. Al observar el comportamiento de la carga semanal en la que

(58)

varía diariamente en magnitud, como en el desarrollo el horario

de la carga, determina que en caso de que quisiéramos estudiar

la programación, en base a un día típico no lo lograríamos y

requeriríamos una curva de carga típica por cada día de la sema-

na y además éstos referidos a semanas de cada época del año,

porque de lo contrario no se podría tener los elementos de jui -

ció para generalizar en todos los casos. Es decir que la curva

de los días lunes será aplicable sólo .a los días lunes y éstas

para días iguales en el año.

"b. En "base a los gráficos se desprende que para el despacho de car-

ga semanal y diaria se puede preveer las horas en las que va

ha tener la incidencia de los picoa de máxima carga, sean de la

tarde o de la mañana, con lo que nos da la posibilidad de pro-

gramar la entrada de unidades a línea, también el de seguir au-

mentando carga en la central térmica de vapor, según la veloci-

dad característica de sug unidades, en l'as que se requiere tener

con anticipación programada la entrada y salida de línea.

c, Al ver el comportamiento de las cargas mediasy picos, en el

transcurlo de la semana, se está en condición de dividir la se-

mana en días»

1. De carga máxima normal: martes, miércoles, jueves y

viernes*

2* De transición de la demanda: lunes y sábado

3- De demanda mínima normal: domingo.

d. La variación de la carga media y picos de carga de la tarde y

del factor de utilización de la carga, nos identifica al ciclo

de actividad semanal del mercado que alimenta ©1 sistema.

Esta relación nos sirve para considerar el programa de produc-

ción semanal, buscando que en "base a esta curva la central tér_

mioa trabaje para los días de máxima demanda. Luego en los días

de transición y de mínima carga, se considera la posibilidad

(59)

de apagar las calderas de las unidades térmicas o en su defecto

se hace el mantenimiento preventivo o correctivo parcial de las

unidades inoperantes, señaladas en estos días.

e. La carga máxima de pico nos señala el fin del ciclo administrati-

vo, comercial, en general el ciclo económico, que hace que se

tenga la carga máxima en el último día laborable de la semana,

luego en la tarde decrece considerablemente, lo que nos da la

idea de magnitud de la carga comercial y las otras mencionadas*

f. El cambio de orden en el valor de los picos de la mañana con los

de la tarde el día domingo, identifica el valor de la carga resi-

dencial y de servicios públicos, con relación a los otros, que se

los puede evaluar con los demás días de la semana por diferencia.

g. Para la progrmación, estas conclusiones son fundamentales, pues

en "base a ellas se puede formular criterios operativos reales,

para la producción de cada una de las centrales en la semana.

3.2.3. CÜR7A DE CAEGA DIARIA

La curva de carga diaria, es un elemento necesario, para nuestro

estudio, pues de ella se parte para todas las apreciaciones necesarias

que identifican el comportamiento de la demanda, pero como vimos al tra-

tar la carga semanal, que en cada día tenemos grandes variaciones, que

hacían que en los siete días de la semana se tenga diferentes curvas y aún

más si consideramos que la carga que representa la curva, depende de las

distintas estaciones del año y no vuelve a repetirse igual a sí misma,

hasta que haya transcurrido «nn ano entero, suponiendo el caso que el

consumo no haya crecido, nos obliga a pensar que requeriríamos reunir en

rigor 365 curvas de carga de la demanda en el día.

Esto se hace aún más complejo si suponemos que se pueden presentar

circunstancialmente elementos que ocasionen cambios imprevistos, tales

como los siguientes:

TA

BL

A

N°

6

EN

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GÍA

-

PO

TE

NC

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FA

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-; D

OM

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EN

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GÍA

TO

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1.7

12

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1.8

30

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1.7

63

.69

1.5

12

.58

1.3

31

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1.2

70.3

8

11

.02

*2

.76

2

PO

TE

NC

IA

ME

DIA

MW

65

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68

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6

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7

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4

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3

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1

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.33

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PO

TE

NC

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MÁ

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AM

AM

A M

W

96

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98

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5

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92.1

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93.9

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DE

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• %

68

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73.1

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. 0 6

FAC

TO

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DE

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N

->

-

75 76 79-5

81.5

88 74 53 8o

..i-

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Cap

acid

ad In

sta

lad

a!

12

7.8

M

w

GRÁFICO N 3 7

CURVAS D£ CARCAS Y FACTORES

H s 0 6

uniíZACIO/1 --OIAR.IOS Y JEMANAL

CARGA •ÜS'ARXOJ /

fXCO MÁXIMO 0£ CARCA

PSCOJCAROÁ ¿HARÍA

CORVA D£ PlCQf•0£ CARCA

HEDÍA DIARICARCA MfDIÁ

JAB OOMJ£HANA

( 63 )

C A P I T U L O I V

4. ABASTECIMIENTO DE LA CARGA

Al realizar este estudio determinó e:los elementos y recursos

con los que cuenta el sistema para llenar las necesidades de la Bemaii

da. Consideraré para ello los tipos de generación existentes en forma

particular y luego también, en ciertos casos, relacionándolos entre

sí, para tener los suficientes y necesarios elementos de juicio para

el estudio de producción y de operación del sistema.

. El asunto principal en programación, es el que se refiere al

análisis del elemento principal, q_ue es el de regulación del sistema.

Este factor define el tipo de distribución de la carga. En un sistema

de generación el uso- de los elementos que sirven como "base para la

programación de la carga, en función a la demanda y al aspecto econó-

mico es el que se refiere a los recursos hídricos con los que cuenta

el sistema, para determinado período, siendo éstos el punto de parti-

da, hacen que la central que va a servir de "base para la programación

y operación, sea la hidroeléctrica4

Pero no solamente se necesita conocer las condiciones hídricas

con las que cuenta la hidroeléctrica, para operar el sistema, sino que

hay que conocer con ello a fondo, los demás elementos que intervienen

en la operación y producción de cada una de las otras centrales, pues

no se trata solamente de llenar las necesidades de la demanda, sino

que al llenarla, hacerla "bajo las condiciones de mayor eficiencia y a

un costo menor, garantizando regularidad de servicio, sin sacrificar

el cuidado y manejo adecuado que requiere el equino. Es decir que al

hacer este estudio debemos aspirar a tener una idea exacta de todos

los elementos que intervienen en la generación de las centrales que

van a abastecer a la carga, bajo esta mentalización del problema, tra

(64)

este capitulo y al hacerlo empezaré con la central hidroeléctri-

ca que aera, la base de operación del sistema y luego, las térmicas.

4.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Al considerar una central hidroeléctrica de generación exclusiva

para alimentar la demanda de una región por sí sola, ella requiere tener

una capacidad suficiente de generación, para lo que debe contar con un

embalse que tenga el suficiente margen de regulación, para llenar las

exigencias de la carga a ella conectada. Pero si trabaja con otras cen.

trales, el concepto se cambia, de un problema cuantitativo de abaste-

cimiento de carga a tan problema económico, en el que su producción y

la de los demás participes del sistema, deberán estar de acuerdo a va-

lores de máxima eficiencia y menor costo, tendientes a obtener máximas

ganancias, en el iCwH vendido.

4.1.1.CQRACTERISan:CAS FÍSICAS DE LA CENTRAL

4.1.1.1. TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Para comprender la función de una central que trabaja aislada -

mente de otra que ea parte de un sistema interconectado, vamos a hacer

un paralelo en el que se vea la diferencia.

En centrales hidroeléctricas se tienen :

A. Las de agua corriente, que son las que su aprovechamiento se hace

allí, donde la fuerza del agua se hace presente y se la puede trans-

formar inmediatamente en las turbinas y que en caso de no existir

éstas, el agua cómese inaprovechada»

El caudal de agua se aprovecharla y sería dependiente de la ins-

talación que haríamos nosostros. Esta capacidad estaría de acuerdo a

loa caudales con los que contásemos, en las estaciones del ano, pero

se debe tener presente que los caudales también varían de un año a

otro, y es así que existen años en que se tienen caudales altos y

en otros bajos.

(65)

En este caso se puede construir la central con una capacidad

que está de acuerdo al caudal mínimo anual, pero ello determinarla

que se tenga un gran porcentaje de pérdidas de los recursos hidráu-

licos, teniendo una alta utilización del equipo instalado.

Quedarla la posibilidad de que la instalación cuente con una

capacidad de acuerdo a los caudales elevados, en cuyo caso tendre-

mos que por largas temporadas, parte de la instalación permanecerá

inactiva, aunque se aproveche mejor los caudales del rio. En.los dos

casos se ve que serian anti-econÓmicas, pero no solamente depende

de estps factores la determinación del tamaño y la capacidad, sino

aún más de la demanda que se va ha servir, y ello hace que se consi-

deren los dos factores, recursos y demanda, en "base a lo cual se de-

fine la capacidad a instalarse, naturalmente se deberá considerar

los aspectos económicos involucrados por el tamaño. En base a esto

nace la observación de que si la demanda y el caudal varían, lo que

se quiere es que estas fluctuaciones sean absorbidas por un elemen-

to que cumpla con esta función, de absorber las variaciones y carga.

Este elemento que soluciona este problema es el embalse de regula —

ción de caudales, que hace que la central ya no aproveche los recur-

sos inmediatanientej sino que ellos son primeramente recolectados y

luego aprovechados, cuando las condiciones de carga de la central lo

requiere. En este mecanismo se tiene la función reguladora de las

centrales con embalse de Almacenamiento.

Si esta central está conectada a un sistema mixto de energía

se debe tener presente que el trabajo conjunto del sistema, permiti-

rá generar la energía necesaria para abastecer la demanda, pero las

condiciones en las cuales van a trabajar, erigen que se determinen

funciones especificas a cada una de ellas y es así que unas servirán

para llenar la base y otra los picos de la carga, de acuerdo a los

recursos que cada una de ellas tengan, y sujeto a ésto, estará la

función reguladora de los caudales con los que cuenta la hidroeléc -

(66)

trica.

En el sistema que nos preocupa, tenemos una hidroeléctrica,

una térmica a vapor y una diesel. En cuyo caso la única que se

encuentra condicionada a recursos hidráulicos es la central hidro_

eléctrica, estos recursos se los debe conocer en magnitud y iftecueri

cia.

La evaluación de los recursos hldricos de una cuenca se los

puede obtener en base a elaboraciones estadísticas q.ue se funda —

mentan en observaciones periódicas, que se las recopilan histSri -

camente y que luego se la elabora basándose en leyes probabilísti-

cas que nos garantizan un alto grado de confiabilidad.

(,"btenidos los datos referentes y analizando el tipo de cen-n

tralj debemos considerar los demás aspectos físicos definidos en

el aprovechamiento hidroeléctrico, para conocer la funcionalidad

que ellos van a tener en el servicio de la central en función de

recursos y de la demanda a servirse.

4.1.1.2. EVALUACIÓN DE RECURSOS HTDRICOS DE LA CUENCA DE LA CENTRA

La forma más conveniente de evaluar los recursos hldricos de

una cuenca hidrográfica, es en base a las elaboraciones hidrológi

cas, las mismas que son gráficos estadísticos que relacionan tiem

po y caudal. En base a esta relación se puede formular criterios

muy probables de que servirán para emplearlos en estudios de facti

bilidad de centrales a proyectarse o en su defecto en -trabajos de

programación y evaluación de centrales existentes. El valor que

tengan estos criterios dependerá fundamentalmente de los siguien-

tes aspectos:

a. Veracidad y prolijidad con los que se hayan obtenido es-

tos datos.

b. Del período en los que se hayan obtenido éstos, siendo mucho nra

yor su valor, cuando el período a que se refieren es bastante

largo, en estudios de esta índole se considerará como tiempo ñor

mal 20 años, para proyectos de factibilidad y en ciertos casos

según lo que se ha podido experimentar en países, tales como Pran

cía y Suiza, los ciclos hidrológicos tienen una duraión no menor

de 50 años, divididos en semi-ciclos de tiempo menor. Estos hacen

que pensemos, que si las observaciones son de períodos menores, ae

corre el albur de que la proyección esté fundamentada en datos in-

ciertos y que la probabilidad de que ellos sean considerados como

para sentar criterios estadísticos de alto grado de confiabilidad,

disminuirá enormemente y se corre el riesgo de tener una instala -

ción que no cumpla la finalidad propuesta.

c. Que los datos sean lo suficientemente indicativos y funcionales

para los-requerimientos que se los obtiene.

En base a estos criterios y al trabajo propuesto, he buscado

tomar los datos que sean lo suficientemente valiosos para cumplir con

los propósitos y requisitos necesarios.

4.1.1-2.1. TABULACIÓN DE DATOS ( Tablas N0 8 a 12 )

a. Siendo fundamental conocer los caudales obtenidos en el trans

curso de los años y en ellos saber la variación que tienen

en las distintas épocas del año, he tabulado caudales mensua-

les de 14 anos y luego los he promediado, obteniendo valores

modulares mensuales y anuales, y que tengan índices aplica —

bles en este trabajo.

b. Considerando que el valor de este trabajo es estadístico y

que por así serlo, requiere como requisito indispensable que

los resultados que de él obtengamos, nos den el grado de ma —

(68)

yor probabilidad, he pensado que se puede lograr al hacer el

estudio, "basado en las condiciones más desfavorables, en cu-

yo caso tendremos mayores probabilidades de que los valores

reales sean mayores q_ue los estimados y que no suceda lo con-

trario. Al comparar los años de registrados el año de menores

caudales según la Ta"bla en mención, corresponde al ano 1-951*

En "base a este año se hará las elaboraciones hidrológicas.

4-1.1.2.2. PROPÓSITOS PERSEGUIDOS CON ESTE ESTUDIO

A más de los pertinentes, con el objetivo de este trahajo de

Programación, he querido cumplir con los siguientes propósitos.

a. .Poner en práctica un aspecto tratado en mi preparación pro

-fesional.

"b. Señalar aspectos de.valor práctico que valen señalarse en

el campo general de hidrología y que en muchos casos no se

ohserva en la práctica de estos estudios,

c. Evaluar la actual instalación.

4.1.1.2.3. ELABORACIONES HIDROLÓGICAS

Por ser muy conocida la manera de emplear y construir estos

diagramas, no creo que sea pertinente tratar estos aspectos.

Los Diagramas hechos son los siguientes:

a. Diagrama Cronológico de caudales de los 14 años

b. Diagrama Cronológico del año de mínimos caudales

c. Diagrama Integral de caudales

d. Diagrama de Duración de caudales

e. Curvas características hidrológicas

4-1.1.2.4- CONCLUSIONES EN BASE Ai ESTUDIO HIDROLÓGICO ( Ta"blas N° 7

al 12 y Gráficos N° 1 al 5 ) "

1. Al considerar el ciclo hidrológico correspondiente a los 14 a -

J•.TABLA

N° 7

TABULACIÓN DE CAUDALES EN CATORCE A

ÑOS- DE OBSERVACIONES

• .

CAUDALES EN

METEOS CÚBICOS

AÑ

OS

1.94

9 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 6o 61 62

Cau

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o

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61 71 56 8o 90 52 64 52 77 67 108 58 58 59 68

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107

113

110 93

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110

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102 98 104

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.

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115 90 81 90 .94

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1 2 3 4 5 -S 6 7 i 8 9 •f 10 11 12 13 14 ' 15 ' J 16 17" i

18 19 20 21 22 23

24 25 26 27 28 29 30 31

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58 64 65 60 67 73 72 72 71 77 75 78

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. 69

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9 75 73 '67 63 57 57 57 — — — *-

Mar

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May

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86 58 87 87 93 98 93 91 .

95 93.

96

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010

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011

0

114

112

• 111 10

511

010

811

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3.11

0

104

108

103

106

Jun

io

101

105 96 103 94 98 96 88 87 83 87 82 79 85 81 92 76 84 75 79 69 79 67 69 67 68 65 67 67 60

Juli

o

68 67 6o-

-6-1

.

58 55 51 58 58 54 57 61 58 62 65 57 6o 67 65 61 54 49 38 34 37 41 58 60 54 58 53

Ag

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o

49 49 47 42 41 35 39

'41

. 35 39 40 42 38 45 46 39 43 38 40 38 37 35 41 38 35 34 33 38 32 39 42

Sep

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37

'38 34 34 39 37

' 38 35 37 35 41 51 47 58 52 53 52 53 6o 62 69 67 69

•

71 79 8o 84 85 89 84

Oct

ub

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•92

93 96 98 97 101 97 103

107

103

103

102

114

115

115

105

103

108

114

117

117

127

141

136

117

122

120

'11

1

115

-115 106

Nov

iem

bre

110

109

111

108

115

117

107

108

101

101

100

101 95 98

110

101 99 95 97

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5 87 89 84 87 81 87

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89 82 87 88 83 82 92 83 81 75 73 71 75 8o 77 .73 72 67 72 69

.67 68 67 65 64 61 57 63 66 61 .6

0

97

T A B L A N° 9

TABULACIÓN DE CAUDALES ACUMULADOS

EN METEOS CÚBICOS POR SEGUNDO

5071.

ENERO

DÍA

12345678910111213H151617181920212223242526

2728293031

CAUDALDIARIO

5864656o677372727177757875727571757375738284757670676366626260

CAUDALACUMULADO

58122

18724731438745953160267975483290797910541125120012731348142115031587166217381808187519382004206621282188

FEBRERO

DÍA

12

345678910111213141516171819202122232425262728 .

—

— ;

CAUDALDIARIO

626157646o6363676058535853484953586o64696975736763575857——

CAUDALACUMULADO

22502311236824322492

255526182685

274528032856

29142967301530643117317532353299336834373512358536523715377238293886

CONTINUACIÓN TABLA N° 9

TABULACIÓN DE CAUDALES ACUMULADOS

METROS CÚBICOS POR SEGUNDO

N s O 7

MARZO

día

123456789

10111213141516171819202122232425262728293031

CAUDALDIARIO

51434238373539434942475751586152514146484248576157484852574857

CAUDALACUMULADO

3977398040224060409741324171-421442634305435244094460451845794631468247234769481748594907496450255082513051785230528753355392

CAUDAL ACUMULADO MENSUAL 1./506

PROMEDIO MENSUAL 48,1

ABRIL

día

123456789

10111213H15161718192021222324252627282930

—

CAUDALDIARIO

58535258635858576360616773747175717677818785838384888987 -8390"

CAUDALACUMULADO

545055035555561356765734579258495912597260336100617362476318639364646540661766986785687069537036712072087297738474677557

v 2.165

72

CONTINUACIÓN TABLA N° 9

TABULACIÓN DE CAUDALES ACUMULADOS

METROS CÚBICOS POR SEGUNDO

H - 0 7 - 3

MATO

DÍA

12345678910111213U1516171819202122232425262728293031

CAUDALDIARIO

8685878793989391959396

100

9893

100104110110114112111105110108110103110104108103106

CAUDALACUMULADO

764377287815790279958093818682778372846585618661875988528952905691669276939095029613 .971898289936

10046101491025910363104711057410680

CAUDAL ACUMULADOMENSUAL -5.123PROMEDIO MENSUAL 100,7

JUMD

DÍA

123456789

101112131415161718192021222324252627282930

— —

CAUDALDIARIO

101105

9610394

98968887838782798581927684757969796769676865676760

— —

CAUDALACUMULADO

107811088610982110851117911277113731146111548116311171811800118791196412045121371221312297123721245112520125991266612735128021287012935130021306913129

2.44981,6

CONTINUACIÓN TABLA N!9

TABULACIÓN DE CAUDALES ACUMULADOS - MESEROS CÚBICOS

POR SEGUNDO U0 ARa \)

JULIO

DÍA

12345678910111213H1516171819202122232425262728293031

CAUDAL

DIARIO

686760615855515ó585457615862

65576o676561

5449383437415860

545853j — *

CAUDAL

ACUMULADO

131971326413324

13385

134431349813549136071366513719137761383713895139571402214079H139142061427114332"1438614435144731450714544145851464314703147571481514868

CAUDAL ACUMULADO MENSUAL 1.739PROMEDIO MENSUAL 56

AGOSTO

DÍA

12345678910111213H15161718192021222324252627282930— .

CAUDAL

DIARIO

494947424135394135394042384639433840383735413835343338323942

CAUDAL

ACUMULADO

H91714966

150131505515096

15U1151701521115246

15285

15325

15367154051549615535155781561615656156941573115766158071584515880159H1594715985160171605616098

— - -- • ••»_

1.23041

TABLA N° 9

TABULACIÓN BE CAUDALES ACUMULADOS

METROS CÚBICOS POR SEGUIDO N¡ O 7 5

SEPTIEMBRE

DÍA

123456789101112131415161718192021222324252627282930

—

CAUDAL

DIARIO

3738343439474835373541514758 '525352536o -6269676971798o848589

• 84

—

CAUDAL

ACUMULADO

16135161731620716241162801632716375164101644716482165231657416621166791673116784168361688916949170111708o17H71721617287173661744617530176151770417788

CAUDAL ACUMULADO MENSUAL 1690

PROMEDIO ME1TSUAL 56,3

OCTUBRE

DÍA

1234567 '8910111213141516171819202122232425262728293031

CAUDALDIARIO

929396 .9897

101

97103107103103102114115

115105 '163108114117117127141136137122120111

115115106

CAUDALACUMULADO

17880199731806918167182641836518462185651867218775188781898019094192091932419429195321964019754198711998820115202562039220529206512077120882209972111221218

3.430110,6

CONTINUACIÓN TABLA N° 9

TABULACIÓN DE CAUDALES ACUMULADOS

METROS CÚBICOS POR SEGUNDO 07 6

NOVIEMBREDÍA

12345618910111213U1516171819202122232425262?282930

—

CAUDALDIARIO

110109111108

115117107108101101100101

959311010199959797989298958789

104878187

—

CAUDALACUMULADO

213282143721548216562177121888219952210322204223052240522506226012269922709229102300923104232012329823396234882358623681237682385723961240482412924216

CAUDAL ACUMULADO MENSUAL 2.998PROMEDIO MENSUAL 99,6

DICIEMBREDÍA

12345678910111213141516171819202122232425262728293031

CAUDALDIARIO

898287888382928381

• 757371758o7773726772696768676564615763666160

CAUDALACUMULADO

24305243872444724562246452472724819249022498325058251312520225277253572543425507255792564625718257372585425922259892605426118261792623626299263652642626486

2.27073,2

T A B L A N° 1 0

TABULACIÓN DE DURACIÓN DE CAUDALES

METEOS CÚBICOS POR SEGUNDO

I

32333435373839404142434546474849515253545557586061626364

II

11

47696266312385557311316129574

III

365364363359352346337331329323317314313311308300295290285278275274261245233224219212

I

6566676869707172737475767778798o818283848586878889909192

II

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21

i. CAUDALES CLASIFICADOSo

II. DÍAS DE INCIDENCIA DE LOS CAUDALES EN EL AÑO

III. DÍAS DE CAUDAL MAYOR 0 IGUAL

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Caudales Máximos disponiblesSIAS DE INCIDENCIA DE LOS CAUDALES MÁXIMOS DISPONIBLESINTEGRAL DE CAUDALES MAYORES O IGUALES A LOS MÁXIMOS DISPONIBLESINTEGRAL DE CAUDALES MENORES A LOS MÁXIMOS DISPONIBLESTOSALCAUDALES MEDIOS UTILISABLES

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115120141

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UTILIZARLES

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44-147-452-956.059-161 .563-865.767-568.969-771 -071.672.172.372.572.6

DURACIÓN DE

CAUDALES

DÍAS

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(85)

ños se puede observar que éste en loa últimos tres años no cum-

ple con la esperada variación y se manifiesta con decrecimiento

pronunciado de los caudales modulares mensuales, comparando con

los de los años anteriores.

En "base a esta observación se puede conjeturar que esta va-

riación se debe a :

a. a una variación normal no registrada en el ciclo estudiado,

en aoyo caso conviene insinuar que el tiempo de registros

es demasiado corto, en relación a la duración del ciclo hi-

drológico completo y que su variación aparentemente anormal,

no es más que la normal de un semiciclo parcial, que hace

que la información adolesca del defecto de ser incompleta,

para el ciclo hidrológico global de la cuenca.

b. Pero si ésta no fuese la razón, queda la alternativa de

que se trata de una posible ruptura del ciclo hidrológico

y en estas circunstancias, conviene considerar cual sería

la causa que ha provocado este fenómeno.

Para averiguarlo es necesario hacer una visión retrospec-

tiva y se verá que la central fue construida en base a po-

cos años de observaciones hidrológicas,que ellas se reali—'

zaron en una región que en este período, mantenía caracte-

rísticas distintas a las actuales.

Estas características distintas a las actuales, a las que

hago referencia, son las relacionadas con la capa vegetal

de la cuenca, la que en ese entonces era selvática, luego

con el decurrir del tiempo, vino la construcción de la hi-

droeléctrica y para ello se d°tÓ con la vía de acceso a

la actual central, vía que luego pasaría a ser la arteria

vial, que uniría las ciudades de Cali y Buenaventura. Con

la construcción de esta carretera, esta región se incorpo-

ró a la agricultura y ganadería fomentada por una coló -

(86)

nización masiva, en toda la cuenca superior del río

que alimenta a la central. Ssto trajo consigo el des-

tale de este sector y el empobrecimiento de la capa

vegetal.

Según las actuales apreciaciones técnicas en hidrolo-

gía, se cree que la capa vegetal juega un factor pre-

ponderante en las precipitaciones de una región y de

hecho que con el empobrecimiento de los caudales en

la cuenca hidrográfica estudiada, podemos aducir que

Ssta es la posible causa.

En todo caso, esta observación nos dará una enseñanza valiosa

en este campo de investigación hidrológica, la misma que es la de te-

ner presente todos estos aspectos, tales como el empobrecimiento de

la. capa vegetal, el cual puede ser la causa de disminución de las pre-

cipitaciones y al serlo, para evitar este problema hay que "buscar que

exista un control suficiente en las regiones/en las que se van a rea-

lizar construcciones de Centrales o en las que ya existen.

Por otro lado, puede considerarse que la disminución de cauda —

les ha determinado la necesidad de hacer estudios costosos, para con-

trolar las precipitaciones y es así que esta región está tratando de

mejorar artificialmente las precipitaciones.

2. La variación de los caudales anuales, con relación al módulo del

periodo registrado es de 20$, en más o menos, módulo que define

grandes variaciones*

3. Luego observando los caudales modulares mensuales, éstos mantienen

una correlación tal, q_ue hace que la cuenca no en función a la mag-

nitud de los caudales, sino más bien a esta característica de inci-

dencia periódica, se puede decir que es apreciablemente regular y

(87)

que nos puede garantizar los tiempos en el año en los que se

va a obtener los grandes y "bajos caudales*

4- El ciclo de variación en el año 1 .95"! ¿e los caudales modula-

res mensuales en este período, son iguales a los promediados

en el periodo completo de 14 años registrados, ésto se confir-

ma con lo dicho en el período anterior.

5- En el ciclo anual se tiene dos épocas de caudales elevados y

dos de "bajos. Esto nos da una idea para la regularizadÓa y pro

gramación anual muy valiosa.

6. Observando la capacidad que se requerirá para una regulación a—

nual de caudales de la cuenca hidrográfica de la central hidro-

eléctrica, se ve que su valor debería ser de 230 millones de me-

tros cúbicos, valor que comparado con el actual existente, que

es de 5'130,000 , valor que no se lo puede relacionar siquiera.

7. En base de la anterior, se puede concluir que la instalación es

para una regulación parcial,no total de caudales.

8. Las demás apreciaciones que se puede hacer en baae a este estu-

dio, las seguiré haciendo de acuerdo a los requerimientos q.ue

este tenga, en el desarrollo de este trabajo.

4.1,1-3- BESERVOHIO DE LA CENTRAL

El reservorio con el que cuenta la central hidroeléctrica es de

regulación parcial diaria y tiene por lo tanto la función de absorber

las variaciones diarias de la carga de ese período. Para definir el

tipo de regulación hay que relacionar la capacidad existente coa los

dos elementos que sirven de patrón: caudales y carga.

En baae a ésto, definiré" el reservorio.

(88)

El reservorio cuenta con un volumen total de 5*1 millones de

metros cúbicos, del cual se tiene una capacidad útil de 2.3 millones

de metros cúbicos, lo cual relacionando con el dato obtenido en el

estudio de recursos, hidrológicos, referente a la capacidad necesaria

para la regulación anual de 230*000.000 de metros cúbicos. La rela-

ción según ésto es la centésima parte. Como vemos, estamos en condi-

ción de definir que la regulación es diaria, período en el cual se

puede observar variaciones de carga para hacer factible calificar el

tipo de regulación parcial con la que cuenta la central.

Para ello defino el valor equivalente a la energía hidráulica

almacenada en energía eléctrica. Siendo 2.3 millones de metros cúbi-

cos de agua almacenada en el reserworio, hace que considerando una

eficiencia de aprovechamiento medio, tengamos almacenados unos 3 5

MwH.

Para determinar el margen de regulación con el cuenta la cen-

tral, me serviré del siguiente Ejemplo:

Si la Central cuenta con un caudal natural de 40 mts , se quie-

re conocer el tipo de regulación hidráulica, considerando que ella

va a trabajar a plena carga. Para ello hago la siguiente relación:

EE - ( PG - Pe ) T

en la que tenemos

ER w Energía equivalente de reserva » 3 5 MWH

Pg • Potencia de Generación * 64 Mw

Po • Potencia posible a generarse con un cau-

dal permanente de 40 mta. cúbicos

T « Tiempo en horas que duraría la reserva

almacenada 385 MwH — ?

Í2L * 385 MvH - 385PG-Pc 64-24 Mv 40

7-6 Horas

(89)

Este valor hace que concluyamos que el tipo de regulación

es parcial ( diario ), con influencia semanal.

Las alturas de regulación del reservorio corresponden: a

194.4 a nivel de la presa y a 185 mts. al nivel mínimo d© regula-

ción. La capacidad útil d© almacenamiento se encuentra referido

a estos niveles.

Los valores de volúmenes Útiles almacenados se los puede

computar en la curva d© volúmenes ( Gráfico K° 6 ) en la que se

encuentra!relacionados volúmenes con alturas.

El área litre del agua en el embalse es de 305-000 metros

cuadrados, este valor tiene su valor en caso de una gran crecien-

te del río, este sirve como elemento amortiguador.

La caída es de 79>4 mts. considerando que la cota máxima del

nivel de coronación d© la presa es de 194*4 y del desfogue es 120

mts., la variación es de 9-40 en la que varía la cota d© nivel del

agua ©n la presa 194*40 a 185.

CUADRO N° 13

CAPACIDAD INSTALADA EN LA CENTRAL'HIDROELÉCTRICA

N° de Unidades ',

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2 \

CAPACIDAD TOTAL •INSTALADA ;

Capacidad Normal Capacidad LímitBpor unidades de Sobrecarga

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25-00

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23.04

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SA -

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(71)

Los datos referentes a la capacidad Formal son los de placa

reales y se los puede lograr en la práctica. Con relación a los de

la capacidad límite de sobrecarga, puede llegar a un máximo de 72.8

Mw, y no a 73-68 Mw, la razón de esta limitación se debe a la subida

del nivel de agua en el desfogue de la central y este es el factor

limitante.

Las características físicas estudiadas no tienen ninguna razón

de ser en este estudio, .si en "base a ellas no las relacionamos con

el sistema de producción de energía visto globalmente. A estas rela-

ciones se las conoce como características de operación de las cen —

trales y ellas son las siguientes.

4.1.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS DE LA CETOLAL

Son las que definen la forma o la manera en la que trabaja la

central y determina las condiciones en las que se debe operar, para

definirlas y son;

4.1.2.1. REGULACIÓN

Por regulación se entiende la capacidad que tiene una central

hidroeléctrica de absorber variaciones de la demanda y de los cauda-

les naturales del río.

Para poder objetivizar este mecanismo de regulación, podemos

analizar un ejemplo práctico, para ello me sirvo de tres días típi-

cos, en ellos su característica depende de los caudales con los que

cuenta el río y correspondientemente a ello "vemos en forma compara-

tiva,como participan de la demanda las otras centrales conectadas al

sistema. Es decir que este ejemplo consideramos como elemento básico

de regulación:

a* Caudal del río con las variaciones normales

b. La demanda en función a la producción requerida a cada una

de las centrales que la copan ( Gráfico N° 7 )

(72)

Estos dos elementos de la Regulación, se manifiestan en la

variabilidad de los siguientes parámetros grafizados en las curvas:

1. Nivel del agua en la presa

2. Caudal natural del «río

A - Producción de la Central hidroeléctrica .

T - Producción de la Central termoeléctrica a Vapor

D - Producción de la Central Diesel

Estos parámetros de la Regulación, analizados en cada uno de

los casos:

a. CASO A

Los caudales con. los que cuenta la central son de 140 mts.cú-

bicos por segundo ( promedio, diario ), en este caso se puede observar

que el nivel del agua se encuentra sobre el nivel de la presa que ea

de 194-4 mts.

El nivel del agua al estar sobre el nivel de la presa, determi

na^'la caída, la cual ha sido incrementada a su valor nominal que es-

tá referido al valor del nivel máximo, en el embalse que es de 194-4

mts*

Bajo estas condiciones de caudal y caída, vemos que la central

participa en la curva de carga, tomando un elevado porcentaje de la

demanda. Su valor máximo de carga es de 70 Mw, es decir ella "trabaja

so"bre la carga nominal de 64 Mw, de"bido a que la calda ha sido incre-

mentada .

De las Centrales térmicas, sólo participa en la carga de picos,

la central térmica a vapor con una capacidad de 16 Mw.

En este caso, en el que el aprovechamiento del caudal es máxi-

mo y aun se desperdicia energía hidráulica, no se evidencia la fun -

ción reguladora, pues la demanda y la capacidad del embalse están en

valores inferiores a los determinados por los caudales naturales.

una

(73)

b. CASO B

En este caso tenemos caudale3 de 60 arte, cúbicos por segundo y

fuerte variación del nivel del agua en la presa (1). Por último

en la participación de la central, intervienen las tres: Hidroeléctri.

ca ( A ), Termoeléctrica a vapor ( Y ), 7 la Diesel ( D ). En base

a este caudal ya se puede observar la función"reguladora de la central

hidroeléctrica.

Considerando paralelamente la curvas que contamos en este caso,

observamos que, en las primeras horas del día, la central hidroeléc -

trica toma el 30$ de la carga, con esta producción llega aproximada -

mente a llenar el reservorio a la cota máxima a las 5 <le la mañana y

en este punto, estfi en condiciones de trabajar a 5 Mw y luego en el

resto del día, va aumentando su carga para alcanzar una capacidad má-

xima en el pico de carga de la mañana y en la tarde de 65 MW, pero

al hacerlo el nivel de la presa "baja considerablemente a 188.40 mtsM

para luego repetir el ciclo de llenado del Reservorio.

Refiriéndome a las otras centrales, se puede observar que la

térmica a vapor ( T ) tiene una "baja paulatina a partir de las H ho-

ras y una interrupción de servicio de 14-30 a 16 horas, que define

un incremento "brusco de carga para la hidroeléctrica, esta capacidad

de absorber la carga dejada por la tórmioa en base al embalse de re-

gulación, ésto hace que este comportamiento sea una de las funciones

de la Regulación. Pero en rasgos generales se puede observar que con

un caudal de este Valor, las dos centrales trabajan en valores seme-

jantes de carga en la participación de la demanda.

c. CASO C

En este caso tenemos que el caudal del río ea de 37 metros cú-

bicos por segundo. El comportamiento de las centrales ha variado com

(73)

b. CASO B

En este caso tenemos caudales de 60 mts* cúbicos por segundo y

una fuerte variación del nivel del agua en la presa (1). Por Último

en la participación de la central, intervienen las tres: Hidroeláctr^

ca ( A ), Termoeléctrica a vapor ( Y ), y la Diesel ( D ). En "base

a este caudal ya se puede observar la función reguladora de la central

hidroeléctrica.

Considerando paralelamente la curvas que contamos en este caso,

observamos que, en las primeras horas del día, la central hidroelác —

trica toma el 3C$ de la carga, con esta producción llega aproximada -

mente a llenar el ressrvorio a la cota máxima a las 5 de la mañana y

en este punto, eatá en condiciones de trabajar a 50 Mw y luego en el

resto del día, va aumentando BU carga para alcanzar una capacidad má-

xima en el pico de carga de la mañana y en la tarde de 65 Mtf, pero

al hacerlo el nivel de la presa "baja considerablemente a 188.40 mts.,

para luego repetir el ciclo de llenado del Reservorio.

Refiriéndome a las otras central©a, se puede observar que la

térmica a vapor ( Y ) tiene una baja paulatina a partir de las 14 ho-

ras y una interrupción de servicio de 14*30 a 16 horas, que define

un incremento brusco de carga para la hidroeléctrica, esta capacidad

de absorber la carga dejada por la térmica en base al embalse de re-

gulación, ésto hace que este comportamiento sea una de las funciones

de la Regulación. Pero en rasgos generales se puede observar que con

un caudal de este valor, las dos centrales trabajan en valores seme-

jantes de carga en la participación de la demanda.

c. CASO C

En este caso tenemos que el caudal del río es de 37 metros cú-

bicos por segundo. El comportamiento de las centrales ha variado com

(U]

pletamente, la hidroeléctrica opera para lograr almacenar todo el

caudal para laa horas de pico y es así que ésta cuenta a la hora 7

con el nivel del embalse a su máximo y la carga de esta central em-

pieaa a aumentar hasta llegar al máximo y luego se la opera ©n "base

del pico de la carga. Paralelamente se observa la participación de

la Diesel ( D ) y de la de vapor (Y ) que tienen la carga base de la

demanda.

XConocido el compartimiento de la hidroeléctrica en el sistema,

'\n "base al efecto de .regulación que ella dispone, hace que evaluemos

X

ahora los elementos que determinan el grado y la magnitud del aprove-

chamiento en función a las-variables manifiestas, que son de caudalesX^

y alturas del nivel de la presa. Para ello debemos considerar que en

el aprovechamiento hidroeléctrico, tenemos que a partir del valor deX

la energía potencial, ( Hidráulica ) a valor^de-energía eléctrica e-

quivalente. El factor multiplicador, del cual nos serviraos"~par.a trans-

formar metros oúbicos disponibles a Hw obtenidos, es que nos da un ín-

dice de eficiencia del aprovechamiento. Este valor es el que se en -

ouentra evaluado por las pérdidas y eficiencias en los paads interme -

dios de la transformación y el valor real de energía obtenida.

4.1.2.2. PERDIDAS

Esquemáticamente en el Gráfico J$° 6 se puede analizar loa facto-

res fundamentales que intervienen en la generación de energía eléctrica.

En base a 01, ae puede identificar el salto bruto, que sería un multi-

plicador unitario de la energía potencial para generar energía eléctri-

ca con un%metro cúbico de agua, pero se tiene que considerar que para

obtenerlo, 'nosotros tenemos pérdidas en las distintas etapas de trana -

formación.

Estas pérdidas pueden agruparse en tres grupos: Pérdidas de car-

ga, pérdidas mecánicaa y eléctricas, las cuales las tratará muy lige-

ramente, de acuerdo a lo estrictamente necesario.

s/>LUDLJSL.

. _. I..-,! - - - -™

4.1.2.2.1. PERDIDAS DE CARGA

Se entiende a las pérdidas que originan que nosotros tengamos

mermada la potencia en el punto de aprovechamiento, con relación

a la energía hidráulica potencial en el embalse. Estas pérdidas están

evidenciadas esquemáticamente en el diagrama de pérdidas de carga y

ellas se ocasionan ens

1. En la entrada de la tubería de Presión

2. En la tubería por rozamiento o cambio de dirección

3* En las válvulas, compuertas,etc.

Las pérdidas hidráulicas de rozamiento varían proporeionalmen—

te al cuadrado de la velocidad del agua, la que siempre será varia —

ble, pues la velocidad dependerá de las secciones que no son cons —

tantes y del caudal de demanda que varía en cada momento, de acuer-

do a la variación de la energía eléctrica generada y también a la

altura a la que ae encuentra el agua en la presa, lo que hace que

estas pérdidas dependan del gasto o caudal de demanda y caída. Estas

serían las pérdidas hidráulicas de razonamiento en la tubería, pues

esto se puede hacer extensivo a las demás, pues ellas también están

en función del cuadrado de la velocidad y modificadas por factores

constantes que son dependientes de otros, tales como: forma, dimen -

siones,etec.

4.1.2.2.2. PERDIDAS MECÁNICAS

Se conoce por pérdidas mecánicas a las que se producen en la

turbina. Estas se la divide en internas y externas. Las primeras

son las ocasionadas por el movimiento del aguaej iloa alabes del dis-

tribuidor rodete y tubo de aspiración. Las segundas, las externas,

son las que se ocasionan entre la turbina mismo y en la tubería de

presión.

Estas pérdidas se deben a la disminución de la sección en el

caracol y luego a la salida del agua en el tubo de difusión. Estas

T"!£MA_QE

RíO 7r

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DE-

LINEA DE

AN~CMIC\A,Y-A j -

\>,1^é^&

CARGA

CENTRAL

Y CAÍDA

P E R D I D Ai i

N I V E L LIBRE DEL A G U A C E N EL EMBA

TUBERA

"T iENTRADA

A G U A EN EL DESFOGUE

.2.- EN LA3.- EN. Eli.4.- EN LA5.- EN Elh: Í O TAL ES

(98)

segundas se las considera, como pérdidas de carga. Las pérdidas están

en función de la velocidad y otras al diseño de la turbina, como tain

bien al estado de los alabes ( grado de rugosidad, incrustaciones de

materiales,eto*)

4.1.2.2.3- PERDIDAS ELÉCTRICAS

En estas pérdidas se consideran las que se ocasionan en los ge

neradores, transformadores, líneas de transmisión,ete.

4.1.2.2.3.1. EN EL GEBERADOR

Pueden ser de dos tipos: eléctricos o mecánicos, los primeros

pueden ser pérdidas en el -hierro ( histerisis ) y los ocasionados por

las corrientes de Eddy y las pérdidas en el cobre. Además de éstas,

se tienen las originadas por la regulación, las mismas que se deben

a la variación de la carga, y se manifiestan como oscilaciones pen-

dulares, estas afiectan a las demás de una u otra forma.

4.1.2.2.4. PERDIDAS EN LOS TRANSFORMADORES

Estas se las tiene en las subestaciones de subida y bajada de

voltaje y son causadas por histerisis y las corrientes de Eddy (pér-

didas en hierro y en el cobre ) y las ocasionadas por caídas de ten-

sión por la impedancia del circuito.

4.1.2.2.5. PERDIDAS EF LAS LINEAS DE TRANSMISIÓN

Las pérdidas en las líneas de transmisión se deben al efecto

de Joule,que se ocasiona por el calor que desarrolla la circulación

de corriente en la línea; a las pérdidas por fugas en aisladores y

por el efecto Skin.

Todas las pérdidas eléctricas están en función de la carga eléc_

trica.

4.1-2.3. EFICIENCIAS

Al hablar de pérdidas, estamos hablando de eficiencias de las

(99)

cuales podemos hacer extensivo lo dicho con relación a las pérdidas

y se refieren a que las eficiencias pueden depender de la carga elé*£

trica o de su equivalente: gasto de agua, según sea el caso conside-

rado.

Conviene hacar esta división, pues se puede tener un gasto hi_

dráulico para una misma carga, en 'base a las condiciones de opera —

ción.

1. Condiciones de operación.-

Estas condiciones de operación a que

hago referencia son las que se definen en "base a lo siguiente:

a. JÜ- variar la altura de carga se tiene un aumento o disminu-

ción de caída, lo que hace que varfe la potencia desarrolla-

da en la turbina y naturalmente varía la eficiencia de ésta,

pues ella está determinada "bajo las condiciones normales de

operación, es decir a una caída determinada, corresponde a

un valor de eficiencia definido.

Para que esto no suceda, se deberla regular la velocidad

para que no se altere la eficiencia ( Bsto no se puede hacer

por las condiciones de estabilidad del sistema ).

b, Al ser constante la .altura de carga, la velocidad y varían -

do la potencia de la turbina moviendo las directrices, (cum-

pliendo las condiciones generales de todas las turbinas ),si

hiciáramos ésto, estuviésemos Variando las pérdidas interio-

res y de hecho variaría el rendimiento de la turbina, pues

la eficiencia está considerada en base al ángulo de direc -

ciÓn de las mismas*

2. Condiciones de Carga

Refiriéndome a las cargas con las centrales, participan en la

curva de la demanda, y se puede controlar en base a una programación

(100)

adecuada en la que se tenga los puntos de máxima eficiencia de las

centrales, como también de las unidades de acuerdo a un programa

de producción lo más económico posible.

Es importante considerar que todas las eficiencias son la me-

dida obtenida en base a la relación de: la energía recibida y la en-

tregada por una máquina o instalación que participa en el aprovecha-

miento y degeneración.

Después de haber visto las condiciones que pudieran cambiar en

la regulación de la planta y que nos determinarían variaciones de e-

ficiencia, hacen que el problema analítico de la eficiencia se compli-

que a tal punto que sería imposible calcular o encontrar un sistema

analítico, dinámico que se ajustaría a los cambios instantáneos que se

tienen los valores dei

a. Caída Neta y la velocidad que instantáneamente varía en fun-

ción al gasto.

b. El gasto que está en función de la demanda, cuyo valor no

permanece constante.

c. En la potencia de la turbina y generador, que al tener cam -

bios en los anteriores factores, determinan que estos valores

cambien y no se manifiesten estáticos.

d. Bn los transformadores de las subestaciones de subida y de

bajada, la eficiencia variará de acuerdo a la carga que elbs

tengan.

e* En las líneas de transmisión la eficiencia varía con las fluc

tuaciones de la carga, éstas al ser grandes hacen que las pár_

didas sean incrementadas.

Todas estas variables como se ve, hacen imposible un estudio ana_

lítico de pérdidas y eficiencias, ya que si debería realizarse, sería

por sí sólo un tema de muoha importancia, quizá mayor del que trató.

(101)

Por esta razón me he limitado a señalar eate aspecto, que en

el campo técnico de Ingeniería tiene tina aplicación en programación

y operación económica de sistemas de energía.

Pero era necesario para este estudio hacer conocer eatos elemen-

tos y la forma en la que interviene la eficiencia en la operación de

la central y "bajo e"stas? las consideraciones que se desprenden para

una oportuna operación de la central en función a su trabajo, en con-

diciones de máxima eficiencia parcial y áel sistema al cual pertenecen,

Para ello me serviré de un proceso inductivo que señale la fun -

oión de la carga y el efecto que asta tiene en la eficiencia de una

unidad o en la central en general, considerando caeos teóricos de efi-

ciencia, luego consideraré las condiciones de producción de la Central

hidroeléctrica a que se hace referencia en este estudio, teniendo para

ello los datos reales.

4.1.2.3.1. EFICIENCIA DE UNA CENTRAi TEÓRICA DE UNA UNIDAD

En el caso de tener una sola unidad, las eficiencias de cada una

de las etapas del aprovechamiento hidroeléctrico serian semejantes a

las que se encuentran en el gráfico N° 8 y se hallan relacionadas con

valores porcentuales de la carga ( estas son curvas teóricas ). En es_

te gráfico observamos que en Turbina, Generador y Transformador se

tiene que el compartimiento de la eficiencia es semejante, pero que

para la linea de transmisión ésta difiere enormemente. Considerando

que todo el conjunto cíe estos aparatos a e encuentran trabajando en

serie, ésto hace que podamos considerarlos como una sola unidad y es

así que obtenemos la curva Total de la eficiencia de una central, que

cuenta con una unidad en la que se supone están considerados todos los

aparatos y elementos que intervienen»

La curva nos da una idea de que la máxima eficiencia de la cén -

tral la tenemos en un valor de carga de 75 > valor que no siendo res—

(102)

pectivo a la capacidad instalada, nos determina una condición de

operación para un sistema interconectado, que siempre mantiene un

valor de reserva entre la capacidad máxima instalada y la de máxi-

ma carga de la demanda.

Por valor de máxima eficiencia, se entiende el punto de refe-

rencia de la carga porcentual en el que la planta, entrega el máxi-

mo porcentaje de potencia que ella recite, ello es correlativo a un

valor de tranaformación de energía en condiciones de mínima pérdida.

Esta consideración de que la central cuenta con una sola uni-

dad, sirve para identificar el valor del aprovechamiento, contando

con una afila unidad de tranaformaciSn de energía, es decir cuenta

con un salto, una turbina, un generador, una línea de transmisión y

dos subestaciones, una de subida y.otra de bajada de voltaje. Al

considerar Sato, tenemos que las eficienciaa se las puede involucrar

en una sola curva y al hacerlo ahorraríamos el tedioso estudio par-

cial de cada uno de los aparatos o factores mencionados, como ele -

mentes de cálculo de la eficiencia de una UNIDAD-

En la práctica esto es lo que se acostumbra, pues no sería del

caso analizar las etapas parcialmente, pero esta aprecia-ción teóri-

ca de que la central cuenta con una sola unidad, no es más que para

poder objetivizar el comportamiento de la central, que cuenta con

varias unidades y que al así hacerlo diversificando las potencias

de laa unidades parciales, saber que función cumplen astas en la o —

peración de una central y además cuales son los elementos de juicio

que sirven para justificar la diversificación de la potencia total

aprovechable.

4.1.2.3.2. EFICIENCIA REAL DE UNA PLANTA CON VARIAS UNIDADES

Considerando que las eficienciaa parciales de los aparatos que

forman una central que tiene varias unidades y que en cada una de las

(103)

etapas d.e transformación son iguales a 3ss señaladas en el punto

anterior, vamos a considerar el efecto que se tiene de las eficien-

cias parciales en el total de la central.

Para ello si consideramos un primer caso: en el que se tenga

tres unidades en una central con capacidad parcial, que sumadas se

igualen a una equivalente de una sola unidad, tendremos que el pun-

to correspondiente a la máxima eficiencia se desplaza a la izquier-

da.

Por último si consideramos una central semejante al caso real

que tratamos, veíaos que el punto de máxima eficiencia se desplaza

aún más a la izquierda.

Este comportamiento .demostrado teóricamente en base a curvas

teóricas standar, nos sirve para que consideremos el mejoramiento

que se logra con una central que cuenta con más de una sola unidad,

con capacidad total igui al del aprovechamiento posible.

Pero este desplazamiento del punto porcentual de la carga ha-

cia la izquierda, teóricamente definirla que tengamos un número in-

finito de unidades en la planta, pero esto en la realidad no se pue

de hacer, pues la diversificación de potencias, hace que el costo de

la instalación aumente más, que proporcionalmente al incremento e -

quivalente de eficiencia.

Concluyendo, "bajo ningún concepto, se puede calcular la efi —

ciencia de la planta, partiendo de las eficiencias parciales de los

aparatos que están conectados a cada una de las etapas del aprove -

chamiento . Esto sin duda es la razón por la que tenemos que servir-

nos de métodos de evaluación práctica, para poder obtener los valo -

res de eficiencia real de una central.

Estos son requeridos para establecer valores que sirvan en los

(104)

cómputos de energía y potencia, para llenar la demanda y se los

déte establecer en función a la carga, tanto en magnitud como en

el punto de referencia al que se tiene que computar eatos datoa .

Considerando este aspecto, estamos en condiciones de evaluar

las eficiencias referidas al punto en el que sea el más apropiado

para el abastecimiento de la demanda. Pero este aspecto lo dejemos

en suspenso y analicemos el punto relacionado con el número de u -

nidades que pueden o deten tener una central .

Como antes indiqué el número de unidades que sirven para di-

versificar la potencia instalada, hace que el punto de oarga por -

centual se desplace a la izquierda, con lo que se logra mejorar

la eficiencia de la central.

Con valores tajos de carga, se tiene algunos aspectos que

merecen ser tratados para la importancia que ellos tienen, y que

luego se convierten en ventajas operativas de una central o de un

sistema de energía, y es .así que dejando establecido el costo, el

oual es el primer y más importante factor limitativo en la defi -

nición del número de unidades que va ha tener una central, paao

a analizar las ventajas que trae la diversificaoicfn del número de

unidades en relación a una central que en caso de utópico, tuvie-

se una sola unidad de gran capacidad.

4.1.2.3-3- TOJTAJAS DE LA DIVERSIFIC ACIÓN DE POTENCIAS EíT UNA CEH"-

a* El valor de la capacidad de reserva para el caso de falla,

disminuye en proporción al valor de la diversificación,

entendiendo que el daño se puede presentar en la central

que cuenta con una sola unidad grande, o en la que cuenta

con varias pequeñas, y de alias' se daña una.

(105)

b, El servicio y su regulación mejora como colorario del

punto anterior, sabiendo que se requeriría de una capaci-

dad de reserva semejante a la unidad que aale de línea,

pues se supone que no se puede corrfar con dos centrales de

la misma capacidad, para una carga que aerla igual o menor

a una de ellas.

c. Sn una central que está en condiciones de variación de cau

dal y demanda, se de"be considerar que a mas de ha"berse es-

tudiado el punto de máxima eficiencia, se tendría que esti-

mar que por efectos de caudal y demanda, se mejorarla con

la central de un numero adecuado de unidades, pues ellas

trabajarían "bajo las condiciones de variación de la carga,

y al hacerlo, serian operadas en rufimero, capacidad y efi -

ciencias máximas, cosa que no se lograría al tener una so-

la trabajando obligadamente a "baja carga.

Lo mismo se evidencia en los puntos de másima carga, donde

la curva desciende igual, ea decir que ni por esta consi-

deración se justificaría una sola iinidad.

d» De lo anterior se desprende que en las centrales con poten_

cía diversificada, el uso de la instalación sería de acuer-

do a la carga y habría la posibilidad de contar con unida-

des paradas, en. momentos que no sea necesario su trabajo,

lo que permitiría un plan de mantenimiento adecuado y un

desgaste menor, por ser menor su utilización que lo que

tendría una sola unidad de gran capacidad que trabajarla

permanentemente a baja carga.

e. Los programas de mantenimiento se pudiera ejercitar con ma-

yor libertad, libre de emergencias, pues la reserva prevista

suplirla y sería indeferente a la paralización de una uni -

dad . Cumpliendo con esta actividad de mantenimiento necesa-

ria, para mayor longevidad de la máquina y para su opera -

(106)

oión garantizada.

Eataa ventajas son relativas en el análisis anterior, puea los

caaos son supueatos, pero nos dan una idea operativa en función a la

diversificación y capacidad que se tenga en la central»

4.1.2.3.4» EFICIENCIA EN LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Refiriéndonoa a la central estudiada, la eficiencia de la cen-

tral deberá ser considerada de acuerdo al aporte de potencia que ten-

ga en la participación de la demanda, y es así como debemos evaluar,

puea en caso contrario, si consideramos la potencia generada en la

central misma, el dato que tengamos no es el real, pues se tiene que

restar de abf los valorea de pérdidas en la línea de transmisión y

en las subestaciones de subida y "bajada de voltaje. Es decir debemos

estimar las potencias en el lado de bajo voltaje, en la subestación

de bajada.

Los valores así considerados y en función de la variación de

carga y de altura del agua en la presa, se puede determinar en tér-

minos de potencia y energía eléctrica obtenida, lo'gtanio valores pro_

porcionales de eficiencia.

En la práctica, la forma más conveniente de obtener esta infor-

mación, ea confeccionando una curva en base a valorea registrados,

de la verdadera potencia en barras de la subestación de bajada. Ea

así que se ha obtenido el Gráfico N° 9 que nos relaciona los valores

antes mencionados.

4.1.2.3.5- CURVA DE OPERACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

En la ourva tenemos la posibilidad de obtener losdatos necesa-

rios para relacionar eficiencias y potenciaa, como también volúmenes

de agua en la presa y de calcular la Energía eléctrica en términos

de KwH almacenados ( conaideración teórica ).

OlP

ER

AC

IOiN

PO

LE

HC

JA

G

-, 0

;6C

L '

!Gi

i I1

i i

í. I

J l

CU

RV

AS

A

V

ALO

RE

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XIM

A

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O

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CA

RG

AM

ÁX

IMA

C

AR

GA

M.E

DJA

CÁ

RG

. ..D

E L'

_ E

M.B

.

(108)

En esta curva se tiene las siguientes equivalencias que se re-

quieren en la evaluación y control de operación de la central.

a. Niveles y Variaciones altura de carga ( cotas en metros )

b. Agua necesaria para producir un MwH ( en metros cúbicos )

que nos daría de acuerdo a la capacidad de la reserva una

posibilidad de contar con un valor aproximado de _nerglae

eléctrica disponible»

c. Potencia de Generación con un gasto en metro cúbico por se-

gundo ( en Mw ). Este valor nos sirve para evaluar caudales

disponibles en función de la programación y además de ele —

mentes de ajuste y control de producción»

d. Curva de volúmenes y niveles, ( en metros de altura y metros

cúbicos de volumen almacenados ). La función de éstos son

complemento de los anteriores.

Todos los valores establecidos del aprovechamiento están en

función de la eficiencia o punto de eficiencia, en el que trabajan

las unidades de la planta y es así que estas curvas están hechas pa-

ra cargada máxima eficiencia, 0.75 de la carga nominal, máxima carga

y carga media.

De acuerdo a esta curva podemos analizar y obtener los datos

de Potencia y Energía y su variación de acuerdo a las condiciones de

operación y al hacerlo tendremos en los datos obtenidos involucrados

las de eficiencia real de la planta.

Como ejemplo analizaré lo siguiente:

Con un metro cúbico por segundo de agua, teniendo el nivel del

agua en una cota de 194*40; 190 y 185 mts. que potencia puedo obtener?

considerando varios nivels de eficiencia.

(109)

La solución sería partir de la curva de operación y relacio-

nar con la escala superior ( derecha ), para los valorea de efi -

ciencia correspondientes a los cuatro valores porcentuales de car-

ga.

Estos valores los obtengo y se encuentran en el cuadro N° 13

T A B L A N° 13'

VALORES DE POTENCIA EN FU1TCION DE LA VARIACIÓN CARGA Y CAÍDA

EFICIENCIAS

SEGÚN

'• i CARGA

; 3/4 CARGA

MAX.CARGA

MAX.EFICIENCIA

; ,

' 194-4

Mw/m /seg.

;0.578

0.620

0.605

0.624

#R

92

99

98

100

COTAS (mts.

: 190

'. Mw/m /seg.

•0.546

: 0.582; 0.576•0.586

)

7¿R

87

93

92

94

1 85

Mw/ra /seg.

0.512

.0.539

'• 0.526

0.541

-i

.

?<R

83

87

84

88

. V

% R - PORCENTAJES RELATIVOS DE LA EFICIENCIA PARCIAL CON RELA-

CIÓN AL' VALOR DE EFICIENCIA MÁXIMA.

El valor porcentual cíe carga correspondiente a la máxima efi -

ciencia se lo puede obtener en base a la siguiente relación:

PM ( Hw/ni ) - 0.624

P3/4 (Mw/m3) 0.620

1° CM " 0-624 x 0.750.75450.620

Valor Porcentual de Carga para máxima eficiencia

fe CM ~ 0-7545^ de la Carga.

(110)

4.1 -2.3.6. VALORES BE POTENCIA Y ENERGÍA A GENERARSE BIT FUNCIÓN ALPUNTO DE'EFICIENCIA, CORRESPONDIENTE AL VALOR PORCENTUALDE CARGA.

De acuerdo al cuadro N° 13, podemos analizar las eficiencias de

producción de la ceñirá!, partiendo de loa valores de Potencia obteni-

dos a distintos valores de carga porcentual y caída. Para ello conside-

ro estos váores en el siguiente punto.

4.1.2.3.6.1. VALORES DE POTENCIA

a. Variando la oalda, considero las diferencias de eficiencia en

cada altura. Con 194«40 tenemos que los valores de máxima efi-

ciencia es el 100$ y media carga 92-%, lo que significa una dis-

minución de 8$. i

Con 190.00 tenemos que la disminución con relación a los otros

valores ea de 94 y 8?, lo que significa que la variación entre

estos dos valores deberla ser 7$*

Con 185.000 según lo anterior tenemos 88 y 83$ y su diferencia

es de 5$» o que significa que los valores de pérdidas y efi-

ciencias están en función de caída, por eata razón las dife-

rencias disminuyen de 8 a 7 y 5$ en oada nivel y a distintos

valores de carga-

"b. Variando la Carga y considerando los valores referentes a las

condiciones Óptimas de generación de caída y eficiencia.

Al así considerar "basta con señalar que a 194-4 de altuxa y má -

xima eficiencia podemos obtener por metro cúbico 0.624 Mw y en las con

diciones de -J- carga a una altura de operación de 185 mts. es de 0.512

Mw, lo que significa un 83$ del primer valor. Este 17$ significaría

que operar la central bajo esta condición mínima sería que tendríamos

como máxima capacidad 53 Mw en vez de los 64 que son los instalados.

(111)Estos valores de producción hace que se tenga presente que

en la programación de"ba considerarse este aspecto, pues es energía

hidráulica la que se desperdicia, que está en condiciones desfavora

"bles por trabar.

Bata disminución en producción ae la déte evaluar como poten-

cia térmica equivalente, que se de~be generar para compensar.

4.1*2.3.6.2. VALORES DE EMERGÍA

Teniendo determinado el parámetro de conversión de caudal a po-

tencia obtenible, podemos tener la cantidad de agua necesaria para

obtener una determinada cantidad de Energía eléctrica equivalente

en MwH.

Para ello consideramos que antes hemos tenido el valor Mw/m /aeg.

ahora deseamos m /MwH, es decir requeriríamos el valor inverso, al

anteriormente definido en el Cuadro N° 13.

Para obtener los volúmenes de agua requeridos por MwH, nos

valemos de la siguiente relación dimensional:

Potencia por metro cúbico • XM>f/m /seg.

Energía en un segundo » XMW/m /seg.

Energía en una hora - ( XMtf/m /seg.) X 3«600/seg.

Energía en una hora - ( X MWH/m ) x 3.600

En "base a ésto obtenemos las líneas de eficiencia que nos

determian la energía en función a altura y metros cúbicos de agua.

( Gráfico N° 9« Escala superior izquierda ).

Los valores en metros cúbicos necesarios para obtener un MWH

sirve para calcular los valores de energía eléctrica equivalente a

los metros cúbicos almacenados en el embalse. Para obtenerlo nos

servimos del siguiente método:

Volumen almacenado » 2*300.000 m

Metros cÚbicos/MwH « 6.000 M /MwH

Energía Posible - 2*300*000 - 374 MwH-6.000

(112)

Este valor considerado paralelamente con el del caudal natural

del rio y haciendo el ajuste de la variación de la caída, nos sirve

para saber el tiempo en que la planta puede operar con determinada car_

ga, en "base al volumen de agua almacenado.

Haata el momento hemos visto los valores aisladamente, ahora va-

mos a considerar en base a los datos estadísticos obtenidos en un año

de producción de la central hidroeléctrica.

4.1.3. PRODUCCIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA ( Tabla tf° 14 - Gráficos

N° 10 y 11 ).

Para relacionar con loa valores teóricos que hasta el momento

los he mencionado, debo establecer una síntesis de ellos, en base

a la comparación con los datos que se han establecido en un período

que se lo pudiera considerar anterior al que vamos a hacer la progra-

mación de operación. Las conclusiones q_ue obtenga las referiré en el

análisis de resultados.

En el estudio me limitaré a lo siguiente:

a. La incidencia en el año de los caudales naturales en el río

están de acuerdo al comportamiento determinado en el estudio hidroló-

gico. Tenemos en este año dos períodos de caudales altos y dos de

estiaje.

b. El aprovechamiento de los recursos hidráulicos no se los hace

íntegramente y se tiene que para estos caudales modulares de 85*5 mts*

cúbicos por aegundo, como el que se ha tenido en este año estudiado,

la capacidad del embalse no es suficiente y por ello su utilización no

es mayor.

c. La operación de la central se ve que no ha sido la mejor, pues

se pudo obtener una generación de aiergía mayor. En base a BStt los va-

lores: del factor de utilización del río; y de los factores de carga

de la planta y de los de participación de ella en la carga del sistema.

(113)

d. a capacidad instalada está por debajo de la capacidad de gene-

ración con estos caudales, pues se observa que los caudales remanentes

son altos en ciertas épocas del año.

e. La reserva del sistema para la sobrecarga se la puede evaluar

que está en más o en menos 8 Mw, lo que significa un 12.5 . Este valor se

lo debe determinar para los fines de programación de picos instantáneos

de máxima carga, que en caso de no tener eata posibilidad de sobrecargar

la hidroeléctrica, se requeriría de una capacidad térmica equivalente,

para llenar los requerimientos de la carga máxima de pico del sistema.

f . Los valores de las pérdidas en las lineas de transmisión no

sobrepasan valores excesivos y éstos se mantienen fluctuando en 2 S. Es-

tas pérdidas son mínimas, gracias al voltaje con el que trabaja, que es

de 115 Ky« Esta es una ventaja importantísima de mantener un voltaje e -

levado de transmisión.

g. Los valores de carga máxima o potencia firme en todo el año so

brepasan los valores de la potencia, capacidad instalada y los valores

totales de horas trabajadas mensualmente u un iiiiinfT hacen pensar que la

Central trabaja en calidad de Central de Base, gracias a los valores ele-

vados de caudal, que le permitirán tener la suficiente capacidad de ííiisl—

-feución.

h. Los costos debemos desdoblarlos y al hacerlo vemos que los pro-

venientes a los gastos fijos son cuatro veces mayores que los de opera —

ción, lo que hace pensar que estos últimos no tienen mayor importancia,

de tal forma que estos 'AnMÍ»ni*' en el costo de generación total de la hi-

droeléctrica no influyen mayormente. La variación del factor de carga p_e_

sa notablemente en el costo.

La comparación de los costos hecha antes, nos sirve para relacionar

con los costos fijos referentes a las térmicas y justificar aquello que

los costos relacionados a cargas financieras sean los más importantes en

una central hidroeléctrica y que en la térmica la relación sea distinta»

i. La variación de los costos están influenciados por los valores

del factor de carga, carga media, factor de uso, factor de uti-

(114)

liaación del río, esta relación es inversamente proporcional.

j • Conviene indicar que el factor más importante que se refiere a la

producción de la hidroeléctrica, es el de la potencia firme que se

incremente considerablemente, gracias a la función reguladora de la

planta.

Para analizar este punto, voy a servirme de los siguiente e —

jemplos:

Consideremos que la Central no tiene regulación y aceptamos

que tenga la calda actual y obtengamos 0.575 Mw/m /seg. de agua.

En este caso contando con un caudal natural de 60 metros cúbicos,

según el valor mínimo mensual, tendríamos que la capacidad firme

serla de:P » 0.575 Mw/m /seg. z 60 mts/ aeg. =- 30.5 Mw.

Este valor sería de potencia.firme y en este caso estaría

en función al caudal natural y este valor se definiría como el va -

lor de potencia que podemos obtener en las condiciones más desfavo-

rables de caudal.

Pero en el caso al cual me refiero en la central ea parte de

un sistema interconectado firme, se conceptúa por patencia firme, al

valor mínimo con el que se puede contar en la central para llenar

el pico máximo de demanda, y es así que sería el valor de 69 Mw en

este caso, considerando un caudal mínimo de 61.6 metros cúbicos

( Gráfico íf° 7 )•

Si comparamos con el valor antes citado da 30.5 Mw, lo que en-

contramos que no tiene relación con el de 69 ííw. Este incremento de

capacidad firme, analizado con valores no exactos sino apreciativos,

nos define el concepto y vemos que este efecto multiplicador se de-

be a dos causas:

a. a una por ser la carga llenada por un sistema interconecta-

do, que permite hacer el ahorro de agua para las horas de

(116)

máxima demanda en la hidroeléctrica, por el embalse de regulación,

que nos permite que en horas de máxima demanda, utilizamos agua

almacenada y cubrimos con una potencia mayor que la que se tendría

con el caudal natural, sin la regulación.

Este valor para operación es fundamental y se lo considera co

mo la ventaja principal de la regulación.

Para concluir sobre el aspecto de producción de la central hi

droeléctrioa, debo indicar que otros aspectos necesarios los trata-

ré al considerar el sistema integrado.

Con relación a la estadística general de producción de la cen-

tral hidroeléctrica, se puede encontrar en la tabla N° 14 y Gráficos

W° 10 y 11.

4.2. CENTRALES TÉRMICAS

Son aquellas en las que se o"btiene energía eléctrica, en "base

a transformación de energía calórica a eléctrica. Ahora "bien, la ener_

gía calórica es la manifestación energética de recuses combustibles,

( éstos pueden ser de lo más variados ).

La energía calórica obtenida as la transformación en trabajo

mecánico, para lograrlo se emplea máquinas de distinta índole, que

dependen del tipo de combustible empleado. Así,en el caso de las cen -

trales que emplean carbón, ouupan calderas para producir vapor, que

es el vehículo de la energía, que luego es aprovechado por una turbi-

na que absorbe parte del calor contenido en el vapor y lo transforma

en trabajo mecánico.

En caso de tener como combustibles el gas o diesel se emplean

motores de combustión, que transforman a la energía engendrada en la

explosión de los gases encendidos del combustible, en fuerza motriz.

T

A B

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&

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° 14

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UC

CIÓ

N

DG

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Gen

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Dia

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325

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177

2523

468

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2454

42,

7766

,50

34,1

654

,4 103

55,4

047

333

363

572

574

465

,90

87,3

010

65 664

71,5

0

P 0,8 2,7

3,5

2417

416

024

013

838,

623

175

3,47

•

66,2

0•3

5,97

54,4 10

356

,20

386

397

579

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612

75,2

88,2 1156 52

870

,2

M 0,7

2,5

3,2

2601

617

725

838

879,

7224

958

3,38

62,7

034

,97

55,8 98

56,6 49

135

364

174

474

470

,485

,7 1145 37

269

,50

A 0,7

2,6

3,3

2570

617

225

533

932,

8524

601

3,63

64,0

035

,70

55,8 10

055

,8 336

402

659

717

720

84,5

75,3 1085 564

62,7

M

0,6 1,9

2,5

3369

217

933

512

1235

,86

3227

63,

6772

,845

,29

62,4 11

370

,7 718

706

739

738

744

140,

373

,312

76 638

88,8

J 0,6

2,0

2,6

3138

317

331

214

1014

,5:

3019

93,

23.

92,0

043

,95

60,5

611

268

,6 669

668

709

720

720

93 80,7 12

26 785

81

J 0,7 2,6

3,3

2517

220

724

964

- 88

6,0;

2407

83,

2869 33

,83

49,0 10

752

,9 436

397

696

744

744

63,7

91,4

099

756

560

,84

A

0,8

2,7

3,5

2432

21

62

2415

985

4,60

2330

53,

5169 32

,69

47,0 10

751

,1 463

422

628

696

744

61,6

92

,3 1118 522

54,7

S 1,1

3,0 4,1

2151

8-

172

2134

576

9,40

2067

53,

5872 29

,88

41,5 11

346

,60

116

191

567

706

720

62,5

85,9 1273 421

48,8

0

0 0,7 2,0

2,7

3425

517

934

075

1323

, 3£

3275

23,

8672 46

,48

63,9 11

271

,9 665

662

732

692

744

103,

3 1

85,3 1274 78

573

,6

F

0,6

í , 1

2,7

3316

717

332

993

1302

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3169

13,

9272

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46,0

763

,5 113

72,0 66

564

861

571

872

024

,882

,5 1313 94

17

1,3

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2,2

2,9

3102

817

330

855

1203

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2965

13,

5571

,10

41,7

058

,6 111

69,2

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558

537

725

722

744

84,3

77 1273 67

669

,6

VA

LO

fí

TO

TA

L

AN

UA

L 0,7 2,4

3,1

3358

5021

0933

374C

1193

0,32

1809

3,52

72

,80

38

,34

52,7 11

359

,90

6178

5760

7925

8588

8760

85,5

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,90

1313

0037

2,00

68,9

8

10 8

VAS

60.

so—

ED/A

40 ~\ —

7

W0I0AS

¿XAFICO Df POJTMC/Af Y CAUPMSfDflA

CURVA $£• CAUDALES WMl/ALFS

MOOULO ANUAL\0£L

CUMA D£ PICOS MÁXIMOS P£ CARCA

PICO MÁXIMO

}/AiOR M ¿A (¿PACIDAS IMTAIAPA

CUMA P£ ¿A CARGA f1£MUAL

O/WA

ffd MAR AB* MAY JUtj Ji/i ACÓ J£f OCT HOV OIC

0£ fAíTORíJ YCOfTOfHIDROELÉCTRICA

YALOR ANUAL

HEDIÓ PfUTILI2AÜQH Dí¿ KIO

VALOR ANUAL

CURVAFACWR.

VALOR ANUAL

FACTOR OE CARCA

VAIÜR HfO/0 0£L FACTOR 01 CARCA

CURVA FACTOR.'&£ CARGA

CURVA COSTO TOTAL

FIJOJ

0£ COSTOS POR CAÍTOS

COSTO J)/ OKRAClDfl

MEDID A/WA1

ABR MAY 'JIM JU1 tfQ J£T OcT

(120)

Esta fuerza motriz así generada en los dos casos, se la pue-

de comparar con la que se obtiene en las centrales hidráulicas, en

las turbinas. La etapa de generación eléctrica, en base al trabajo

mecánico aplicado al eje del generador, es igual en todas las cen -

trales de generación eléctrica.

Basándonos en ésto, damos preferencia a los aspectos que no

se hayan considerado en anteriores acápites. Además al haber seña-

lado las centrales térmicas, nos referimos sólo a las de vapor y

Diesel, que están vinculadas en este trabajo.

4.2.1. CENTRALES TÉRMICAS A VAPOR

La transformación de energía se realiza en las turbinas y

ésto se logra en base a la estructura de ella, y es así que se ope-

ra el siguiente mecanismo: El calor que contiene el vapor se trans-

forma parcialmente en trabajo mecánico, a través de una serie de

escalones, cada escalón se compone de una rueda directriz fija con

alabea motores. En cada rueda directriz se transforma una parte de

energía calorífica de vapor en energía cinética, con la consiguien-

te disminución de la presión y temperatura.

El vapor sale de los alabes de la rueda directriz, con direc-

ción a los alabes giratorios. Luego en éstos, la energía cinética

del vapor se transforma en trabajo mecánico, que se evidencia en

rotación del eje.

Esta es la etapa de transformación de energía, considerando

que tenemos el flujo de vapor, sin importarnos, au obteniÓn.

Al haber analizado sólo la etapa intermedia en el aprovecha -

miento termoeléctrico, hemos dejado los otroa dos extremos sin con-

siderar, que son el de generación del vapor y de la energía eléctri-

ca, por ser el primero alejado del tema y el segundo al que hago

referencia en las centrales hidroeléctricas.

(121)

Siendo conocido el mecanismo del aprovechamiento termoelétri-

co de la Central de Vapor, pasamos a analizarla en base a los datos

que de ella tenemos.

4.2.1. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA CENTRAL

4.2.1.1.1. CAPACIDAD INSTALADA

La central térmica cuenta hoy en día con tres unidades equipa-

das con calderas que emplean carbón, una de ellas carbón pulverizado

Las capacidades de estas unidades están en la Tabla 13° 15? en

las que se conceptúa un factor de potencia 0.8

T A B L A 15

UNIDADES

1

2

3

POTENCIA

N O R M A L

: 1010

' 33

_ Total de la Central 53

M Á X I M A

12

12

40

64

De los anteriores valores se ve que en caso de emergencia,

puede sobrecargarse la Central en un valor de 8 Mw, lo que signifioa

un 20$, valor que luego veremos q.e no lo podemos conceptuar permanen_

temente.

4*2.1.2. LOCALIZACION

La Central térmica se encuentra localizada en el centro de car-

(122)

ga más importante, que es el centro industrial, no muy lejano al

centro urbano, considerándose por esta razón que la central está

en el centro del consumo. Esto indudablemente se convierte en una

ventaja, ya que se logra mantener mínimas pérdidas por transmisión

y a la vez ayuda a conservar la estabilidad del sistema, pues las

variaciones de frecuencia causadas por los cambios instantáneos de

carga, son absorbidos por la planta. Como sabemos estos cambios son

de importancia cuando se tratan de cargaa industriales, y si la cen-

tral está en el sector, estos cambios ocasionados por esta causa, pa-

san desapercibidos. Naturalmente estas variaciones no deben ser de

mayor magnitud, por no estar la central en condiciones de hacerlo,

por no contar con una instalación apropiada para el objeto.

4.2.1,1.3. RECURSOS EHERGETICOS EMPLEADOS

Con relación a éstos, debo señalar que siendo un aspecto físi-

co de localización, referente al abastecimiento de la materia prima,

que es el carbón, he creído del oaso analizarlo, en función a los re-

cursos empleados por la central, para relacionarlo con los costos y

dar así a este aspecto mayor importancia, separándolo.

La central utiliza carbón ñe no muy buena calidad, y tiene el

poder calorífico de 5»2 a 5>9 Kcal/Eg. que comparado con valores de

7.00 Zcal/Kg. con que cuenta un carbón de buena calidad, hace que com_

parativamente el costo de generación aumente en esta central, relacio_

nándolo con los stándart americanos o alemanes.

Pero el problema se agudiza, cuando se lo relaciona con la ubi-

cación de la central. En un comienzo se consideró que el carbón se lo

iba a obtener de fuentes muy cercanas a la actual localización de la

planta, pero luego con el decurrir del tiempo se agotaron las minas,

en las que se basaba esta apreciación y se encontró que ésto ya no

era posible, y es así que hoy en día, las fuentes de abastecimiento

SH encuentran bastante lejanas a la planta.

(123)

El costo del cartón ae incremente considerablemente, por el

transporte necesario de la mina a la Central, lo que hace que cambie

enormemente los costos, previamente establecidos para la energía tér-

mica a vapor.•

Este aspecto hace que nosotros en un caso similar determinemos

que este factor es de vital importancia, al considerar la ubicación

de una Central Térmica en función a los lugares de abastecimiento del

carbón, y al hacerlo contar con el poder calórico que él tiene y el

costo. De tal forma que el rendimiento de éste, nos dé una idea cabal

sobre la justificación de su aprovechamiento en base al grado de uti-

lización que tengamos, y a los costos que representa explotarlo y trans

portarlo al lugar en el que va a utilizarse.

Luego, hacer la ubicación en base a los demás aspectos que pue -

den intervenir.

4-2.1.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS

Al referirme a éstas, quiero señalar las que son de importancia

que tipifican a la central, tanto en el sistema, como en au producción.

4.2.1.2.2. POTENCIA FIRME

Al analizar la Central hidroeléctrica, vimos que uno» de los be-

neficios importantes, que ellas obtenían en la regulación, era la capa-

cidad o la potencia firme, con la cual iba a aportar en la carga de Pi-

co. Al referirnos a la central térmica podemos indicar que el valor de

la Potencia Firme con la que puede aportar al pico de carga es igual a

au capacidad instalada*

Esta característica bajo condiciones normales de trabajo, es decir

que no exista limitaciones por daños, reparaciones o revisiones del e —

quipo, contingentes, que no entran en esta apreciación, suponiendo la

inexistencia de estas condiciones anormales, se pudiera decir que la

(124)

central puede aportar durante el ano con su capacidad instalada co-

mo capacidad firme.

4-2.1.2.3- POTENCIA MÁXIMA

Analizando los valores de la potencia máxima ( Tablas N° 16 y

el Gráfico K° 12 y 13 ) se observa que los valores nominales de la

carga son sobrepasados y ello nos indica que la central puede tener

la posibilidad de que se opere sobre loa valores nominales o norma-

les de potencia de placa. Cabe indicar que estas potencias alcanza -

das son de emergencia y no se las puede considerar como permanentes,

ya que tienen su limitación en tiempo y en número de vecea por un

período determinado. Este período está indicado y ae lo define de a-

cuerdo a las normas prescritas para el mantenimiento general de la

unidad, que en este caao ea de un año, según los fabricantes.

Laa normas establecidas para sobrecargas están definidas para

las temperaturas del vapor y son laa siguientes:

490°C Temperatura normal de trabajo

491 °C Puede trabajar ixLefiradamente

49é°C 450 horas por año

510ÍC 8 horaa por año en períodos no mayores a

15 minutos.

Estas temperaturas son establecidas por la casa productora de

loa equipos y la unidad de referencia, se justifica, pues al así ha-

cerlo, se está definiendo presión y temperatura, los doa elementos

más importantes en generación térmica. Ea por eata razón que esta es-

tipulación operativa*, no esté en Mw, puea no tendría mayor sentido,

el valor de la potencia eléctrica.

Lo anterior hace que consideremos que en la central térmica, el

valor de potencia máxima sea la nominal, y que en caaoa de emergencia

de acuerdo a lo antes establecido, se dé cierta elasticidad que nos

(125)

permita hacerlo circunatancialmente, por este motivo al realizar

la programación debemos estimar solamente la potencia nominal*

El sobrecargar a una central térmica, trae consigo posibles

tensiones térmicas en los materiales y lo que puede ocasionar danos

mecánicos. Esta es la razón por la que las sobrecargas están limi-

tadas por períodos de mantenimiento o revisión anual del equipo de

la Planta.

4.2.1.2.3- EFICIENCIAS

En la generación térmica debemos conceptuar que se tiene pérdi-

das propias del proceso de transformación, desde la combustión del

carbón hasta la generación eléctrica, estas pérdidas del aprovecha -

miento de los recursos energéticos del combustible, son en general

bastante elevadas, con relación a las que tienen en centrales hidro-

eléctricas.

Las pérdidas que se originan, marginan que los rendimientos es-

tán en valores bastante» bajos. En plan de información consideraré

los rendimientos parciales en cada etapa de producción.

Hendimiento:

De la Caldera

¿e la conducción de vapor 97$

Térmico del proceso 36.2

Interno de la turbina

Mecánico de la turbina 98 • 5$

Eléctrico del generador 95$

De medios auxiliares

Todos estos valores definen la razón por la que una Central

Térmica a vapor tenga valores tan bajos de eficiencia general de

la planta.

Al respecto de eficiencias, es de importancia señalar que las

centrales de vapor, tienen una eficiencia que varía con el tiempo

(126)

y ésto tiene la siguiente

En la generación de vapor, en cada una de laa etapas del apro-

vechamiento, haata el punto en el q_ue se o~btiene el trabajo mecánico,

( eje del generador ) está afectado por condiciones de los materiales

y de la transmisión de calor existente en la instalación. Estas condi-

ciones son empeoradas con el uso y es así que para citar ejemplos te —

nemos que: las tuberías de conducción de agua y vapor en la caldera)'

van perdiendo la condición de buenos conductores de calor en sus pare—

des, a medida del tiempo de trabajo, debido a incrustaciones minerales

que en ellas se depositan, ésto en parte se disminuye con un "buen trat,a

miento de suaviaación del agua que se emplee y mantenimiento adecuado

que se d© al equipo, pero el efecto no desaparece. Esto se hace exten-

sivo a intercambiadores de calor y demás partes en las que se evidencian

estos efectos.

La Eficiencia de los distintos factores que intervienen en la ge-

neración de la planta se la mide en base a diferentes criterios y es

así que en la Tabla N° 16, se tienen valores de cal/KwHj Kcal/kg. y

Kg/KwH y luego los valores porcentuales de eficiencia de la planta.

En "base a estos valores hago el siguiente análisis:

1 . Que el carbón no es de muy buena calidad, comparado con los

así calificados que tienen 7 Kcal/Kg.

2. Que a partir del mes de Julio, se tiene que el valor de calo-

rías por KwH generado, disminuye a valores alrededor de 3-200

que considerándolos en relación a los que se tenía antes de

ese mes, que eran alrededor de 3-700, se ve que se obtiene

una gran ventaja, que llega a valores cercanos a los que se

tienen en centrales que trabajan con buen carbón de 7 Ral/Kg.

que pueden tener valores de 3800 Kcal/Kg. La razón es que en

esta época se puso en funcionamiento la unidad de 33 Mw que

trabaja con carbón pulverizado, que originalmente es de la

misma calidad, de el empleado antes.

(127)

Esto nos evidencia a un aspecto, q_ue para nosotros puede tener

vital importancia, ya que ai es "bien cierto que tenemos carbón, éste

es de mala calidad, pero si realizamos un estudio de factiMlidad en el

cual consideraríamos este carbón pulverizado y que la central la ubica-

ríamos Junto a las minas, economizando gastos de transporte, sería posi-

ble aprovechar estos recursos, naturalmente si no existe una alternati-

va equivalente.

3- Al analizar los valores del poder calórico del carbón que se

lo emplea en la instalación, vemos que ellos están entre valo-

res de 5-205 a 5-995 Kcal/Kg., lo cual significa una variación

de un 125&, que incidirá en la producción de energía eléctrica,

afectándola de tal forma que se evidenciará notoriamente en cos_

tos.

Los valores del poder calórico nos muestra cierta seguridad en de-

terminar en tárminos correlativos de Energía Eléctrica generada por ki-

logramos de carbón o de energía calórica transformada en KwH o vicever-

sa, ésto sería teóricamente, pero esto no sucede así, pues como vemos

en el Gráfico N° 12, la variación de los factores de conversión de la

planta, varían notablemente y no siguen éstos, una consecuencia propor-

cional que ellos deberían mantener, esta variación nos permite aducir

que este comportamiento, ea debido a un factor.determinado que influye

en el aprovechamiento normalmente esperado y la causa es evidenciada al

estudiar las eficiencias de la planta termoeléctrica, y verificar que

ella depende de la operación de las calderas, turbinas y condiciones de

carga, como también del número de paradas que se tengan en las unidades.

Paxadas que son inevitables, que se las hace por economía de combustible

o debido a las fluctuaciones grandes de la carga que determinan que sea

innecesaria la operación de las unidades térmicas.

Este aspecto tiene mucha importancia al hacer el estudio de eíi —

ciencias y costos para despacho diario de carga. r

(128)

Esto se puede evidenciar al analizar los meses de Noviembre

y Diciembre, en los que la carga media se mantiene casi igual y per-

manente. En estos meses los valores considerados de Kcal/Kg. y Kg/KwH

mantienen una variación correlativa, lo que significa que la operación

fue regular como también su generación total fue controlada, gracias

a los caudales existentes en la hidroeléctrica.

4. En este mismo gráfico al relacionar las curvas de pérdidas

porcentuales y de cargas medias, se ve que están en relación

inversa.

4.2.1.2.3. FACTOEES DE LA PLANTA Y COSTOS

Antes de continuar el desarrollo de este aspecto en primer lu-

gar debemos conceptuar lo que se entiende por factor de USO.

FACTOE DE USO

Es la relación entre la generación bruta sobre la potencia ins-

talada por el tiempo y se la puede expresar en .la siguiente relación:

Factor de Uso = G.B. * $C.I. oc-T

Después de haber hecho la anterior indicación, podemos conti-

nuar y para ello voy a aializar los siguientes aspectos:

1 . El factor de carga y el del uso siguen un paralelismo bien marcado.

Pero es de observar que este ultimo siempre se encuentra bajo el

factor de carga, y si recordamos el gráfico N° 11, en el que se re-

lacionan estos factores en la hidroeléctrica, vemos que en ellas

sucede exactamente lo contrario.

La razón de este comportamiento es muy claro y se lo puede explicar

en base a que la térmica soporta picos de carga por lapsos bastante

limitados, en cambio en la hidráulica puede hacerse por periodos

mucho mayores.

Esto sirve para ampliar aun más sobre lo antes mencionado, con re-

lación a limitaciones de operación referidas a laatemperaturas má—

(129)

ximás de operación y tiempo de duración de las sobrecargas

en laa térmicas y el margen amplio y continuo de sobrecarga

en las hidráulicas en función a limitaciones más amplias.

2. El factor de utilización evaluado en la curva, tiene dos ni-

veles y la razón se debe a que en el período enmarcado por las

líneas cortadas, se hizo la instalación de una nueva anidad.

Al analizar el factor antes de eáe período, vemos que loa va-

lores sobrepasan a 120$, el mismo que si lo evaluamos con el

factor de uso, vemoa que la carga de pico fue instantánea, al

sa"ber que este se encuentra detajo del factor de carga, en el

que se conceptúa el Pico por 5 minutos. Luego vemos que este

factor disminuye considerablemente, deudo al incremento de

potencia substancial ( 33 Mw ) con el que de hecho fue sufi -

cíente para colmar la Carga de pico y hacer las revisiones re-

queridas por las unidades sobrecargadas antea.

3- La eficiencia de Planta en función de los otros factores, se

ve que la eficiencia de la planta mejora en función del aumento

o disminución del factor de carga. Además, la central tiene

valores de carga media altos y una eficiencia de planta mejor.

De tal forma que se puede considerar que una central térmica,

tendrá una eficiencia máxima a valores altos de carga.

4. Los costos varían fundamentalmente de acuerdo a los factores ya

señalados y su relación ea inversa al crecimiento de ellos.

Por ultimo debemos oteervar que los valores que más pesan al mo-

mento, son loa relacionados a gastos fijos, luego los de .lubricación

y por ultimo los de operación y mantenimiento. Es decir que sería el

comportamiento semejante a lo visto en la hidroeléctrica, pero esto

es relativo al comparar que los valores del factor de carga son bajos

y que distorciona el concepto que de ellos pu*diéramos hacer.

Al ver que el costo en general con sus componentes varían en fun-

ción al factor de carga, ae debe tratar de mantener la producción de

(130)

una central térmica a valores elevados de carga, con el sacrificio de

gastos de combustible, pero que se justifica en pro de la disminución

de costwos de producción, esto si consideráramos la generación parcial

de la central, que alimentaría a la demanda por si sola, pero si ella

trabaja en paralelo con una hidroeléctrica, la importancia de éstos cos-

tos de la térmica, peaan mucíio menos que en el costo global del KwH ge-

nerado por el sistema, y lo que nos preocupa es éste, pero era conve -

niente estudiar ojie la térmica se justifica con un valor de carga ele-

vado.

Esta conclusión tomada en toase a estos costos nos hace que obser-

vemos que lo expuesto en el capitulo segundo,en que se hace el estudio

general de costos de generación térmica se desvirtúe en parte y que

o~btemea por decir que aquellos lincamientos teóricos, se refieren a

condiciones no generales, sino a particulares de Europa y los Estados

Unidos, donde posiblemente se tienen costos de carbón, combustibles, ma-

no de obra, mantenimiento distinto, que hacen para nuestros países com-

pletamente inaplicables esas estadísticas, Esto no se debe olvidar al

hacer apreciaciones teóricas, que nos servirán en la vida práctica, en

relación a este aspecto.

4.2.2. CENTRAL TÉRMICA DIESEL

El sistema de generación, está basado en un motor a Diesel, que

transforma la energía engendrada en el incendio del combustible y que

es aprovechada por el motor de explosión que en base a esta energía

transmite al árbol de levas fuerza motriz. Esta fuerza motriz es trans-

mitida al generador de fuerza eléctrica.

En la unidad Diesel, uno de los factores preponderandos que debe

considerarse, es su velocidad. La razón se debe a su vida Útil, pues

a mayor velocidad su desgaste es mayor y el tiempo en el que se lo debe

depreciar es menor.

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(134)

Asi si éste es de alta velocidad se de"be estimar que el tiem-

po en el que se de"be depreciar es 8 años, con una alícuota corres -

pendiente al 12,5% y en caao de que sea de "baja velocidad, este tiern

po de depreciación aumenta a 15 años y correspondientemente el coe-

ficiente de depreciación es de 6.8 , coeficientes que son expresados

en porcentaje del costo de la unidad y que determinan costos fijos

anuales de amortización.

Además conviene indicar que en el trabajo de estas unidades

los valores de eficiencia van disminuyendo con los años. Las razones

son de índole mecánico, "basado en el desgaste del motor de conTbustiÓn.

Se logra controlar parcialmente con un mantenimiento adecuado*

Los costos de instalación por Kilovatio son menores que en las

térmicas de vapor.

4.2.2.1. CARACTERÍSTICAS FÍSICAS

4.2.2.1.1, LOCALIZACIOtf

La central se encuentra en la ciudad, y esta situación hace que

a más de ser una central de emergencia, tenga la función de a"bsorver

variaciones de carga instantánea del centro de carga urbano y ello

lo logra gracias a su facilidad operativa para este o~bjeto.

4.2.2.1.2. VELOCIDAD

a velocidad nominal de estas unidades es de 1260 R.P.M. consi-

derada alta velocidad, lo que hace que sus costos fijos sean mayores,

que si fuera de "baja velocidad, por lo antes expuesto.

4.2.2.1.3- CAPACIDAD INSTALADA

a capacidad instalada es de 9*000 Kw, considerando tres unida-

des de 3750 Kwa y un factor de potencia de 0.8

4.2.2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS

4.2.2.2.1. POTEUCIA FIRME

(135)

Al hablar de las centrales térmicas Diesel, podemos hacer és-

to extensivo a éstas, lo que dijimos que las centrales de vapor y

esto es que las centrales Diesel, en condiciones normales de trabajo,

la potencia firme con la que puede aportar para cubrir el pico de

carga, es igual a su capacidad instalada*

4.2.2.2.2. POTENCIA MÁXIMA

La potencia máxima de una central diesel es la nominal, pues no

se puede admitir el sobrecargarlas, por ser máquinas que trabajan a

altas presiones y se correrla el riesgo de disminuir su vida üiil, y

que se presenten daños mecánicos y la consiguiente disminución , en

mención.

4.2.2.2.3- ENERGÍA, EFICIENCIAS Y COSTOS

Al hablar de las unidades diesel, debemos indicar que éstas cen-

trales sirven como de reserva en una emergencia para el sistema, por

las condiciones de au alto costo de generación.

Es por esta razón que esta central tiene un grado de utilización

tan bajo y que conviene calcularlo en base a lo siguiente:

Siendo :E.T.G.A* « Energía Total generada en el año

E.T.P.G. - Potencia instalada por horas en el año

E.T.P.G. •> Energfatotal posible de ser generada en un año,

PINST - Potencia instalada*

E.T.G.A. » 11.618 MwH

E.T.P.G. - P. INST x N° H/año - 9 MWH x 24 x 365 « 78.600MWH

Grado de utilización - E.T.G.A. - 11.618 MyHE.T.P.G. 78.600 MwH "

Grado de utilización

de la instalación.

(136)

Esta relación "baja, hace que consideremos que el valor de la

instalación- la paguemos en un &5f<>j para asegurarnos que en una Emer-

gencia podamos contar con la capacidad de la planta*

Esta característica de la Central de reserva de Emergencia tie-

ne esta central, gracias a su facilidad de operación para estos casos

aparentes, pues ella puede empezar a trabajar enanco minutos, Refi-

riéndose al tiempo que se requeriría para hacerla trabajar, en caso

de que ella se encontrase parada y luego de este tiempo señalado,

pudiera entrar en linea.

Esta cualidad hace que el costo que significa en el precio de

la generaión del sistema sea absorbido ain que tenga mayor trascen-

dencia.

Además, ya que en la operación la central a Diesel trabaja en

función ds los picos de la demanda instantánea, los cuales son ab-

sorbidos con facilidad.

Con relación a costos y factores de producción, la central a

Diesel tiene un comportamiento semejante a la Térmica a vapor.

Por último debo señalar que cualquier otro aspecto detallado,

se lo puede observar en el gfafico N° 14 o en la Tabla N° 17* Dejan-/

do los campos referentes a operación, para tratar en el próximo ca-

pítulo al analizar la operación y despacho de carga.

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CAAFfCO

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/ /7 0CT

C A P I T U L O V

5. PROGRAMA DE GENERACIÓN DEL SISTEMA

5.1.GENERALIDADES

Hasta el momento se ha estudiado el sistema de generación y al

realizar este estudio, he tratado de definir y señalar todos loa aspec-

tos que de una u otra forma se relacionan con el presente capítulo.

Sirviéndome de los criterios y conclusiones establecidos en los an-

teriores acápites ubicaré a cada una de las Centrales en la curva de car-

ga para determinar cuantitativamente su aporte de Potencia y Energía.

Previamente a mode de recapitulación, trataré ciertos aspectos ne-

cesarios d© ser revisados.

5,1.1* ASPECTOS OPERATIVOS DE CADA UNA DE LAS CENTRALES

5,1.1.1. EN LA HIDROELÉCTRICA:

1. La Central se la puede operar bajo condiciones normales a una

carga de 64 Mw.

2. Puede ser sobrecargada a una capacidad de 72.0 Mw, valor que es-

tá limitado por el tiempo y la temperatura a que suban los dis-

tintos aparatos por causa de la sobrecarga ( generador, transfor-

mador, y demás aparatos eléctricos ) se debe evitar que lleguen

a una temperatura mayor de los límites de 52°C. Límite definido

a una característica térmica de loa materiales empleados en el

aislamiento de los aparatos.

3. El valor de la sobrecarga de la Central tiene otro factor limi-

tante, que es el relacionado con la variación del nivel de carga

en el desfogue. Este sube con caudales de gasto elevados, ©n una

proporción excesiva, en relación a los niveles del reservorio lo

que hace que físicamente no se pueda subir esta Potencia máxima

de 72 Hw.

(140)

4. La central puede entrar en línea después de 3 minutos de la

iniciación de su operación.

5. Se debe tratar de no op erar "bajo el límite de 18? mts . en el

embalse, a menos que sea en casos de emergencia. La razón se

debe a que como habíamos visto las pérdidas varían en función

de la variación del salto, esto hace que en estos caaos, cuan-

do se baje el nivel en el embalse, la eficiencia de la planta

es mermada considerablemente y ocasiona que la potencia y ener-

gía que de ella se ha previsto a la disminución de su eficien -

cia. Esta razón será una de las empleadas al definir la poten-

cia firme de la hidroeléctrica.

5*1.1.2. EN LA

1 . Se debe tener presente que las variaciones excesivas de carga

son dañinas para el normal funcionamiento y ellas afectan al

equipo mecánico, por esta causa se presentan tensiones térmi-

cas indeseables, que pueden ocasionar graves daños mecánicos

en el equipo.

2. Las variaciones instantáneas de carga mayor se deben preveer

que no se las puede hacer, ya que la central no está condicio-

nada a absorberlos, y no lo está por no contar la central con

un acumulador de vapor, que condicionarla como para que la ceii

tral, pueda por si sola absorber estas variaciones instantáneas

de carga.

3. Las unidades de la central, deben ser operadas de tal forma que

su entrada en línea sea en tiempo oportuno, esto es, condicio -

nado al conocimiento de que ellas requieren de un tiempo de o -

peración antes de la inserción en línea. El tiempo está defini-

do por las siguientes normas de operación condicionadas a velo-

cidad, temperatura y control.

Para subir la velocidad de la turbina de

O - 500 RPM se necesita de 15 minutos

500 -1.000 RPM se necesita de 15 minutos

1000 -3-600 SPM se necesita de 15 minutos

Estos tiempos de operación previa, son cuando la unidad se ha

mantenido parada por períodos menores de un día, y ésto impli-

ca un tiempo de 45 minutos, q_ue se lo debe considerar indisperi.

sable para contar con esa unidad en disposición de aportar su

potencia a la curva de carga.

Esto hará que al considerar los valores de energía aportado por

la Central térmica a la curva de carga, en ciertos casos se o -

bligue a trabajar a la Central por más tiempo del requerido, és-

to hace que el coato de generación suba, por el gasto de combus-

tible.

En períodos mayores, se debe hacer revisiones de sistemas de re-

frigeración de hidrógeno, de aire, de lubricación, de agua, vapor

condensado,etc. lo que hace que previa a la entrada en línea de

una unidad térmica gue ha permanecido por un tiempo mayor de un

día, se debe contar con un tiempo no menor de dos horas para po-

nerla en funcionamiento.

4. Las unidades térmicas deben ser operadas bajo condiciones tales,

que se elimine la intermitencia en su trabajo, pues esto signifi-

ca que por esta razón se incrementen costos de la energía, que

se pierde al calentar y enfriar la instalación, y luego se tiene

que en estas condiciones el equipo no trabaje en la forma óptima

establecida para este tipo de instalaciones. Este es un aspecto

que refuerza el criterio establecido anteriormente y hace que en

lo posible, ae mantenga trabajando al equipo.

5.1.1.3. EN LA DIESEL

1. La versatilidad de la central permite que se la tenga como

unidad de reserva, pues para su inserción en la línea se re-

quiere de 5 minutos.

2. En las variaciones de carga, ella trabaja en condiciones Óp-

timas y hace que sirva corao elemento estabilizador de la fre-

cuencia de la red, pues admite grandes variaciones de carga.

3. La central no se la puede considerar como central de operación

continua, por sus costos prohibitivos de operación.

5.1.2. ASPECTOS ECONÓMICOS QUE INTERVIENEN EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

( Gráfico íí0 1 y Tabla N° 18 )

Para evidenciar la importancia que tiene este aspecto en la o—

peración del sistema, que hace que el problema de abastecimiento de la

demanda, de índole netamente cuantitativo, se convierta en cualitativo

en función a los coatos de producción de KwE, de cada una de las cen -

trales partícipes del sistema.

Para hacerlo me serviré'de las observaciones siguientes que están

basadas en el gráfico N° 1 y Tabla N° 18, en que constan datos estable-

cidos a propósito para este objeto.

1. Análisis de la variación de Costos Parciales de generación de

las centrales.

A. Lo*s costos de generación comparados son manifiestamente distin-

tos, siendo los más elevados los de la Diesel y los mínimos los

de la hidráulica. Los de la térmica están distorcionados por

el incremento ocasionado por la instalación y pruebas de una u-

nidad de 33 Mw, que se traduce en costos que se deben a combus-

tibles usados en las pruebas, a disminución del factor de carga

de la planta ( FACTOR DE PLANTA ).

Pero la relación persiste, aunque disminuyan las diferencias.

(H3)

B. Los costos de generación de las centrales tienen por lo

general una variación inversa a la de participación en la

carga, esto indudablemente se debe a que al disminuir o au_

mentar la participación de las centrales en la carga, el

factor de planta varía, con el consiguiente aumento o dis-

minución de los costos de generación.

2. Análisis de la variación de los costos de generación de las

centrales en función a los del sistema.

A- Refiriéndome a los de la hidroeléctrica, se o"bserva que és-

tos mantienen una variación paralela a los del sistema y o—

puesta a los de las térmicas.

B. los costos de generación del sistema están definidos en ba-

se a los de la hidroeléctrica y es asi que ellos están en

valores cercanos en comparación con los de las térmicas.

C. fielacionando los costos con el porcentaje de participación,

se ve que la hidroeléctrica es ostensiblemente más utilizadai

que la térmica.

En base a estas observaciones, puedo hacer las siguientes con -

sideraciones que voy a emplear en la programación:

1. Que la Hidroeléctrica influye en la producción masiva del sistema

e interviene directamente en los costos totales de generación.

2. Que loa costos de las térmicas, tanto por su variación opuesta a

los costos totales del sistema, como a la magnitud de su partici-

pación en la carga, no tienen mayor influencia.

Esto hace que considere que la Central de base para la programa-

ción, será la hidroeléctrica. De tal forma que si hacemos que la hidro_

eléctrica sea la base de la programación, se pueda hacer un ingrimo a -

provechamiento de los recursos hídricos con los que ella cuenta, y al

(144)

hacerlo estaremos economizando energía térmica, equivalente al incre-

mento de"bido al aumento de producción de la hidráulica, pues al exis-

tir una mejora de eficiencia y aprovechamiento, se traduce en la capa-

cidad adicional de generación.

Bajo esta consideración, pudiéramos tener un incremento de costos

en las térmicas, pero un ahorro substancial de energía generada por e -

lias, lo que viene a minimizar los costos de generación y majciraizar la

producción de la hidroeléctrica.

Al así hacerlo, vemos que ya se podría tener un precio más "bajo.

3- Como complemento de lo anterior, teniendo las condiciones definidas

de operación de la hidroeléctrica, podremos programar las unidades

de las térmicas, para que trabajen en condiciones de máxima eficien-

cia, al complementar a la hidroeléctrica en la curva de carga.

4* Comparando luego los datos establecidos en las Tablas 17° 16 a 18

se puede comprobar que i

a. Los costos de operación y mantenimiento de todo el sistema tienen

cierta regularidad en todo el año y éstos están afectados en su

mayor parte por los de las centrales térmicas. Su influencia en

el costo total es de 20 a

"b. Los costos de lubricantes y combustibles que se relacionan con

las térmicas, tienen una influencia variahle en el costo total

de un 10 a un

c. Por último considerando los costos, por gastos gaatos fijos, ve -

mos que estos influyen en el costo total en un 60$. Valor que de

acuerdo a lo establecido al estudiar las centrales particularmen-

te se vi<5 que ellos se encontraban afectados por el factor de

planta o de carga de cada central.

Se puede observar que cuando se tiene valores altos del factor

de planta en la térmica, éstos son menores que los de la hidroe-

léctrica y que los de la Diesel, serán at5n menores.

(H5)

Lamentablemente este aspecto no lo puede ampliar y profundizar

mayormente, por la falta de estadísticas, pexo me limito a indicar

que los gastos fijos tienen una importancia capital en la definición

del tipo de central conveniente, como también es el factor que nos

sirve para determinar la conveniente magnitud de la instalación y és-

to se puede lograr gracias a que estos valores ncs señalan el grado de

rentabilidad y de endeudamiento que se va ha tener con determinada

inslzLaciÓn; los costos fijos en cientos casos pueden determinar la si-

tuación económica de una empresa.

En el caso que nos preocupa, eate valor referido a la térmica

está un poco distorcionado como antes señaló, ya que en el año estu-

diado, el incremento de una unidad de 33 Mw, para una demanda con una

carga media máxima de 64.60 Mw y un factor de carga bajo, hace que es-

ta potencia instalada afecte enormemente los factores estudiados.

5.1.3. RECURSOS DE GENERACIÓN Y POTENCIA INSTALADA

Estos pueden reducirse a dos generalidades:

1. Cuando la central hidroeléctrica cuenta con la suficiente capacidad

de generación de energía y no dispone de suficiente capacidad ins-

talada, hace que ésta pueda participar de la base de la curva de

carga y a las fórmicas deje la parte superior de la curva.

2. Cuando la centrl hidroeléctrica mantiene una capacidad instalada

parcialmente inoperativa por falta de capacidad de generación de e-

nergla, liace q.ue ella trabaje en la parte superior de la curva de

la carga, dejando la base para las térmicas.

En esto ae debe considerar que la capacidad de generación de ener-

gía se refiere a los recuros hidráulicos aprovechables, con los que

cuenta la hidroeléctrica para la época de programación de la carga. De

acuerdo al estudio de los recursos hidrológicos, de la cuenca de la

hidroeléctrica, hace que a -ésta la consideramos en eate caso en más

de un fufo del año.

(146)

5-1.4- MAGNITUD DE LA CARGA

Ai referirnos a la Carga ( Ta"bla N° 18 y 19 ) debemos conside-

rar loa factores estudiados en el tercer capítulo y en "base a ello

podemos hacer la programación, condicionando de antemano el período

de un año al que se Va a referir el estudio*

Estos conceptos generales vertidos hasta el momento, son los que

servirán como base a la programación.

5-2. PROGRAMA DE OPERACIÓN

5.2.1. CONSIDERACIONES PRELIMINARES

1 . El trabajo que ejecutó tiene una orientación de carácter didáctico

para el autor, en cuyo caso lo fundamental es sentar criterios y

aplicarlos en ejemplos prácticos.

2. Para cumplir con esta finalidad, señalaré la metodología seguida

en el programa de operación, haciendo ejemplos prácticos, uno re-

ferido a un año y el otro a un mes, de tal forma que a más de em-

plear una metodología, puede señalar la aplicación u objeto que

se persigue con la programación áe. la carga.

Cabe mencionar que en el desarrollo de los ejemplos, trataré

de concretar los conceptos empleados en el desarrollo de la tesis y

objetivizarlos.

5.2.2. DESARROLLO DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN

5.2.1.1. PROGRAMACIÓN ANUAL

5.2.1.U1. DETERMINACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LA DEMANDA PARA

ESTE AÑO ( Año posterior al de las Estadísticas ).

Para definir las características de la demanda para este año,

obtengo los siguientes datos:

1. Demanda Máxima

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(150)

es el punto de partida para determinar el valor que necesitamos.

En caso de que si quisiéramos proyectar la demanda para un perio-

do mayor, se debería considerar lo mismo.

"b. Este valor de la Demanda Máxima está afectado por el crecimiento de

la demanda.

De acuerdo al estudio del factor de crecimiento de la carga, vi —

mos que éste, en los 32 años ha variado y q_ue el índice o"btenido en

"base a este periodo glo"bal, no era lo suficientemente expresivo del

crecimiento actual. Pero el índice referido a los 8 últimos años era

"bastante real y objetivo para nuestros propósitos.

De acuerdo a ésto, determino que se puede estimar un valor acep-

table al referido a este último período, el mismo que es de

c. Cálculo de la Demanda máxima para el próximo periodo.

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DM, DM ( 1 + f c ) « 112.3 ( 1 + 0.25 )

112.3 x 1.25 - 140 Mw

Al haber obtenido este valor que parece exagerado, creo que es

conveniente observar la Tabla 1T° 3 y el Gráfico N° 2, para poderlo ve-

rificar con relación a los picos mensuales y luego a los anuales.

2. Energía a generarse

Según el estudio gráfico del crecimiento, vemos que los valores

de la carga tienen en la curva respectiva una pendiente igual a la del

pico de carga. Esto hace que estime el mismo factor de Crecimiento es-

tablecido en el cálculo de la máxima demanda.

(151)

3. Factor de Carga ( Tabla y Gráfico W° 3 )

Al haber estudiado el factor de carga, se indicó que este fac-

tor es una característica de la Demanda que se identifica con el mer-

cado Servido, y que no puede variar continuamente j aún más en el ca-

so que nos preocupa, vimos que este factor se normalizaba paralelamen-

te con el crecimiento de la Carga Máxima de Pico y de la Demanda. Es-

to hace que al considerar el mismo del año anterior, tengamos una gran

probabilidad de que no varíe.

Además considerando que el índice de crecimiento optado para la

demanda máxima y para la energía a generarse es el mismo que se expe-

rimentó en el año anterior, hace que asuma ese mismo factor.

Factor de Carga = 0-496

5.2.1 .1.2. DEFINICIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA PARA EL SERVICIO DE

LA DEMANDA ( Tabla N° 3" ) "

La capacidad instalada actual es:

Hidroeléctrica 64 Mw

Térmica 53 Mw

Diesel 9 Mw

Total 127.8 Mw

5.2.1.1.3. ESTUDIO DE LOS RECURSOS DEL SISTEMA

Según lo visto anteriormente, vemos que es indispensable para

la operación, considerar los recursos energéticos con los que se cuen

ta para satisfacer la demanda, del período que se va a programar.

En este caso será al año, considerando en períodos parciales

mensuales.

De estos los únicos que nos toca evaluarlos son los hidráulicos,

pues los otros se acepta que existen, sin importar los elementos que

intervengan en su consecución.

(152)

¿hora "bien, de acuerdo al estudio hidrológico realizado en

"base al año de menores caudales, podemos establecer los recursos

probables con los que vamos a contar, para las distintas épocas del

año y el grado de incidencia anual que ellos tendrán.

La información que requerimos con relación a los caudales dis-

ponibles, ea la siguiente:

1 . Época en la que varaos a contar con ellos y grado de incidencia

de los mismos ( Referido a meses ).

2. Magnitud probable ( Caudales medios mensuales ).

3. Energía Eléctrica posible a obtener en base de ellos ( En MwH men-

suales ).

4» Potencia firme con la que vamos a contar ( Teniendo presente la

función reguladora del embalse con el que cuenta la central hidro_

eléctrica ).

Los datos que se estableaban en base al año de menores caudales,

serán de gran fiabilidad, y se puede considerar que si ellos están

en defecto con relación a los que tengamos en la realidad, tendremos

la posibilidad de aumentar la generación hidroeléctrica y economizar

el combustible equivalente que gastarían las Centrales térmicas, de

acuerdo al programa Anual de operación.

La probabilidad de contar con caudales menores a los estimados

en este estudio, es mucho más remota que el tener mayores, pues esta-

mos considerando las condiciones más desfavorables, que hacen que sea-

mos optimistas en nuestras apreciaciones.

Habiendo justificado este tema, paso a definir que:

1. Los valores de caudales serán referidos a las distintas épocas del

año y q_ue mejor referirlas a periodos mensuales.

El grado de confiabilidad que estos valores tienen, se basan en lo

siguiente:

a. Comparando los caudales modulares mensuales referidos a los

(154)

catorce años de observaciones, los establecidos para el progra-

ma de operación son menores.

"b. La incidencia de caudales en los meses, es semejante en los ca -

torce an.es de observación. Sus promedios mantienen la misma in -

cidencia y semejante su magnitud de -variación.

2. Habiendo considerado que estos caudales mensuales son los posibles,

he creído del caso que podemos nosotros en el Gráfico N° 1 y 2 del

Capitulo IV, en el que hago el estudio referente a recursos hidro -

lógicos, adicionar escalas de potencia posible de obtenerse, en ba

se a caudales medios mensuales, considerando valores medios de e —

ficiencia de las plantas.

Estos valores se encuentran tabulados en la Tabla N° 20.

5.2.1.1.4.CflPACIDAJ) ADICIONAL DE POTENCIA PARA EL AÑO DE OPERACIÓN

Para el año en que me voy a referir, el sistema será alimentado

con 25 Mw adicionales, gracias a la conexión con la red de abastecí -

miento del Departamento de Caldas, región que cuenta con un sobrante

de energía, razón por la que cederá a partir del mes de Mayo la po —

tencia de 25 Mw, en horas de Pico.

La conexión con ese sistema, es parte del programa de Interco -

nexión Nacional.

Esta Potencia con la que se contará a partir del mes de Mayo

del año al cual se refiere el programa de operación estudiado, será

considerado para los fines pertinentes.

(155)

5.2.1.2. PROCESO DE CALCULO EMPLEADO PIRA LA PROGRAMACIÓN ANUAL

( Tablas'22 y 23 )

5.2.1.2*1. ANÁLISIS DE LA DEMANDA

Para realizarlo me sirvo de la curva de carga, estableciendo

el comportamiento de la carga en función a su magnitud y "tiempo de

duración»

5.2.1.2.1.1. CURVA DE CARGA DIARIA ( Gráfico N° 2 )

La curva de Carga como habíamos indicado antes, es el elemento

que identifica y objetiviza el comportamiento de la carga, pero hay

que saber que para que ella tenga una aplicación estadística general,

requiere que sea considerada como curva de carga típica de la Demanda.

Se entiende que es una curva de carga típica, a aquella que en-

cierra en su área la energía de un día, que multiplicada por el núme-

ro de días del período, al que se refiere el estudio, se obtiene el

valor correspondiente de energía necesaria para llenar los requeri -

mientos de la demanda en ese período.

La característica antes mencionada, se la debe complementar con

las siguientes condiciones:

1. El factor de carga debe ser igual al de la demanda estudiado. Al

señalar esta condición se está suponiendo que los valores porcen-

tuales de carga media y máxima de pico, deberán mantener valores

correlativos.

Betas condiciones hacen posible que la curva de Carga Diaria, sea

la que tipifique a la demanda. Pero de acuerdo a las condiciones

señaladas antes, no se puede obtenerla, pero siendo necesario ha-

cer el estudio de programación, en base a los valores estadísticos

establecidos al señalar las condiciones que debe tener la curva

típica de carga, se hace imprescindible buscar una curva que cumpla

con estas características, y es así que se ha logrado encon -

(156)

trar una que sirva para este objeto, y se la conoce como curva de

Carga Modificada, la misma que se la obtiene en "base a la curva de

carga, segdn lo que a continuación señaló" t

1. Trazo la curva de carga.

2. En base a lo anterior, grafizo la curva de Duración de la

Carga.

3. Por Último obtengo la curva Modificada de Carga.

5.2.1.2.1.2. CURVA DE DURACIÓN DE LA CABGA ( Gráfico N° 2 )

Con el prop6sito.de señalar una curva, en la que se tengan or —

denadas los valores de carga, en forma correcta, en función al tiempo

que estaa cargas se mantienen, se traza la Curva de duración de Carga»

En ella se encuentran relacionados los valorea porcentuales de

Potencia y de Tiempo ( en horas y porcentajes ) . Esta curva prescribe

con el eje de las abaisas una área. Esta área es igual al valor de e -

nergía del día, que representa la Curva de Duración.

En base a este concepto vertido en relación con el área que es-

tá cercada por la curva de duración, podemos integrarla gráficamente,

relacionando energía y potencia en valorea porcentuales y obtener la

llamada Curva Modificada de Carga.

5.2.1.2.1.3. CURVA MODIFICADA DE CARGA ( Gráfico N° 3 )

En esta curva, tenemos nosotros que los valores de potencia y e-

nergía, ae encuentran relacionados poroentualmente y que forman una

curva en la que se tienen integradas las características importantes

de la carga, las cuales son:

Energía Eléctrica.— está representada por los valores porcentua-

les en el eje de las absisas.

Potencia Máxima de Carga*— Señalada porcentualmente en el eje de

las ordenadas.

(157)

Carga Mínima.- ésta divide a la curva en dos partes "bien defi-

nidas, la primera la inferior que es una recta

con pendiente constante y luego la parte superior, que es una

curva asíntota a la anterior y al eje de las ordenadas, las

mismas que se refieren a la "base y picos de la Curva Normal de

Carga.

Por último vemos que el ángulo que forma la parte inferior de

la Curva Modificada y el eje de las absisas, corresponde a un valor

de tangente que relaciona Potencia Máxima y Energía por unidad de

tiempo, definiendo el factor de carga- Este valor se lo puede obtener

porcentualmente en el eje de las ordenadas.

Según lo demuestra y expresa la curva de Carga Modificada, es-

tamos en condiciones de optar a esta curva como una elaboración grá-

fica, que tiene su valor estadístico, para que en base a ella hagamos

las apreciaciones necesarias, evaluando en términos porcentuales la

potencia y energía requeridas Sara un determinado factor de carga.

Por ser el factor de carga, el elemento de síntesis de los fac-

tores que consideramos para este estudio, trazó" una familia de curvas

correspondientes a varios valores_del factor de carga. De estas curvas

me serviré para identificar a la demanda y sus requerimientos de ener-

gía, potencia,en el estudio de programación.

Siendo un elemento importante en la curva de carga, el valor

de la carga mínima, debo señalar que ésta varía de acuerdo a las va-

riaciones del factor de carga, con el propósito de cálculo, el mismo

que se caracterizará por darnos valores cercanos a lo real y no exac-

tos, pudiendo considerar que el valor porcentual que representa la

carga mínima, al hacerla constante no nos de mayores errores, compa-

rando con aquellos que tendríamos, al variar este valor para cada ca-

so en los que empleamos la-s curvas modificadas de carga.

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(160)

5.2.1.2.2. DETERMINACIÓN DE LA EKEEGIA DE BASE I DE PICOS DE LA

CUñVA DE CARGAD

Teniendo la curva modificada de carga, que nos identifica con

la demanda, partimos de ella para obtener los valores de energía

que necesitamos para cubrir la base de la curva y loa picos de la

mi ama*

HOTA.-En el cálculo del Programa de OperaciCn, señalará cada paso

en el proceso, con ejemplos que objetivisen la forma de cálculo em-

pleado.

5.2*1.2.2.1. ENERGÍA NECESARIA PARA EL ABASTECIMIENTO DE LA BASE

DE LA CURTA DE LA CARGA.

Conociendo los valores de demanda máxima de pico y la energía

mensual requerida por el mercado, conjuntamente con los valores del

factor de carga del sistema, calculados para el año que programamos

( Tabla N° 21 ). Estamos en condición de calcular la energía reque-

rida para cubrir la base de la curva de carga, que aera el valor de

la curva, que está limitado por la Carga mínima.

Los pasos seguidos para obtener este valor son los siguientes:

1. Obtengo los porcentajes de energía según el gráfico de la curva

Modificada de Carga. Estos se los obtiene, bajando una vertical

al eje de las absisas, desde la curva de carga correspondiente

al factor de carga determinado para el mea que estamos calculando.

2« Obtenido este valor porcentual, multiplicC por la energía total a

generarse, para cubrir la demanda mensual, y obtengo la energía

que se va a emplear en la base de la curva de Carga de ese mes.

Ejemplo:En el mes de enero del año programado.

Datos: (Tabla N° 21 )

(161)

Energía Total requerida « 43.620 MwH

Demanda de Pico Máximo «• 105-6 Mw

Factor de Carga « 0.557

De estos valores obtenemos:

Energía para la "base según la curva de Carga - 67*9fo

Energía para la base del mes de Enero « 0,679 x 43.620 MwH«=

29.620 MwH

Este valor de energía será cubierto por una potencia permanente

del sistema.

5.2.1.2.2.2. ENERGÍA PARA PICOS DE LA CUHTA DE CARGA

Luego de haber obtenido el valor de la base, la diferencia del

valor total de energía requerida para ese mes, será igual a la energía

que se requerirá para cubrir los picos de carga.

Ejemplo: Mes de Enero

Datos.-Energía total» 43-620 MwH ( Tabla N° 21 )

Energía para la base - 29.620 MwH ( Calculado )

Obtenemos.- Por diferencia de los datos.

Energía para los picos de Carga - 43.620 - 29.620 -

14-000 MwH

Estos valores de energía que hemos obtenido, nos permite consi-

derar en qué magnitud, ellos van a participar en cada una de las cen-

trales del sistema.

5.2.1.2.2.3. DEFINICIÓN DE LA CENTRAL BASE DE OPERACIÓN

De acuerdo a lo que hemos visto en generalidades preliminares de

este capítulo, se determina que la central hidroeléctrica cumple con

las condiciones económicas de generación, que hacen que sea la central

la base para la progrmacio'n de la carga en el sistema, y que las tér-

micas servifan para complementarla.

(162)

De este criterio general, me! serviré para continuar por el

momento el proceso de cálculo del ¡programa y a continuación relacic—I

nar los valores obtenidos de energía, en relación con los recursos

con los que contará la hidroeléctr

drá en base a ellos.

5.2.1.2.3. PARTICIPACIÓN DE LA HrOJÍOELECTRICA ( Según Tabla N° 20)

Lea y la participación que ella tari

Al. considerarla como base de

nectado, debemos conceptuarla como'

la producción del sistema interoo—

para que absorba en lo posible la

totalidad de la demanda, de acuerdo a sus recursos y au capacidad deí

generación, y luego lo que reste do energía que ella no pueda copar,

debemos cubrirlo con la generación

ma<

Como paso preliminar, estimo,

la hidroeléctrica.

5.2.1.2.3.1. POTENCIA PÍEME

Como antes habíamos mencionado el concepto de potencia firme,

de las otras centrales del siste-

lo valores de Potencia firme para

es el aporte de potencia con el cu

máximo de carga del Sistema.

il participa una central en el pico

Este valor está sujeto a la capacidad instalada en la central y

y al margen de regulación del Embalse.

Este concepto de Potencia Firme, en muchos casos es confundido

con el de potencia permanente, que se refiere a la capacidad con la

que puede contarse en una planta, bajo las condiciones más desfavora-

bles de caudal. Pero este concepto se refiere a,una central aislada,

en este caso son iguales, pero al tratarse de una central que tiene re_

gulación y que pertenece a un sistema interoonectado, el concepto di -

fiere enormemente.

(163)

Al determinar la Potencia Firme, se debe hacer en "base a las

condiciones del caudal natural del *río, apreciando en función a la

Potencia permanente que con él se tendría, para considerar luego la

función reguladora y estimar la Potencia Firme.

Al optar eate valor lo hago en base más a criterio personal, que

a calculo y al hacerlo he tenido presente la disminución del nivel

del agua en el embalse, por el gasto mayor del caudal del río y menor

eficiencia de la planta por este concepto. Luego los valores señala-

dos de capacidad firme han sido subestimados, conceptuando que se de -

be preveer una posible emergencia y que se requiere contar con agua

en el embalse, para que se tenga una reserva potencial almacenada en

SI, lo que hace que se determinen potencias a obtener m¿bc±ma eficien-

cia y mínimos gastos.

Esto, en cuanto se refiere a caudales medios y mínimos con los

que cuenta la cuenca ( caudales de 41 a 72 mts /seg.). Pero como van

a existir caudales elevados y que ellos van a ser superiores a los que

la planta va a utilizar, trabajando a plena capacidad instalada, he

creído del caso tener presente que paxa estos caudales se puede tener

una potencia firme igual o mayor que la potencia nominal, ea decir en

ciertos caaos se eatará sobrecargando a la planta.

Eata potencia de sobrecarga para las horas de pico se justifican,

ya que la carga no va a durar por un tiempo mayor y no va a correr ba-

jo esta consideración, ningún riesgo la instalación, puea con valores

permisibles y según lo estudiado, el gasto elevado que se requiere pa-

ra estas cargas no determina ni disminución de energía reservada, ni

peor aun desperdicio de agua, pues con estos caudales ( superiores a

los 80 mts/seg*) ae tiene que existe agua, que no se la puede utilizar

por falta de capacidad en el embalse de regulación, lo que determina

que parte del agua ae pierde por esta razón, en cuyo oaso lo máa acón-

(164)

sejable eg generar en valores la mayor potencia posible ( ver Gráfico

N° 9 - Capítulo N° 17 ) del año anterior.

En base a lo expuesto determino los valores de Potencia Firme

para cada uno de los meses y ellos varían de 50 a- 72 Mw, dejando en

mucíios casos an defecto o un exceso sobre el valor de la capacidad

instalada de 64 Mw.

De los valores en defecto se puede considerar como base para la

elaboración del Programa de Mantenimiento Anual en esta Planta.

5.2.1.2.4. EKERGIA 1ÍECESARIA PARA CUBRIR LA POTENCIA FIRME SEÑALADA

A LA HIDROELÉCTRICA.

Teniendo los valores de potencia firme en Mw, estamos en condi-

ciones de obtener el valor porcentual referido al pico máximo del sis-

tema y luego de acuerdo al factor de carga con el que se cuenta en el

sistema, ver según la Curva Modificada, cuales son loa requerimientos

de energía porcentual que deberíamos tener en la hidroeléctrica, para

cubrir valores correspondientes a la Potencia Firme señalada. Para

que por ultimo el valor porcentual de energía se transforme a MwH.

Ejemplo.- Mes de Enero

Datos:

i. Caudal Medio Mensual - 70.6 mts /aeg. (Tabla ÍT° 20)

2* Potencia Permanente con este caudal « 43.6 Mw (Ta-

bla }T° 20 ).

3. Potencia Firme estimada, considerando la regulación

«• 60 Mw ( Valor estimado ).

4. Carga Máxima de Pico « 105.6 Mw ( Tabla, N° 21 ).

5i Energía Total del Sistema para la Demanda Mensual *=

43.620 MwH ( Tabla N° 21 ).

6. Factor de Carga - 55,7 ( Tabla N° 21 )

Obtenemos.-

(165)

Pot. Firme/Carg.Máx*Pico - (3) 60

Con este valor en la curva de carga modificada ( para f*c. -

55-7$ ) obtengo:

Energía correspondiente a picos para este «= 22.1$

Valor porcentual de Cargas ( Ep^ )

Luego el valor en MwH ea:

E picos - Ep^ x (5) « 0,221 i 43.620 - 9*620 MwH

Este valor serla el requerido por la central hidroeléctrica

para copar loa picos de carga del sistema, considerando un valor de

potencia ílrme de 6o Mw.

5.2.1.2.5. VERIFICACIÓN DEL VALOR ÜE ENERGÍA A UTILIZARSE Eíí LOS PI-

COS HE CARGA Í>EL SISTEMA,

El valor de energía obtenido, lo relacionamos con la capacidad

de generación de la hidroeléctrica y con los valores de energía de pi-

co de la Curva de Carga. Si este valor de energía calculado es menor

a estos dos, la potencia firme señalada es correcta.

Ejemplo.— Mes de Enero

Datos:

1. Capacidad de la Hidroeléctrica en la Generación

Mensual - 39*250 MwH ( Tabla lí° 20 )

2. Energía a generarse en la hidroeléctrica para los

picoa 9*620 MwH.

3- Energía requerida por el sistema para cubrir los

picos de Carga - 14-000 MwH.

En. base a éstos podemos obtener:

(166)

Energía hidráulica disponible para cubrir la "base de la Carga »

(1) - (2) « 39,240 - 9*620 m 29.620 EwH

Energía de Picos a cubrirse por las otras Centrales del Sistema »

(3 ) - (2) - 14.000 - 9*620 - 4.380 MwH

De estos valores se observa que la potencia firme señalada para

la hidráulica, está conforme a la capacidad de generación. Por otro

lado se conoce que la generación que deben aportar las otras Centrales

para cubrir los picos de carga del sistema.

Por ultimo que la hidroeléctrica está en condiciones de tomar

parte de la carga base del sistema.

5.2,1 .2.6, ElíERGIA HIDSAULICA DISPONIBLE PARA LA BASE DE LA CUEVA DE

CARGA DEL SISTEMA.

De acuerdo a lo obtenido anteriormente, tenemos una energía nidráu

lica residual, de la capacidad mensual de generación de la hidroelóctri^

ca. Esta energía es la capacidad disponible para cubrir la base de la

curva de carga del sistema.

Con este valor podemos obtener:

1. Si la energía hidráulica disponibles va a ser utilizada íntegramente

o se la va a desperdiciar parte, en caso de que lo Último sucediese,

debería revisarse el valor de la Potencia firme señalada para los

Picos.

2. Se puede evaluar la cantidad de energía que se va a requerir de la

generación de las otraa plantas, para cubrir el déficit de energía

hidráulica, para copar la base de la curva de carga.

Ejemplo H° 1 .- Mes de Enero

Datos:

1 . Energía disponible para cubrir la base de la Curva de Carga

« 29-620 MwH

2. Energía necesaria para cubrir la base de la Curva de Carga

29.620 MwH

Se obtiene:

1 . Que la hidráulica copará sola la "base de la curva de carga, debi-

do a que (l ) •» (2) y con ello no se requerirá, en este mes, energía

proveniente de otra planta para cubrir la "base de la carga.

En el proceso seguido hasta el momento, se ha desdoblado cada

uno de los rubros de energía y potencia para la central hidroeléctrica

y para las otras fuentes de generación, tanto para cubrir los picos

de carga como también para la base de la curva de carga» fera completar

el estudio de programación, deberá desdoblarse los valores globales

señalados para las otras centrales, que son participes del sistema y

además verificar los valores obtenidos para la hidroeléctrica.

5.2.1.2.7. PARA VERIFICAR LOS VALORES OBTENIDOS PARA LA HIDROELÉCTRICA,

SE DEBE CONSIDERAR LO SIGUIENTE:

1 * Energía no utilisada, que es la diferencia entre la energía emplea-

da, tanto en la base como en los picos de carga, con la capacidad

total de generación» Tenemos valores de esta energía hidráulica re-

manente, los meses de Mayo, Octubre y Diciembre en valores de ener-

gía eléctrica equivalentes de 11, 320, 12.560 y 5-680 MwE, corres -

pendientes a los meses señalados, en los que se ve, que la capaci —

dad instalada está por valores menores a los de generación y que la

Central, está en condiciones de trabajar a una carga constante y

superior a los 64 Mw.

2. Luego, aegún la capacidad de almacenamiento definido en la Tabla N°

20, vemos si el embalse está en condiciones de regular la energía

hidráulica requerida para los picos. Esto lo logramos en base a que

si los valores empleados para este objeto por la hidroeléctrica, eri

sualmente son iguales o menores a la capacidad mensual de almacenamieri

to, se podrán regular los caudales naturales y aprovecharlos en gene—

(169)

Este valor es menor que el instalado en la térmica, de tal

forma que ella se bastará para tomar esta potencia Firme.

Potencia Firme 4e la Térmica « 45-60 Kw

5*2.1.2-4-2. PARTICIPACIÓN DE ENERGÍA GENERADA POR LAS OTRAS CENTRA -

LES EN LA CURVA DE CARGA.

Al referinos a la energía, debemos considerar que ella puede ser

para los picos o para la "base de la curva de carga, según ésto se cal-

cula.

5.2.1.2.4-2.1. ENERGÍA PARA LOS PICOS DE CARGA

Tenemos la energía para picos del sistema y que va a ser genera-

da para este objeto por la hidroeléctrica, de tal forma que siendo és-

tos los datos que contamos, podemos por diferencia obtener el valor

requerido.

Ejemplo: Mes de Enero

1. Energía necesaria para cubrir los picos de Carga del Sistema: 14.000

MwH.

2. Energía a generarse por la hidroeléctrica * 9*620 MwH

Tenemos que:

Energía Térmica necesaria para picos - (1) - (2) « 14-000 - 9.620 «

4»380 MwH.

5.2.1.2.4.2.2. ENERGÍA TÉRMICA A GENERARSE POR LA TÉRMICA PARA LA

BASE DE LA CURVA DE CARGA.

De igual forma que se ha hecho el cálculo anterior, podemos ob-

tener este valor de eiergía.

Datos: Mes de ñero

1. Energía necesaria para cubrir la base de la Carga « 29-.620 MwH

2. Energía hidráulica por generarse par la base de la Carga » 29.620 MwE

Obtenemos:

Energía Térmica necesaria a generarse para la base de la curva de

(170 )

la Curva de Carga - (1 ) - (2) - 29-620 - 29.620 - O MwE.

En este caso el valor es cero, lo que liace que la Central térmica

trabaje adámente en las horas de pió.

5-2.1.2.4-3. PARTICIPACIÓN TOTAL BE LAS CENTRALES

Sumando los valores con los que han participado las centrales,

tanto para cubrir el pico como la base de la Carga, se obtiene el a —

porte mensual de cada Central.

Ejemplo : Mes de Enero

A- Central Hidroeléctrica

1. Energía requerida para picos • 9»620 MwE

2. Energía requerida para Base - 29-620 MwH

(a) Energía Total requerida para

la hidroeléctrica = 39-240 MwH-

B. Central Térmica a vapor

1. 'Energía requerida para picos «• 4*780 MwH

(A) Energía requerida para Baae « O

B Energía Total requerida de la Térmica - 4-780

Energía Total del Sistema - ( A + B ) - 39-240 + 4.?80 -

43.620 MwHr en el mes de Enero.

Los resultados del Programa de operación se encuentran en las

Tablaa N° 22 y 23.

5.2.1.3- ANÁLISIS DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN.

5,2.1.3.1- PROGRAMACIÓN Y DESPACHO DE LA CARGA

Al realizar el análisis mensual, estamos definiendo el comporta-

miento de las centrales para un período bastante aceptable para la Pro_

gramacifin de un sistema existente.

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. (175)

Al realizar el estudio en "base a caudales naturales de aguas al-

tas, bajasy medias no me he referido a éstas, por estar esta práctica

fuera de lo acostumbrado para un estudio de programación de un sistema

existente, pues ese método se lo emplea máa "bien para estudios de com -

plementación o ampliación.

Pero tratándose de un sistema existente, del cual se provecta te —

ner de antemano datos informativos, para despacho de carga, lo más con-

veniente es referirse a los meses*

El afán perseguido en este trabajo fue el de adquirí** una ezperieri

cía técnica, de una metodología empleada en este tipo de trabajos.

Habiendo realizado la programación anual, en base a datos mensua-

les establecidos, se está en condiciones de seguir un estudio semejante,

basándose en los mismos principios, el cual se lo conoce como despacho

de Carga.

La metodología tanto en Programación, como en el despacho de car-

ga es igual, lo único que varía ea el grado de refinamiento en la infor-

mación y c-álculo.

\n programación, la información y el detalle analítico tienen una.•*<?,V amplitud macroscópica, en cambio en el despacho de carga es más bien de

•">'#*$ índole microscópico.'; ~vV, En los dos casos los fines perseguidos son los mismos y ellos ae

S." encuentran vinculados con el campo económico de costos, tanto en progra—-A--'V mación como en despacho diario de carga.4í Al hablar de Programación, nos referimos a períodos mensuales o

:•%' en su defecto a períodos anuales, que se relacionan. En cambio al hacer¥;•;' el despacho de carga se refiere a operación horaria o diaria.

£* Se debe conceptuar que hasta el momento he empleado los datos y*-'

,\s obtenidos del estudio del mercado y de la producción de las

?:_; Centrales, en forma tal que me he permitido formar un concepto suficien-í'

teniente bien cimentado, para realizar estimaciones y apreciaciones

(176)

que dejan de ser matemáticamente exactas, pero que para el objeto de

control y administración de la producción a nivel mensual y anual es

suficiente, pudiendo servir como guía para la Programación Anual de

Mantenimiento y Despacho ¿Le Carga.

Por otro lado, al hacer el estudio, he determinado al detalle los

datos pertinentes para el despacho económico de carga, pues se ha deter-

minado los datos de pérdidas en las líneas, costos de producción a dis-

tintos factores de carga y demás elementos, con los que se puede reali-

zar este estudio, que tendría igual o mayor valor que el que he reali -

zado •

Lo dicho tiene el objeto de dejar constancia de la inquietud so-

bre este particular y además justificar el porqué se han determinado en

la tesis algunos valores que no se los ha utilizado, al hacer el estu-

dio y el cálculo del Programa de Operación.

5.2.1.3.2. REFERENCIAS Y OBSERVACIONES AL PROGRAMA DE OPERACIÓN BEL SIS-

TEMA.

Después de haber hecho el estudio y el cálculo del programa de o—

peración, se puede definir lo siguiente:

1 . Que el factor de carga del sistema, variando "bajo los valores

hace que la carga media mensual sea "bastante baja, con relación a la

capacidad instalada y que al contar con los recursos hidráulicos mí-

nimos en la hidroeléctrica, dan a ésta una capacidad de generación

de aproximadamente un 4C$ de la energía de la demanda y este porcen-

taje sube en ciertos meses a valores que alcanzan un 1OO?6 ( Enero ),

pudiendo generalizarse y alcanzar un promedio de un 7O S el valor a—

nual que cubre la central hidroeléctrica, lo que hace una razón para

el precio bajo de la Energía.

2. En base a lo anterior se puede decir que las centrales térmicas, tan-

to'las de vapor, como la Diesel, sirven como complemento de la hidro—

eléctrica, para cubrir la carga total anual del sistema.

077)

3» -A2- realizar la repartición de la energía para la Carga de Picos

y de la Base, pesado el mes de enero en el que se evidenciaban loa

valores con los que participarían las térmicas y la hidroeléctrica,

he tenido que hacer estimaciones que están justificadas en los da —

toa establecidos en "baae a cada uno de los casos tratados, referen-

tes a la producción particular de cada una de las centrales, como

también a las curvas estadísticas ( Gráfico N° 9 del Capítulo IV )

de operación» Esto hasta el mes de Junio, luego a partir del mes

de Julio en el que se supone, entrará en servicio el aporte de po -

tencia del sistema Caldas, he tenido que hacer estas observaciones

en "base a los. siguientes criterios:

a. La central hidroeléctrica servirá de "base para la programación

y su energía no dejará de aer la más barata y de hecho sus valo-

res de generación determinarán los costos de energía generada

por el sistema.

"b.La central Térmica tomará valores mayores de energía que el sis-

tema a conectarse, debido a que conceptúe que los valores de es-

ta energía, generada por una Central del sistema, serán más bajos

que los que se compren a otro sistema de generación, tanto porque

ellos traerán un costo adicional de utilidad, como también por

las pérdidas que se tendrán de esta línea de transmisión.

Por otro lado, si fuera posible que la térmica tenga costos no

muy ventajosos*, en comparación a los del sistema a conectarse, tiene

que pensarse que la operación misma de la térmica es en cierto modo ne-

cesaria para su trabajo y manutención, sea el más apropiado para las

condiciones operativas propias de estas instalaciones.

Por otro lado, el sistema requiere que esta planta debe operar

como reserva y que para que se cumpla a cabalidad, debe permanecer tra-

bajando, aunque se tenga el consiguiente incremento de oostos por com —

bustibles, pues por lo indicado anteriormente, los tiempos requeridos

(178)

para poner en marcha las unidades térmicas cuando ellas se encuentran

inoperativas, determinando que ellas necesiten de un tiempo de Aeración

previo al entrar en línea y ai trabajan intermitentemente, dejan de ser

unidades de Reserva.

Es por estas razones que los valorea de energía que no los puede

suplir la hidroeléctrica, los he repartido para la térmica en mayor pro_

porción que para el sistema a conectarse.

c. La Participación ¿Le energía de la Central Diesel ha sido de -

finida en base a dos criterios: el uno que lo empleo en los meses de

Febrero y Marzo, en los que los picos de carga son copados, en base a

la hidroeléctrica que cuenta con caudales bajos, cosa que permite cum-

plir con el programa de mantenimiento de una de sus unidades y la tér-

mica que requiere de toda su capacidad instalada, hace que la genera —

ción de la Diesel sea por algún tiempo mantenida, de tal forma que per

mita a las unidades conservarla en la línea y con ello cumplir su fun-

ción de emergencia y reserva en mejores condiciones y la segunda consi-

deración, la hago de acuerdo a los meses de Agosto y Septiembre, en los

que trabajando la hidroeléctrica, también a bajos niveles de caudal y

al tener que participar la Diesel para copar el pico de carga, de he —

cho tienen que aportar con su generación de energía, la misma que la

he evaluado porcentualmente en base a su aporte de potencia firme, pa —

ra cubrir la carga máxima de Pico del sistema.

5- En la determinación de la Potencia Firme de las Centrales, he segui-

do el siguiente proceso¡

A» Gomo norma de seguridad he definido loa valores establecidos para la

hidroeléctrica, en base a que si es verdad, los recursos con los que

contaría la planta y la regulación existente, permitirán trabajar

©n horas del pico máximo, a valores iguales o mayores a su capacidad

instalada, considerando que el pico como mucho, duraría de 5 a 30 mi

ñutos, este último valor, él cual es exagerado nos permitirá concep-

tuar la capacidad firme, igual a la instalada.

(179)

Pero teniendo en cuenta la reserva y mantenimiento en el sis-

tema, lie hecho que estos valores sean condicionados de tal forma que

sean estimativos, para que no excedan los valores reales, sino más

"bien que se mantengan en niveles probables, considerándoles un cier-

to grado de seguridad.

E. La Central Térmica al intervenir en las horas de pico, he tratado

de que su aporte esté de acuerdo a su capacidad nominal de 53 Mw,

en los casos anteriores al mes de Julio, complementada con la Die-

sel para copar el pico de carga, para luego pasado el mes de Julio,

en el cual se cuenta el aporte de Potencia Firme del sistema a co-

nectarse, se conceptúe que la Potencia Térmica para la carga máxima,

debe disminuir su capacidad instalada, para operarla en condiciones

tales que nos permita tener una reserva en el sistema y cumplir con

una posible cláusula de contrato para la compra de energía, que se-

rla la de Potencia í'irme en las horas de Pico.

En base a este análisis he tratado de señalar que para el estu-

dio de programación se requiera de que en ciertos aspectos intervenga

el criterio personal, que lo he formado en base a la experiencia obte—V

nida en mi trabajo relacionado con este aspecto y con el estudio gene-

ral que he realizado en este trabajo.

Por ultimo conviene señalar que en base a lo estipulado en este

trabajo, se puede ampliar el estudio para determinar la proyección de

la demanda a varios años, y en base a ellos hacer el análisis de am-

pliación del sistema, como también partir de este trabajo para cual —

quier otro estudio, vinculado a los aspectos tratados en esta tesis.

C A P I T U L O

VI

6. CONCLUSIONES PIÑALES

Del presente trabajo he querido hacer un resumen de beneficiosas

lecciones que he podido obtener en el desarrollo de eate trabajo y ellas

las resumo a continuación.

Para iniciar este capitulo, en primer lugar quiero señalar que hoy

vivimos una época dinámica de un desarrollo acelerado, que hace que los

recursos previstos para el desarrollo y fomento de la electrificación

sean copados con una rapidez asombrosa, gracias a que estos pueblos han

llegado a la etapa de integración económica, favorecida por laa facilida-

des de comunicación y transporte, que acercan a nuestros países, conside-

rados como subdesarrollados con los pueblos altamente industrializados,

que hoy en día tienen problemas de abastecimiento energético, para su ca-

pacidad de crecimiento y que hacen que estos vean en América y en las re-

giones de recursos inexplotados, el futuro de su desarrollo, actualmente

limitado por la falta de recursos energéticos.

A esta falta o inexistencia de recursos en países desarrollados, ha

hecho posible que para compensar estos déficits se investiguen en nuevos

sistemas de generación de energía y es así que aquellos programas de inves

tigación raillonaria, han llegado a tratar posibles métodos de generación,

en base a fuentes de energía atómica, aeolica, marítima, térmica de com —

bustiblea, tales como gas, madera y aún de fuentes que aparentemente son

desconocidas en nuestro medio, como es la energía de gases encerrados en

cavidades subterráneas de origen volcánico. Pero hasta el momento todas e-

llas representan que su aprovechamiento sea oneroso y privativo.

En estas circunstancias en que se tiene que los países desarrollados

encuentran limitaciones importantes en aua planes y expansión, han hecho

(181)

que las fueraas vivas que gobiernan el incremento del desarrollo in-

dustrial, muden su habitual lugar de operación, que va restringiendo

o encareciendo los servicios básicos & energía, a otros en los cualea

tengan la posibilidad de obtener éstos en cantidad suficiente y a pre-

cio más bajo, para hacer de ellos su futuro campo de acción.

Es bajo este concepto, por el que en ciertas regiones como en

la que se encuentra localizado el sistema de energía que he analizado

en este trabajo, se ha desarrollado y se noa muestra sorprendentemente

evolucionado en un plazo limitadísimo. Este desarrollo acelerado que

ha traído a aquella región un vigorizante adelanto económico e indus —

trial, hace que considere que este caso sea para nosotros ejemplo y que

noa sirva de base para que ambiciosamente planifiquemos nuestro futuro,

en lineamientos paralelos al seguido en ese sector de nuestro país.

Pero para realizarlo, debemos averiguar y señalar los elementos

"básicos que han originado ese desarrollo y para ello, basta recordar el

análisis de la Política de Electrificación empleada y observaremos que

la justificación ae puede darle a aquel impulso en los incrementos subs-

tanciales de capacidad instalada, los mismos que de acuerdo al entonces

existente índice de crecimiento de la demanda, eran inapropiados y fuera

de lo que pudiéramos llamar teóricamente acertado. Pues, existiando un

índice de crecimiento de apenas un 10$, el incremento de la potencia

instalada era exagerado. Pero luego, con el tiempo nos demostraría lo

contrario.

Bata situación que fue llevada en base a una decisión aparéntemela

te inapropiada, ha sido una de las causas para el programa y desarrollo

de esa región.

De ésto, debemos nosotros sacar una lección práctica, para que

hoy que nos encontramos planificando un plan futurista de desarrollo in-

tegral, no adolesca de errores creados en base a las estimaciones dema-

siado fundamentadas en criterios establecidos en países desarrollados

(182)

de Europa y Estados Unidos, que hacen que estén equivocados para

nuestros países, que ae encuentran en una evolución más acelerada

que en aquellos, en donde las leyes estadísticas que las gobiernan

son propias a su realidad, y grado de desarrollo alcanzado por ellos

y que nosotros para nivelarnos, requerimos que nuestros planes es -

t6n basados en valores tales, que nos permitan igualarlos o por lo

menos acercarnos a ellos en un tiempo inmediato, compensando con

celeridad lo que hemos perdido en el tiempo.

Al así observar el panorama, lograríamos el desarrollo espera-

do. Pero según lo que se observó, no todo tiene color de rosa y es

así que vimos que aquel empuje entusiasta que llevó al desarrollo y

también ha ocasionado problemas inesperados, tales como el referido

a la variación y disminución de los recursos hídricos de la cuenca

hidrográfica de la central hidráulica. Disminución que como vimos

puede deberse a la falta de estadísticas o acaso a la falta de con-

trol de la capa vegetal de la región mencionada. Sea cualquiera de

las dos causas establecidas, nos dan al respecto una idea que puede

servirnos para tomar las medidas oportunas con anticipación, para

que no nos suceda a nosotros estas experiencias que traen a más de

demoras, gastos cuantiosos que merman las posibilidades del desarro

lio y empobrecen afin más a nuestras limitados recursos económicos.

Paralelamente a este aspecto analizado, se ve que la central

térmica ubicada inicialmente junto a las fuentes de abastecimiento

de combustible, de las que no ae tuvo una idea exacta de la magnitud

que tenían y del período de duración que iban a tener, lleva a que

hoy el costo de aprovechamiento de carbón suba en su precio original-

mente estipulado y haga que consecuentemente la explotación de ener-

gía ( instalación hecha con precios de combustibles menores ) sea

incrementada en aus costos, haciendo que disminuya la rentabilidad

(183)

de esta planta.

Otro aspecto, que nos señala que al ubicar una planta de este

tipo en nuestro país, ya no deberíamos correr riesgos por una evalua-

ción de recursos defectuosa, que puede halser sido ocasionada por fal-

ta de investigación, o en su defecto carencia técnica para hacerlo.

Este problema ha sido en parte mejorado, gracias a la incorpo-

ración de una instalación que hace un mejor aprovechamiento del car-

bón empleado- El mismo que es tratado en base a pulverización previa a su

utilización, tratamiento resultante de la tecnología moderna apliaca en

estos sistemas de generación térmica.

La medida puesta en práctica con esta instalación, para mejorar

el rendimiento térmico del combustible empleado, nos señala que esta

deberla ser la posible manera de emplear nuestros recursos de carbón

de pobre poder calorífico y quién sabe si basamos en estaa instalacio-

nes nuestros análisis de factibilidad, tengamos la justificación re-

querida para emplear y construir plantas que sirvan de estos recursos.

Pero no solamente debemos justificar el grado de aprovechamien-

to que vamos a tener de los recursos energéticos con los que contamos

y que proyectamos utilizarlos, sino que debemos saber en qué punto y

magnitud lo debemos hacer, y en base a ellos podemos sacar algunas

consideraciones, basadas en el sistema estudiado y es así que de ellas,

me referirá a las principales.

En el aprovechamiento hidroeléctrico vemoa que con la regulación

parcial, se logra obtener en el año un elevado grado de utilización

de los recursos hidráulicos, haciendo que ésto nos dé una idea que

habiendo pérdidas no muy grandes de caudales, más económico nos resul-

ta pensar en una regulaci-Ón de este tipo que en otro de caudales anua-

les, en las que por variaciones y requerimientos de carga, de hecho va-

raos a tener pérdidas de los recursos hldricos, aunque sean estas meno —

(184)

res, no se ve la justificación económica para lograr hacer inversio-

nes fabulosas que se requeriría en este caso. Aún más si recordamos

que el mayor beneficio que se o~btiene de la regulación, no se refiere

a los.valores de energía, sino a los de potencia firme, lo que hace

que para una deeieión en la que vamos a definir el margen de regula —

ción de una planta, tengamos muy en cuenta el grado de utilización

y provecho que vamos a tener.

La complementación existente entre los distintos sistemas de

generación empleados en el sistema, no solamente se justifican en la

producción necesaria para cumplir con la demanda, sino aún más se ha-

ce que la influencia de los costos de aquellos sistemas, considerados

costosos dejen de serlo y el precio global de generación de energía

del sistema.

De esto podemos tener una impresión tal, que veremos siempre en

este empleo de recursos mixtos, una posible medida económica para sal-

var nuestros problemas de proyección y servicio de la demanda.

Al hablar de la Demanda, nosotros podemos observar un aspecto

que evidencia posiblemente un asunto desconocido para nosotros, que se

relaciona con los cambios y variaciones apreciables, que se tienen en

otras regiones, en las que ae manifiestan más intensamente las varia -

ciones estacionales y es así que estas llegan a tener una influencia

de variación de la demanda en un 15 ) según lo calculado al hacer re-

ferencia del factor estacional, este valor por apreciable, nos servirá

para consultarlo siempre que hagamos estudios relacionados al tratado,

pues como vemos no es despreciable este elemento estadístico de la Car_

ga.

Sin querer alargarme en consideraciones que son menos importantes

a las hechas anteriormente, y que de ellas ya se ha tenido una referen-

cia más o menos eztensa en el desarrollo anterior, concluyó con la pre_

(185 )

senté Tesis de Grado, dejando estos pocos puntos como aporte perso-

nal, para quienes orean q.ue puedan tener su aplicación en el país

o acaso en su formación profesional. Esperando que sirva para que

tengamos en un futuro la posibilidad de encarrilar acertadamente

nuestras opiniones en estos aspectos tratados y al hacerlo en parte,

sea un aporte personal para alcanzar el desarrollo y progreso de

nuestro país.

B I B L I O G R A F Í A

1. Análisis económicos para Ingenieros.

DE: Claurence E. Bullinger - Edición 1.942

2. Power Station Bngineering and. Economy

DB: Strotzky Vopot - Me Graw Bill Co. - 1.960

3. Análisis y Proyecciones del Desarrollo Económico de Naciones

Unidad - Edición 1-955

4. Electric Systems Operation

DE: Strotzky - Me Graw ffi.ll - 1.960

5. La industria eléctrica de España

DE: F.F. Sintes/0 Lives y F. Vidal Burdils - Edit.Montaner y Simón

i.933

6. Elementos de Hidráulica General y Aplicada"

DE: I. Hubio .San Juan - Edit. Labor. 1 9§6

7» Determination of optimun operatine schedule for interconnected

Hydro and Thermal Stations.

DE: J. Richard - General Electricite - 1.940

8. The use storage water in Hydroelectric system

DE: J.E.C. Little - Operation Research Soc. jün. ÍT° 3 - 1-955

9. Économic operation of variable Head Hydroplants

DE: A.F* Glimm - Traducido a Revista de Ingeniería U"0 19 - 1.959

10. Operativo Methoda and problems of a combined hydro and Steam Elec -

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DE: Harrington & Strower - A.S.M.E. ( 3J° 2 ) 1.959

11* Tratado de hidráulica aplicada

DE: Herbert Addison - Edit. G. Gili S.A- 1.954

12. Centrales y redes Eléctricas

DE: T.H. Buchhold y Happoldt - Edit. Labor S.A. - 1959

13 Bydroelectric Hand Book

DE: Greager and Justing — John VTiley & Sons Inc. - 1.949

14- Análisis de sistemas eléctricos de Potencia

(2)

DE: William 33. Stevenaon - Me Graw - Hill Book Co. Inc.

( EcLit. Castilla ) 1.965

15. Centrales de Vapor

DE: G.Á. Gaffert - Bdit. Reverte - 1.964

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