Libro Centrales eléctricas II

8/17/2019 Libro Centrales eléctricas II

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2015


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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA, ELECTRONICA YSISTEMA

ESCUELA PROFESIONAL DE INGENEIRIA ELECTRICA

CENTRALES ELÉCTRICAS II

SEMESTRE: NOVENO

Puno – Perú, agosto del 2015


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Índice

MATRIZ ENERGETICA ......................................................................................................... 3

CENTRALES ELECTRICAS .................................................................................................. 14

GENERADOR ELECTRICO: ................................................................................................ 19

PATIO DE LLAVES ............................................................................................................. 28

DISPOSITIVOS ED PATIO DE LLAVES: ............................................................................... 36

SALA DE CONTROL ........................................................................................................... 63

SERVICIOS AUXILIARES .................................................................................................... 74

SISTEMAS COMPLEMENTARIOS ...................................................................................... 78

SISTEMAS DE PROTECCIÓN ............................................................................................. 83

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ............................................................................... 115

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional .................................................................. 118

PROTOCOLO DE PUESTA EN MARCHA DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA .......................... 119

PUESTA EN PARALELO DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA CON EL SISTEMA ELÉCTRICO DE 122

INSTITUCIONES NORMATIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................... 126

BIBLIOGRAFIA: ............................................................................................................... 133

ANEXOS: ........................................................................................................................ 134


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INTRODUCCIONUna central de generación de energía eléctrica es capaz de transformar alguna clase de

energía (química, cinética, nuclear, térmica, solar, entre otras), en energía eléctrica.

Para la generación industrial se recurre a instalaciones denominadas centraleseléctricas, que ejecutan alguna de las transformaciones citadas. Estas constituyen el

primer escalón del sistema de suministro eléctrico. La generación eléctrica se realiza,

básicamente, mediante un generador; si bien estos no difieren entre sí en cuanto a su

principio de funcionamiento, varían en función a la forma en que se accionan.

Desde que se descubrió la corriente alterna y la forma de producirla en los alternadores,

se ha llevado a cabo una inmensa actividad tecnológica para llevar la energía eléctrica

a todos los lugares habitados del mundo, por lo que, junto a la construcción de grandesy variadas centrales eléctricas, se han construido sofisticadas redes de transporte y

sistemas de distribución. Sin embargo, el aprovechamiento ha sido y sigue siendo muy

desigual en todo el planeta. Así, los países industrializados o del primer mundo son

grandes consumidores de energía eléctrica, mientras que los países en vías de

desarrollo apenas disfrutan de sus ventajas.

Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales generadoras se

clasifican en químicas cuando se utilizan plantas de radioactividad, que generan energía

eléctrica con el contacto de esta, termoeléctricas (de carbón, petróleo, gas, nucleares y

solares termoeléctricas), hidroeléctricas (aprovechando las corrientes de los ríos o del

mar: mareomotrices), eólicas y solares fotovoltaicas. La mayor parte de la energía

eléctrica generada a nivel mundial proviene de los dos primeros tipos de centrales

reseñados. Todas estas centrales, excepto las fotovoltaicas, tienen en común el

elemento generador, constituido por un alternador de corriente, movido mediante una

turbina que será distinta dependiendo del tipo de energía primaria utilizada.


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MATRIZ ENERGETICA

1.1. CONCEPTO

La matriz energética se refiere a una representación cuantitativa de toda la energía

disponible, en un determinado territorio, región, país, o continente para ser utilizada en

los diversos procesos productivos.

Un concepto semejante es el de Oferta Total de Energía Primaria (OTEP), usada por

ejemplo por la CEPAL.

El análisis de la matriz energética es fundamental para orientar la planificación del sector

energético con el fin de garantizar la producción, la seguridad energética y el uso

adecuado de la energía disponible.

1.2. SECTOR ENERGETICO

El sector energético de una nación se refiere al sector de actividades primarias,

secundarias y terciarias destinadas a la producción, transportación, innovación, manejo

y venta de los productos energéticos del país.

Los recursos energéticos de un país difieren según la abundancia y variedad de los

recursos naturales del área. Entre los recursos energéticos más explotados se

encuentran el petróleo, el gas natural, el carbón, etc. También existen diversos tipos de

productos energéticos producidos de varias formas, como la electricidad.

1.3. CONSUMO MUNDIAL

Desde los años setenta, el consumo de energía mundial se ha más que duplicado,

llegando a un consumo de 12.274,6 Mtep de energía primaria total en 2011.

Particularmente, los niveles de consumo de la región de Asia han tenido unos aumentos

espectaculares en los últimos quince años, a causa de los incrementos de demanda de

energía primaria de China y la India.

a. Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctricaEl consumo mundial de energía eléctrica mostró durante el periodo 1994-2004, un

crecimiento medio anual de 3.1%, al pasar de 11,329 TWh en 1994 a 15,431 TWh en

2004. Este ritmo de crecimiento ha sido primordialmente impulsado por los países en

transición, dado que son mercados en proceso de expansión y madurez, por lo que

actualmente hacen una utilización menos eficiente de la energía en comparación con

los países industrializados.

Las regiones que han alcanzado altos niveles de estabilidad y madurez de mercado,

como son los casos de Norteamérica y Europa Occidental, se han caracterizado porregistrar incrementos moderados en el consumo de energía eléctrica durante los años


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recientes, con tasas de 2.0% y 2.2%, respectivamente. En Norteamérica en particular,

los incrementos en el consumo de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá se

ubicaron en 1.9% y 1.3% durante 1994- 2004, respectivamente. En México el consumo

de energía eléctrica (ventas internas del sector público y consumo autoabastecido) ha

crecido a un ritmo de 5.7% en promedio anual durante dicho periodo.

Los mayores crecimientos en el consumo de energía eléctrica se han presentado (y la

tendencia se mantendrá) en países no miembros de la OCDE de Asia y Medio Oriente,

con tasas de 7.5% y 6.5% durante dicho periodo, respectivamente. El fuerte impulso en

el consumo de la primera de estas regiones, proviene de China e India, países que

durante 2004 demandaron el 77% del total de energía eléctrica consumida. En el caso

de Medio Oriente, Irán y Arabia Saudita impulsan el crecimiento en el consumo de

energía eléctrica al incrementar su demanda durante 1994-2004 con un ritmo anual de

7.3% y 5.5%, respectivamente.

b. Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica

La capacidad mundial instalada para la generación de energía eléctrica se incrementó

en 2.8% respecto a 2003, ubicándose en 3,729 GW. Los países de Norteamérica

concentran en conjunto, el 29.8% de la capacidad mundial instalada, destacando EUA,

con 942 GW, lo que representa el 84.9% del total en Norteamérica y el 25.3% del total

mundialmente instalado.

1.4. MATRIZ ENERGETICA DEL PERU Y POLITICAS ENERGETICAS

La generación eléctrica en el Perú, según datos actualizados al cierre del año 2013, se

produce por dos tipos de centrales: hidroeléctricas (50.14%) y termoeléctricas (49.14%).

Asimismo, en términos geográficos, las macro regiones Centro (30.40%) y Lima

(50.40%) concentran la mayor parte de la producción de la energía nacional.

a. Promoción de inversiones, y electrificación rural.El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de

electrificación rural del país, mediante la promoción de la inversión, la ejecución de

proyectos, y mecanismos de subsidio para el desarrollo de estos. En los últimos años

se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por

iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual dio

como resultado principalmente de la puesta en marcha del Proyecto Camisea en el

2004, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso.


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b. Proyecciones económicas, industria.

El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), proyecta que la economía cierre el año

con un crecimiento de 3.1% para el 2014 (5.8% al 20134), mientras que para los

siguientes dos años se estima un crecimiento de 5.5% y 6.3%, respectivamente;

proyección que se fundamenta en la recuperación del sector minero y mejores

expectativas de los agentes económicos. En ese sentido, dado la estrecha relación entre

el crecimiento del PBI y la producción de energía eléctrica5, el BCRP espera un

comportamiento similar en el crecimiento del sector eléctrico.

c. Transporte de Gas natural y Gasoducto del Sur peruano.

Al 2013, el 96.2% de la generación termoeléctrica usa gas natural, cuyo transporte está

a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP) (único sistema existente). A

pesar de las expansiones llevadas a cabo, la capacidad de TgP se encuentra totalmente

contratada. La alta participación y dependencia de un único sistema de transporte es

bastante riesgoso para asegurar el abastecimiento eficiente, por ello el Estado Peruano

con el proyecto Gasoducto Sur Peruano espera que en el año 2020 el gas natural del

Proyecto Camisea llegue hasta las costas de Moquegua y Arequipa; la disponibilidad de

gas natural en esta zona del Perú impulsaría las inversiones en centrales

termoeléctricas.

d. Calce de oferta y demanda y perspectivas.

A corto plazo se observa un calce adecuado, no obstante, a largo plazo se podría

presentar problemas derivados de sobrecargas en diversos sistemas de transmisión a

partir del 2020, por lo que la planificación en cuanto al sub sector de transmisión es

primordial, de lo contrario los costos marginales se incrementarían considerablemente.

En cuanto al sub sector de generación, es de resaltar que hay proyectos de generación

comprometidos sólo hasta el 2016, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas

las elevadas razones de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de granenvergadura y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o

más, podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que

conllevaría a altos precios de energía.

1.5. ENTORNO ECONÓMICO

a. Entorno Macroeconómico

Durante los primeros nueve meses del año se ha presentado un comportamiento

mundial desigual, con un crecimiento sostenido y pausado de la economíaestadounidense, un estancamiento de la zona del euro, una ralentización de la actividad


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en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía

Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 2014 se ubicó en

3.3%; es decir, 0.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En

la misma línea, la proyección para el 2015 se redujo a 3.8% desde el 4.0% estimado

con anterioridad. El reporte menciona que la recuperación mundial es frágil aún con

mejoras en las perspectivas, a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal,

una política monetaria activa y menores tenciones geopolíticas.

El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la

cual ha consignado un crecimiento en base al consumo interno con menor influencia de

las exportaciones. El país asiático pronosticó un crecimiento de 7.5% para el 2014, pero

este nivel se redujo a 7.4% debido a los problemas de crédito interno principalmente.

También, se han presentado retracciones en América Latina, especialmente Brasil;

Rusia, a causa de la caída de la inversión y grandes salidas de capital influenciados por

las tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las

perspectivas de crecimiento favorables para el 2015 presentan como catalizadores el

repunte de las economías avanzadas (1.8% de crecimiento económico), en especial

Estados Unidos (2.2%); así como los mercados emergentes (4.4%), como África

subsahariana (5.1%) e India (5.6%).

El Perú registró un crecimiento de 2.8% en el periodo enero-septiembre 2014, menor a

lo registrado en el mismo periodo del 2013 (4.9%), explicado principalmente por eldeterioro de los términos de intercambio causado fundamentalmente por menores

precios internacionales de los metales que el Perú exporta, afectando de esta manera

las exportaciones y la balanza comercial. Según el BCRP6, la proyección del

crecimiento del PBI al finalizar el año 2014 sería de 3.1%, lo cual muestra una revisión

a la baja respecto a lo anunciado en julio (4.4%) y en abril (5.5%), debido a la caída de

la inversión privada ante un deterioro de las expectativas de los agentes económicos y

menores exportaciones de productos tradicionales principalmente.

1.6. ENTORNO ENERGÉTICO

La estructura de producción eléctrica peruana se concentra en centrales hidroeléctricas

(50.14%7) y termoeléctricas (49.14%), además se muestra una creciente participación

de termoeléctricas (44% el 2012 y 46% el 2013) efecto de su mayor atractivo en costos

consecuencia de la puesta en marcha en el 2004 del proyecto Camisea. Asimismo, con

la culminación del Gasoducto del Sur Peruano (que tiene plazo de finalización hasta el

2019) se podrá transportar gas natural de Camisea a la zona sur del Perú, por lo que se

espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona, de este modo


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se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la

zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte.

Por otro lado, el consumo de energía se encuentra muy ligado al desarrollo de la

economía, en el caso peruano, en mayor medida a las empresas mineras e industriales

del hierro y el acero. Al tercer trimestre del 2014, la energía consumida fue 31,888 GWh

mayor en 5.38% respecto al mismo periodo del 2013; en ese mismo periodo el PBI

creció 2.80%. Además, PCR espera que para los años 2015 y 2016 la generación de

energía crezca a un nivel mayor, dado los nuevos proyectos de extracción minera

(Constancia, Toromocho y Cerro Verde) y mejores perspectivas para la economía

peruana (5.5% para el 2015 y 6.3% para el 2016 según el BCRP).

1.7. ANÁLISIS CUALITATIVO

a. Marco Regulatorio

A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión privada

mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el marco de una serie

de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las reformas se centraron en

reemplazar el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas por un

nuevo esquema con operadores privados; así, se promovió la competencia mediante la

creación de un mercado de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos

específicos de regulación en cada segmento como costos auditados en la generación ycombinaciones de tasa de retorno en la transmisión y distribución. Producto de la

reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado promulgó una

serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la eficiencia.

Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (Ley 25844, y D.S. 009-93-EM)

Vigente a partir de 1992, establece como principio general la división de las actividades

que conforman el sector eléctrico en tres pilares básicos: generación, transmisión y

distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una

misma empresa. Esta ley establece un régimen de libertad de precios para aquellossuministros que pueden desarrollarse de forma competitiva y un sistema de precios

regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre 2004,

el Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad

- anual, antes semestral-, y el horizonte temporal utilizados en la fijación de las tarifas –

proyección de 2 años para la oferta y demanda, antes 4 años.

Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y Reglamento (Ley

28832, D.S. 017-2000-EM) Establece como objetivos principales: (i) asegurar la

suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistemaeléctrico peruano a la volatilidad de precios, al racionamiento prolongado por falta de


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energía y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención

administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de

mercado; y (iii) propiciar competencia efectiva en el mercado de generación.

Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el

mercado regulado (Ley 29179) Establece que la demanda de potencia y energía que

esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos de

suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los generadores conforme

al procedimiento que sea establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en

Energía y Minería (OSINERGMIN).

b. Fondos Gubernamentales

El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de

electrificación rural del país, mediante la ejecución de proyectos, y mecanismos de

subsidio para proyectos de electrificación rural. Entre las iniciativas destaca el Fondo de

Compensación Social Eléctrica (FOSE), creado en el año 2001 mediante la Ley N°

27510, el cual establece subsidios cruzados sobre las tarifas para el consumo mensual

de ciertos usuarios, los cuales, dado su diseño, no afectan los ingresos de las empresas

prestadoras de los servicios; y la creación de la unidad de Gerencia del Proyecto

FONER, que otorga subsidios directos a los costos de inversión en proyectos de

electrificación rural, con participación de empresas de distribución, GobiernosRegionales y Locales y el Sector privado. Por otro lado, se da énfasis a la promoción de

la inversión privada en electrificación rural, resaltando los esfuerzos de Pro-Inversión y

Gobiernos Regionales; en este sentido, la Dirección General de Electricidad del MINEM

otorga Concesiones Eléctricas Rurales brindando prioridad a proyectos que requieran

un menor porcentaje de subsidios del Estado, mayor compromiso de inversiones y

menor tarifa eléctrica. Finalmente, es de mencionar el Fondo de Inclusión Social

Energético (FISE), creado con la Ley N° 29852 en abril 2012, con el propósito de

proporcionar energía menos contaminante a poblaciones vulnerables.

1.8. ESTRUCTURA DEL SECTOR

El sistema verticalmente integrado con el que contaba el sector antes de la década de

los 90s que se caracterizaba por insuficientes inversiones, déficit, bajo coeficiente de

electrificación, cortes, y racionamiento, se cambió por una nueva estructura, la cual

mediante la separación de la cadena productiva, la apertura del mercado a la

competencia y la introducción de la inversión privada, entre otros, logró un desarrollo

significativo del sector. Actualmente, el mercado eléctrico peruano está compuesto por


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entidades normativas, reguladoras, y promotoras, tres subsistemas (generación,

transmisión, y distribución), y consumidores finales (libres y regulados).

Dentro del segmento de generación eléctrica existen diversas tecnologías para

abastecer energía, cuya eficiencia depende del tamaño de la demanda. Para el caso de

la producción hidráulica, esta requiere una gran inversión, no obstante, sus costos

operativos son bajos, por lo que es adecuado utilizar este tipo de centrales para

abastecer una alta demanda de energía. La generación a base de combustibles, como

diesel, petróleo, y gas natural, tiene menores costos de inversión, sin embargo

presentan altos costos variables, por lo que es más eficiente utilizar este tipo de

generación para cantidades menores. Esta característica de la generación conlleva a

una combinación de tecnologías con el fin de optimizar costos.

Por otro lado, el sistema de transmisión está compuesto por un conjunto de líneas cuya

función es elevar o reducir la tensión con el fin de permitir interconexiones. El

mencionado sistema está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

(SEIN), el cual se constituyó en octubre 2000, y abastece alrededor del 85% de la

población. La mayor demanda de electricidad, y la oferta de generación deben ir de la

mano con una mayor capacidad de transmisión con el fin de evitar congestiones, y

brindar eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema.

El tercer subsector del sistema es la distribución, mediante la cual la energía eléctrica

es llevada desde las subestaciones hasta los consumidores finales. Cuando la energíaeléctrica se transmite del generador al distribuidor, esta se reparte entre dos tipos de

clientes, i) regulados, los cuales se caracterizan por una demanda máxima menor a 1

MW por suministro, y ascienden a 6.35 MM de usuarios, y ii) libres, categorizados de

esta manera consumidores finales cuya demanda se encuentra por encima de 1 MW,

por lo que pueden optar libremente si por ser clientes regulados o libres, los grandes

usuarios suman 290, los cuales incluyen importantes complejos mineros, comerciales o

industriales. Es de resaltar que para los mismos, los precios de carga y energía y otras

condiciones de suministro de electricidad se negocian libremente. El proveedor puedeser una empresa de generación, de distribución o cualquier otro proveedor minorista.

Es de mencionar que el objetivo del COES es principalmente la minimización de costos,

por lo cual se encarga de coordinar la demanda y la oferta. El Comité llama a producir

a las generadoras en orden de prioridad según sus costos, empezando por aquellas que

presenten los más bajos hasta cubrir la demanda en cada momento del día. De lo

anterior, se infiere que los generadores no deciden cuándo ni cuanta energía producir,

dado que deben recibir indicaciones del COES para el despacho de la misma. Luego deesta indicación, la producción ingresa a un pool de energía, con el fin de ser entregada


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a distribuidores y clientes libres, por lo que se infiere también que las empresas

generadoras no tienen conocimiento a qué distribuidor o cliente va dirigida la energía

que produjeron, mientras que las distribuidoras no tienen conocimiento de la potencia

recibida y del proveedor de energía. Independientemente de lo que ocurra en el mercado

físico, los compromisos de pago pactados en los contratos deben cumplirse.

a. Fijación de tarifas eléctricas

El sector eléctrico se encuentra dividido entre el mercado regulado, y el mercado libre,

este último caracterizado por competencia entre generadores y distribuidores. Los

mecanismos de determinación de precios en ambos mercados difieren. Para el primero,

la formación de tarifas responde a precio firmes, y precios en barra9, mientras que para

el segundo, sus precios son determinados básicamente por precios libres y precios

firmes10, no obstante, en ambos casos las tarifas de transmisión y distribución se

encuentran reguladas. Sobre la tarifa eléctrica regulada, esta es fijada periódicamente

por OSINERGMIN, de acuerdo con los criterios, las metodologías y los modelos

económicos establecidos en la LCE y su Reglamento.

La tarifa máxima aplicada a usuarios regulados tiene tres componentes, los precios a

nivel de generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión

correspondientes y el Valor Agregado de Distribución. Dichos componentes soncalculados para cada Sector de Distribución Típica, mediante estudios de costos

encargados por las concesionarias de distribución a consultoras precalificadas por la

Comisión de Tarifas de Energía, en estos estudios se debe considerar criterios de

eficiencia de inversiones y gestión de un concesionario que opera en el país;

adicionalmente, OSINERGMIN realiza un estudio paralelo.

Los costos de generación, transmisión y distribución se determina tomando en cuenta

una empresa de modelo eficiente, la cual considera:

i) Costos asociados al usuario, independientemente de su demanda depotencia y energía,

ii) pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, y

iii) costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a

distribución, por unidad de potencia suministrada.

Para el cálculo del precio de energía se toma en cuenta:

i) precio de combustibles,

ii) escenarios de hidrología,

iii) situación de embalses,iv) tasa de actualización,


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v) plan de obras,

vi) costo de racionamiento, y

vii) proyección de demanda.

Luego de tomar en cuenta dichas variables, se valoriza la energía consumida en

distintas horas del día, calculándose así el precio de energía para los bloques de punta

y fuera de punta, en función a los costos marginales y la demanda; las cifras luego son

ponderadas por la cantidad de horas de cada bloque y se obtiene el precio básico de la

energía. Para el cálculo del precio de potencia, se utiliza la anualidad de la inversión de

la última central que es llamada a producir, conocida como central marginal.

Adicionalmente se calcula el costo fijo anual de operación y mantenimiento, asimismo,

se toma en cuenta la potencia efectiva, la tasa de indisponibilidad, tipo, tamaño y

ubicación de la central. El precio de generación se fija anualmente y entran en vigencia

en el mes de mayo de cada año.

La suma de la tarifa de generación y los peajes de transmisión (del Sistema Principal)

se conoce como tarifa en barra. Antes de ser aprobado el precio en barra, se verifica

que la diferencia entre el mismo y el promedio ponderado de los precios firmes o libres

resulte menor al 10%, si resulte mayor al 10% se realiza ajustes al precio básico de

potencia con el fin de alcanzar la diferencia objetivo. La tarifa se fija cada año, en el mes

de mayo.

1.9. ANÁLISIS CUANTITATIVO

a. Evolución de la generación

La composición de la matriz energética se ha mantenido estable a lo largo de los años,

centrándose en la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, no obstante, a partir de

agosto 2012 se observa la aparición de energía eólica y a partir de abril 2014 de

generación solar, aunque estas representan aún una parte mínima de la producción total

(0.27% y 0.45% de la producción nacional entre enero y septiembre 2014

respectivamente). Es de mencionar los esfuerzos del Estado peruano con el fin deincentivar la generación con fuentes renovables no convencionales (i.e. D.L. 100215, y

su Reglamento D.S. 012-2011-EM), y las subastas de Recursos energéticos. Asimismo,

es de resaltar la Ley N° 2854616 para sistemas aislados rurales, no conectados al SEIN,

que tiene como finalidad promover el uso de energías renovables para electrificación en

zonas rurales, aisladas y de frontera.

La generación eléctrica ha tenido un promedio de crecimiento de 6.5% para el periodo

2008-2013, observándose una desaceleración del crecimiento en línea con la

ralentización de crecimiento del PBI peruano, por lo que a pesar de la entrada de doscentrales de ciclo combinado en el año 2012, disminuyó el crecimiento en casi 3 pp.


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Actualmente, se encuentran en funcionamiento tres centrales de ciclo combinado

(12.65% del total de generación y 25.38% de la generación térmica en los primeros 9

meses del año 2014), pertenecientes a Edegel, - inicio de operaciones en el año 2006-,

Kallpa, y Chilca,-ambas iniciaron operaciones en el año 2012-. Las centrales de ciclo

combinado, a pesar de requerir una mayor inversión, son más eficientes debido a la

recuperación térmica que se logra en el mismo. Otro factor resaltante que ha impulsado

la generación a lo largo de los años es el incremento del grado de electrificación del

país, gracias en gran parte a los esfuerzos del estado en cuanto a electrificación rural,

es así que para el año 2013 el indicador fue de 88.5%.

La producción de energía en plantas térmicas es hasta cuatro veces más costosa que

la generada en centrales hidroeléctricas17, dado que en las primeras el costo de

combustibles18 incrementa considerablemente sus costos variables, por lo que en el

sistema eléctrico, el cual se rige por el menor costo, se da prioridad a las hidroeléctricas

hasta su capacidad máxima, luego se da paso a la generación térmica. No obstante, la

participación de ambos tipos de energía varía durante el año producto del ciclo

hidrológico, el cual abarca los meses de noviembre a mayo, y está compuesto por un

periodo de avenida19, seguido del estiaje20.

No obstante, si bien se espera un crecimiento por debajo del promedio, las cifras para

los siguientes dos años tendrán un mejor desempeño en contraste con el 2014. Entre

las tendencias del subsector de generación, se encuentra el mayor uso de gas naturalcomo insumo para la generación termoeléctrica, dado que es una fuente más barata, y

ambientalmente amigable, en adición ayuda al objetivo de diversificación de fuentes

energéticas.

b. Principales generadores

Respecto a la producción de electricidad, en los primeros nueves meses del año 2014,

los principales generadores de electricidad por grupo económico fueron:

i) el Estado (23.65% del total), a través Electroperú (16.39% del total), Egasa(3.13% del total), San Gabán (1.91% del total), Egemsa (1.58% del total) y

Egesur (0.63% del total).

ii) el Grupo Endesa (22.32% del total), a través de Edegel (19.21% del total),

Chinango (2.16% del total) y Empresa Eléctrica de Piura (0.96% del total).

iii) Enersur (16.92% del total), y

iv) Kallpa Generación (14.93% del total). Cabe resaltar que las generadoras que

tuvieron un incremento en su producción fueron Empresa Eléctrica de Piura

(+212.78%), Kalla Generación (+11.85%), Edegel (+7.39) y San Gabán


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(+0.98%); mientras que las demás empresas generadoras mencionadas

anteriormente presentaron una reducción en su producción.

Es de mencionar que Lima concentra el 41.6% del total de consumo de energía eléctrica,

resaltando que el 31.3% de la población se ubica en la capital. El consumo promedio de

energía per cápita fue de 1,352.7 KWh/hab, resaltando que el mayor consumo de

energía per cápita sigue siendo el de Moquegua (10,493.6 KWh/hab) en línea con su

PBI per cápita (S/.51,293/hab) que se mantiene en el primer lugar. Por otro lado, es

importante resaltar que se observa una elevada concentración de producción de energía

en el centro del país (75.2% al 2013), lo cual incrementa el riesgo de abastecimiento, en

caso de desastres naturales.

c. Transmisión

En el Perú, la transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.). Según el Anuario

Estadístico de Electricidad del MINEM del año 2013 ambos sistemas reúnen un total de

20 585 km de líneas de transmisión, con niveles de tensión superiores a 30 kV. Al cierre

del año 2013, las empresas concesionarias que desarrollan como actividad principal la

transmisión eléctrica ascienden a nueve. Red de Energía del Perú S.A. (REP S.A.) que

dispone de 4 949 km (24% del total nacional); Consorcio Transmantaro S.A. con 9%,

Abengoa Transmisión Norte S.A. con 5% y Red Eléctrica del Sur.S.A., Eteselva S.R.L.,Interconexión Eléctrica ISA Perú, Consorcio Energético Huancavelica y Etenorte E.I.R.L.

con 2% cada una, totalizando una longitud de 9 638 km de líneas (48% del total nacional)

para este grupo, el restante 52% corresponde a Empresas del Mercado Eléctrico y de

uso propio. La longitud de las líneas representativas del SEIN en los últimos años se

mantuvo relativamente constante, no obstante al año 2013 se observa un fuerte

incremento (+82.9%), consecuencia principalmente de la licitación de 11 nuevas líneas

(seis adjudicadas por REP S.A., y 2 por Transmantaro S.A.), y en menor medida la

ampliación de líneas existentes.

d. Distribución

Las principales empresas de distribución de energía eléctrica que destacan por la

cantidad de clientes a los que atienden, y esta son: Edelnor con 20.38% de participación,

Luz del Sur con 15.59%, Hidrandina con 11.57%, Electrocentro con 10.39%, Electro Sur

Este con 6.70%, Electronorte con 6.49% y las demás (17 empresas) con 28.88%. A

septiembre 2014, las empresas distribuidoras de electricidad atendieron

aproximadamente a 6.35 millones de clientes regulados (6.07 millones a septiembre2013) y 290 clientes libres (284 a septiembre 2013).


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1.10. PÉRDIDAS DE ENERGÍA

En la transmisión eléctrica se generan pérdidas de energía, conocidas como pérdidas

técnicas (62.40% del total de pérdidas del 2013), las cuales si bien no pueden reducirse

por completo, pueden minimizarse, dado que se generan como consecuencia de:

i) el calentamiento de los conductores o líneas de transmisión.

ii) densidad de corriente eléctrica, y

iii) la resistencia eléctrica.

1.11. PROYECTOS DE INVERSIÓN

Se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por

iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual se

dio como resultado principalmente de la puesta en marcha de Camisea en el 2004, y de

los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso. Asimismo, con el

desarrollo del Gasoducto del Sur Peruano se podrá transportar el gas natural a la zona

sur, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta

zona del Perú, de este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de

producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por

dificultades de transporte.

Con el objetivo de incrementar la potencia efectiva del parque generador (oferta deenergía eléctrica), la capacidad y el alcance de las redes de transmisión se estima una

inversión privada para el periodo 2014-2016 por un monto aproximado de US$5,757

MM22. Algunos de estos proyectos son: Central Hidroeléctrica de Molloco, Central

Térmica de Quillabamba, Línea de Transmisión 220 KV Moyobamba-Iquitos y Línea de

Transmisión 500 KV Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo.

Es de mencionar que al 2013 el 96.2% de la generación de las centrales térmicas usa

gas natural, por lo cual es importante considerar que el transporte del mismo está a

cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP), y es el único sistema detransporte de dicho combustible, cuya capacidad, a pesar de sus dos ampliaciones, -la

primera en el 2009, y la segunda en el 2010-, se encuentra totalmente contratada. Es

así que se observa un alto grado de dependencia del gas natural, lo cual es bastante

riesgoso, no obstante, se ha iniciado una nueva expansión del gasoducto, la cual estará

culminada para el año 2015.

CENTRALES ELECTRICAS

Las centrales eléctricas son las instalaciones productoras de energía eléctrica. Son

instalaciones dónde hay un conjunto de máquinas motrices y aparatos que se utilizanpara generar energía eléctrica.


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Las centrales reciben el nombre genérico de la energía primaria utilizada: centrales

térmicas de carbón, centrales nucleares, centrales hidráulicas o hidroeléctricas,

centrales eólicas, centrales geotérmicas, etc.

2.1. TIPOS DE CENTRALES ELÉCTRICAS

Según el servicio que haya de prestar las centrales eléctricas se pueden clasificar en:

a. Centrales de base o principales.

Su función es suministrar la mayor parte de la energía eléctrica en forma

permanente, son de gran potencia; la instalación suele estar en marcha durante

largos períodos de tiempo y no deben sufrir interrupciones de servicio.

Generalmente, se trata de centrales nucleares, térmicas e hidráulicas y utilizan

como maquinas motrices las turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas

hidráulicas respectivamente.

b. Centrales De Punta

Exclusivamente proyectadas para cubrir la demanda de energía eléctrica cuando

se dan picos de consumo, o sea en las horas - punta; en dichas horas - punta,

se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal. Trabajan enespacios cortos de tiempo, durante determinadas horas, su funcionamiento es

periódico. Debido a la capacidad de respuesta necesaria, generalmente suelen

ser centrales térmicas.

c. Centrales De Reserva

Son centrales capaces de sustituir, total o parcialmente a las centrales de base

en las siguientes situaciones: escasez o falta de materias primas (agua, carbón,fuel-oíl, etc.) o fallas en sus maquinarias. Las centrales a las que se suele recurrir

en esos casos son las hidráulicas o con turbinas de gas debido a la rápida

capacidad de respuesta.

d. Centrales de socorro:

Las centrales de socorro son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean

necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña potencia ygeneralmente accionadas por motores Diésel; se instalan en vagones de


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ferrocarril, o en barcos especialmente diseñados y acondicionados para esta

misión.

e. Centrales de acumulación o de bombeo:

Son las que en las horas bajas utilizan la energía sobrante para bombear agua

de un río o de un lago hasta un depósito mediante bombas centrífugas

accionadas por los alternadores de la central, que se utilizan como motores. En

periodos de gran demanda de energía, los alternadores trabajan como

generadores accionados por las turbinas que utilizan el agua previamente

elevada anteriormente.

2.2. COMPONENTES DE UNA CENTRAL ELÉCTRICA.

Las centrales eléctricas lo componen áreas operativas que en su conjunto garantizan la

continua y eficiente operación, además controlan los diferentes parámetros de

funcionamiento de la central eléctrica, estas son:

a. Zona De Abastecimiento:

La zona de abastecimiento de una central eléctrica permite que la planta

mantenga su correcto funcionamiento, en esta zona abunda el recurso que

utilizará la central para convertirla en energía eléctrica, es conveniente tambiénla cercanía de la central para abastecerse de dicho recurso que en su mayoría

es natural ya que debe verse los aspectos económicos y la eficiencia de la central

eléctrica.

- para centrales solares.- Para que se abastezca de dicho recurso, estas

centrales están en las zonas de mayor incidencia solar, por ejemplo los

desiertos.

- para centrales eólicas.- Deben de estar en las zonas donde haya bastante

flujo de corrientes de aire que son por lo general en las zonas marinas, donde

aprovechan las brisas marinas.

- para centrales hidroeléctricas.- La fuente está constituida por una o varios

ríos que aportarán el agua a la central y donde la planta debe hacer diversas

obras civiles para aprovechar mejor el recurso hídrico.


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b. Casa De Máquinas:

La Casa de Máquinas concentra los equipos electromecánicos directamente

responsables por la producción de la energía eléctrica. En ella están la caja

espiral, la turbina, el generador, el sistema de excitación y el regulador de

velocidad.

En el caso de centrales hidroeléctricas, la disposición de la casa de máquinas

puede ser en caverna, exterior o pie de presa.

En una central hidroeléctrica, en la casa de máquinas se pueden encontrar:

Recintos para turbinas.

Los elementos para la reparación y montaje

Los sistemas de protección para el generador y sus componentes como

la excitatriz

c. Patio De Llaves:

Son las instalaciones eléctricas que comprenden los aparatos eléctricos, esta

zona puede ser en ambiente cerrado o al aire libre, está destinado como enlace

entre la central eléctrica y las líneas de transmisión que transportan la energía

eléctrica a los centros de consumo.

d. Servicios Auxiliares:

Es un componente importante porque comprende aquellos, equipos,

instalaciones que son necesarias para suministrar la energía eléctrica a todas

las instalaciones de la central eléctrica ejm en corriente alterna, sistema de aire

acondicionado que se requiere para el frente de los transformadores, para los

interruptores de máquinas, el sistema de aire acondicionado y continua, banco

de baterías, cargador de batería, mantenimiento y reparación etc.

e. Servicios Complementarios:

Son aquellos servicios que sirven para que el personal asegure el buen

funcionamiento de la central. Ejm: servicios de comedor, seguro, agua potable,

equipos antiincendios, servicios de entretenimiento o distracción


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f. Sistema De Protección:

Esté componente protege a la central eléctrica de eventualidades internas y

externas para asegurar su funcionamiento óptimo y continuo, identifica, localiza

y repone el efecto o falla en su mayoría en forma automática ejm: los relés.

g. Sala De Control:

Este componente es el cerebro de la central eléctrica, es el centro de mando y

operación de la planta, supervisa, mantiene y ajusta todos los parámetros para

que la energía eléctrica se produzca en forma continua y con calidad.


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GENERADOR ELECTRICO:

Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de

potencial eléctrica entre dos de sus puntos (llamados polos, terminales o bornes)

transformando la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la

acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una

armadura (denominada también estator). Si se produce mecánicamente un movimiento

relativo entre los conductores y el campo, se generará una fuerza electromotriz (F.E.M.).

Este sistema está basado en la ley de Faraday. Se tienen dos tipos de generadores:

síncronos y asíncronos. En las centrales hidroeléctricas los más utilizados son los

generadores síncronos.

3.1. GENERADOR SÍNCRONO:

El generador síncrono es un tipo de máquina eléctrica rotativa capaz de transformar

energía mecánica (en forma de rotación) en energía eléctrica. Su principio de

funcionamiento consiste en la excitación de flujo en el rotor.

La razón por la que se llama generador síncrono es la igualdad entre la frecuencia

eléctrica como la frecuencia angular es decir el generador girara a la velocidad del

campo magnético a esta igualdad de frecuencias se le denomina sincronismo.

El generador síncrono está compuesto principalmente de una parte móvil o rotor y de

una parte fija o estator.El rotor gira concéntricamente en el eje del generador a una velocidad sincrónica de

1800 revoluciones por minuto (RPM) para 60 Hz (1500 RPM para 50 Hz).

3.2. PARTES DE UN GENERADOR SÍNCRONO.

A continuación se detalla las partes fundamentales que componen un generador

síncrono.


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3.3. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO

El principio de funcionamiento de un G.S se basa en la ley de Faraday. Para crear

tensión inducida en el circuito de armadura (estator), debemos crear un campo

magnético en el rotor o circuito de campo, esto lo lograremos alimentado el rotor con

una batería, este campo magnético inducirá una tensión en el devanado de armadura

por lo que tendremos una corriente alterna fluyendo a través de él.

Al operar como generador, la es suministrada a la máquina por la aplicación de un torque

y por la rotación del eje de la misma, una fuente de energía mecánica puede ser, por

ejemplo, una turbina hidráulica, a gas o a vapor. Una vez estando el generador

conectado a la red eléctrica, su rotación es dictada por la frecuencia de la red, pues la

frecuencia de la tensión trifásica depende directamente de la velocidad de la máquina.

3.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS GENERADORES SÍNCRONOS

Los parámetros fundamentales a considerar en los generadores de las centrales

hidráulicas:

• Potencia activa

• Potencia reactiva

• Potencia aparente

• Factor de potencia • Tensión

• Reactancia síncrona (relación de cortocircuito)

Para la selección de la turbina hay que considerar que influye en:

• Velocidad nominal

• Velocidad de embalamiento

• Momento de inercia

3.5. CIRCUITO EQUIVALENTE MONOFASICO DE UN GENERADOR

SINCRONO

El circuito monofásico equivalente de un Generador Síncrono viene representado en la

siguiente figura:

La figura muestra el circuito equivalente de un generador síncrono:


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De este circuito, solo nos centraremos en el circuito de armadura, en la cual se tienen

tres cantidades que son fundamentales en el comportamiento del GS, las cuales son:

Para determinar estos valores se realizan principalmente tres pruebas, la prueba

resistencia de armadura, la prueba de vacío y la prueba de cortocircuito.

a. Prueba de Resistencia de Armadura:

Esta prueba consiste en hacer uso de una fuente de corriente continua en cada

fase de la armadura, aplicando el método del Voltio-Amperimétrico, Cabe

mencionar que si la prueba se realiza con corriente continua, el valor de la

resistencia obtenida debe ser ajustada, en primer lugar por temperatura (a

temperatura de trabajo), y posteriormente por efecto skin, para finalmente

obtener el valor de la resistencia n corriente alterna.

b. Prueba de Vacío:Esta prueba consiste, como dice su nombre, en colocar el Generador en vacío,

es decir sin carga alguna en sus bornes, haciéndola girar a su velocidad nominal

y con corriente de campo igual a cero.

Al ir aumentando gradualmente el valor de la corriente de campo, se obtienen

diversos valores de y ya que la corriente que circula por la armadura siempre

será cero debido que se encuentra en vacío, se obtendrá que

Gracias a ésta prueba, con los valores obtenidos, se puede formar "La curva de

Características de Vacío" que permite encontrar la tensión interna generada poruna corriente de campo dada.

Se debe notar que en un principio, la curva es prácticamente una recta, esto es

debido a que al inicio la fuerza magnetomotriz se ejerce en el entrehierro, y el

incremento de la corriente de campo es casi lineal.

c. Prueba de Cortocircuito:

Finalmente se tiene la prueba de cortocircuito, el cual consiste en llevar

nuevamente la corriente de campo a cero, para luego cortocircuitar los bornes


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del generador y proseguir a ir incrementando la corriente de campo,

obteniéndose la siguiente gráfica.

Se observa que al contrario de la curva en vacío, en esta prueba se obtiene una

recta, esto es debido a que los campos magnéticos que se generan al conectar

la armadura en cortocircuito, prácticamente se anulan, produciendo un campo

neto pequeño como se muestra en el diagrama fasorial siguiente; provocando

que la máquina no se sature.

d. Otras Pruebas:

Como complemento, es dable decir que a los GS se les debe someter a otras

pruebas, entre las cuales tenemos:

Prueba de Aislamiento: Mide el aislamiento entre las bobinas y, entre las

bobinas y la carcasa.

Prueba de Calentamiento: Mide la temperatura de trabajo del generador

a plena carga.

Pruebas bajo Carga Resistiva, Inductiva, Capacitiva y Mixta

3.6. CARACTERISTICAS DE LOS GENERADORES SINCRONOS BAJO

CARGA.

La diferencia de funcionamiento en vacío al de carga es que existe una composición deflujos, debido a las corrientes que circulan en el inducido, éstas alteran el valor y forma

de la tensión inducida.

Un incremento de carga es un incremento en la potencia real o la reactiva suministrada

por el generador. Tal incremento de carga aumenta la corriente tomada del generador.

Si no cambiamos la resistencia de campo, la corriente de campo se mantiene constante,

y por tanto, el flujo (también es constante).

Además, si el motor primario mantuviera su velocidad (constante, la magnitud del voltaje

interno generado también sería constante.

Supongamos un generador síncrono reducido a su mínima expresión: monofásico,

bipolar, una espira, y en los siguientes estados de carga:


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a. Carga inductiva

En este caso los flujos aparecen en sentido contrario. Produciendo un efecto

desmagnetizante, es decir que los flujos se restan; y además produciendo que

los polos inducidos de igual nombre estén enfrentados.

El diagrama fasorial que se muestra a continuación es de una carga con fdp en

atraso.

b. Carga resistiva

El flujo producido por los polos del rotor y el producido por las corrientes del

inducido están desfasados. Generando así una distorsión del campo resultante.

El diagrama tiene un fdp igual a la unidad.

c. Carga capacitiva pura

En este caso los flujos tienen igual sentido. Dando como consecuencia un efecto

magnetizante, es decir que los flujos se van a sumar; y los polos inducidos

contrarios enfrentados. El diagrama fasorial que se muestra a continuación es

de una carga con fdp en adelanto.

3.7. CURVA DE CAPACIDAD DE UN GENERADOR SINCRONO.


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Las curvas de capacidad son unas curvas de potencia que nos muestran los límites de

calentamiento del rotor y del estator, asumiendo que la tensión en bornes se mantiene

constante y que Para explicar cómo sé que obtienen estas curvas, tenemos el siguiente

diagrama fasorial de un generador con FP en atraso y a tensión nominal.

3.8. REFRIGERACIÓN EN EL GENERADOR SÍNCRONO.

En el sistema convencional de enfriamiento el gas hidrogeno se hace circular por medio

de un ventilador interno y una vez que la perdida de calor producida en el generador se

absorbe por el agua de enfriamiento, el gas circula de 30 a 40 veces por minuto. Usandogas hidrogeno es posible aumentar la potencia asignada incrementando la presión del

gas, posteriormente los adelantos obtenidos en los materiales de rotor y otros

componentes han permitido un aumento constante en la potencia de estas unidades.

En los generadores enfriados por hidrogeno en forma convencional no obstante que se

utilizan presiones mayores de 2 Kg / cm2 se dificulta aumentar la potencia debido al

grueso espesor de la pared de aislamiento de la bobina de excitación. Para evitar este

problema ya se utilizan turbogeneradores enfriados internamente, en este caso a los

conductores de estator y rotor se les perfora y se alimentan a través de los agujeros

gas hidrogeno a alta velocidad y a mayor presión que el sistema convencional

Ventajas Del Uso De Hidrogeno.

El hidrogeno posee poca densidad y por lo tanto se reducen las pérdidas

aerodinámicas.

Como el gas hidrogeno tiene una alta conductividad térmica y un alto coeficiente

de transferencia térmica por su superficie, el aumento de la potencia por volumen

de unidad del material activo se ve asegurada, con el hidrogeno se pueden

fabricar turbogeneradores de mayor potencia.


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Se reducen los gastos de mantenimiento ya que el sistema cerrado del gas de

recirculación no permite la entrada de polvo y humedad.

La vida útil del aislamiento del devanado del estator se prolonga debido a que la

ausencia de oxígeno y de humedad disminuyen el efecto corona que pudiera

presentarse durante condiciones normales.

El ruido aerodinámico se reduce por la menor densidad del gas y por el sistema

cerrado de ventilación.

El generador enfriado por hidrogeno es muy apto para usarse en exteriores.

3.9. EXCITACIÓN

La excitatriz de un generador eléctrico síncrono de corriente alterna sirve, básicamente,

para alimentar de corriente continua el rotor del generador, y convertir éste en unelectroimán. El proceso de alimentar de corriente continua el rotor (que gira) supone

resolver como generar la corriente continua necesaria, y además, como introducirla en

un elemento que está girando.

La excitatriz es la encargada de suministrar la tensión y corriente continua para alimentar

el rotor de un generador síncrono, y convertir a éste en un electroimán con capacidad

en general para regular la intensidad del campo magnético.

Todas ellas deben tener idealmente la capacidad de regular la tensión de alimentación

del rotor, para variar el campo magnético de acoplamiento.

Existen tipos básicos de excitatriz:

Excitatriz Estática O De Anillos Rotativos Y Escobillas


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También llamado por transformador de compoundaje, consiste en que el

devanado de campo del rotor es alimentado desde una fuente de alimentación a

transformador y rectificadores que toma la tensión y corriente de salida del

estator. El transformador, de tipo especial, posee dos devanados primarios,

llamados de tensión e intensidad, que se conectan en paralelo y en serie a los

bornes de salida del estator. El transformador convierte la tensión de salida a

una más baja (30V aprox), que se rectifica y aplica al rotor por medio de

escobillas y anillos deslizantes. Es un sistema con autorregulación intrínseca, ya

que al tener el bobinado serie, al aumentar el consumo sobre el generador,

aumenta el flujo del transformador y por lo tanto aumenta la excitación del

generador.

Excitatriz De Imanes Permanentes

Las máquinas de imanes permanentes -que permiten prescindir de bobinas

polares, escobillas, excitatriz y equipos reguladores de tensión- eliminan las

pérdidas producidas por la excitación del rotor, aumentando la eficiencia y

optimizando el rendimiento, incluso a regímenes bajos de carga, además de

reducir los requisitos de refrigeración.

Asimismo, ayudan a disminuir el tamaño de las máquinas de tecnología

asíncrona o síncrona convencional, optimizando el ratio potencia/espacio.

Excitatriz De Diodos Giratorios

La fuente de continua es un rectificador no controlado situado en el mismo rotor

(dentro del mismo) alimentado en alterna por un generador situado también en

el mismo eje y cuyo bobinado de campo es excitado desde un rectificador

controlado que rectifica la señal generada por el giro de unos imanes

permanentes situados en el mismo rotor

Generador Autoexcitado

Excitatriz independiente de corriente continua que alimenta el rotor a través de

un juego de anillos rozantes y escobillas.

Excitatriz Principal Y Excitatriz Piloto:

La máquina principal de continua tiene como bobinado de campo otra máquina

de excitación independiente, accionada por el mismo eje.


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3.10. REGULACIÓN EN GENERADOR SINCRONO

Tenemos las siguientes:

a. Regulador De Tensión (Avr):

El regulador automático de voltaje, proporciona una extinción al rotor, el rotor debe tener

un campo magnético constante en cuanto a la dirección de sus líneas magnéticas (no

en cuanto a intensidad del campo) y este se logra excitándolo con corriente directa

(alterna rectificada) la corriente alterna generada por el generador, debe ser de una

frecuencia constante 60hz; y para eso el rotor siempre gira a la misma velocidad

independientemente de que carga esté produciendo (se mide en mega watts) no en

voltaje, como los requerimientos de carga (consumo de la energía producida) son

variables, la generación de mega watts es variable a frecuencia y voltaje constante, si

no tienes un regulador automático de voltaje (llamado AVR en inglés) esto no se puede

lograr.

Se tiene lo siguientes tipos de reguladores de tensión:

Reguladores electromecánicos.

Regulares tirrill.

Reguladores Brown Boveri.

Reguladores electrónicos.

b. Regulador De Velocidad (Ras):

Regulador de velocidad es el mecanismo, de distinta índole, destinado a

conseguir, en cualquier circunstancia, el equilibrio de los trabajos motor y

resistente presentes en una turbina, manteniendo, sensiblemente constante, la

velocidad de sincronismo del grupo ante todas las cargas solicitadas,protegiéndole, además, contra velocidades excesivas que pudieran surgir.


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3.11. FRECUENCIA EN EL GENERADOR

El tema de frecuencia tiene que ver con el siguiente concepto:

a. Control Automático De La Generación (Agc)

Si en algún momento la energía eléctrica generada en un sistema no coincide

con la demandada más las pérdidas, se produce un desequilibrio en el balance

de potencia. Este déficit o exceso de potencia sólo se puede obtener mediante

la energía cinética almacenada en los generadores. Como la energía cinética

depende de la velocidad del generador, cualquier desequilibrio en el balance de

potencia activa se traducirá en una variación de la velocidad del generador, y por

lo tanto en una desviación de la frecuencia eléctrica del sistema.

Por ejemplo, si en el sistema eléctrico se tiene momentáneamente un exceso de

generación, la frecuencia del sistema aumentará. La velocidad de aumento de la

frecuencia dependerá del exceso de potencia activa generada, así como del

momento de inercia total de todos los generadores en servicio.

Por lo tanto, los valores de la frecuencia de un sistema eléctrico están

relacionados con los flujos de potencia activa por las líneas, entre los

generadores y las cargas de todo el sistema eléctrica. Esta relación tiene un

carácter global de forma que desequilibrios entre la potencia generada y

demanda en un nudo tienen influencia en la frecuencia de todo el sistema, a estarelación se le denomina interacción P-f.

El objetivo del control automático de la generación (AGC), además de mantener

el valor de la frecuencia en su valor nominal de 60 Hz, debe de cumplir dos

requisitos adicionales:

Se deben mantener los valores acordados o contratados de intercambios

de potencia con otras partes del sistema a través de las líneas de

interconexión entre áreas. Las potencias activas generadas deben ser los valores resultantes según

el despacho económico.

PATIO DE LLAVES

Comprende los elementos necesarios para conectarse a la red eléctrica, también se

denomina estación de transformación.


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Es el lugar donde están ubicados todos los elementos y equipos de operación, control,

protección, seguridad y maniobra de la central eléctrica, es el interfaz entre las máquinas

de generación y el sistema eléctrico de potencia; sus principales elementos son los

transformadores de potencia y sus barras de conexión.

4.1. ESQUEMA DE UN PATIO DE LLAVES.

4.2. EQUIPAMIENTO DEL PATIO DE LLAVES:

a. Interruptores:

Los interruptores son dispositivos destinados al cierre y apertura de los

circuitos bajo condiciones de carga, en vacío y en condiciones de falla.

Asimismo, permite insertar o retirar equipos y máquinas, líneas aéreas ocables de un circuito energizado.

El interruptor es el equipo encargado de proteger las líneas, equipos y/o

circuitos en los cuales se realicen maniobras o mantenimiento, de corrientes

de falla, la conexión o desconexión realizada por el interruptor es realizada

en un tiempo corto para evitar para no afectar el sincronismo del sistema.

b. Seccionadores.

Son dispositivos que sirven para conectar o desconectar diversas partes deuna instalación eléctrica para efectuar maniobras de operación o de

mantenimiento.

A diferencia de un interruptor, no pueden abrir circuitos cuando está fluyendo

corriente a través de ellas (operan sin carga), siempre debe abrirse primero

el interruptor correspondiente.

c. Trampa de ondas.

Las trampas de ondas son equipos eléctricos que sirven para:

Mantener la comunicación de una determinada central eléctrica aotro.

CENTRO DE

CONTROL

ZONA DE

MEDICION

ZONA DE

TRANSFOR

MACION

ZONA DE

ALTA

TENCION

ZONA DE

BAJA

TENSION

ZONA DE

PROTECCIO

N

ZONA DE

PUESTA A

TIERRA


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El otro es de detectar fallas.

d. Apartarrayos.

Dispositivos eléctricos que limitan la magnitud de las sobretensiones

originadas por descargas atmosféricas u operación de interruptores y

conducen a tierra las corrientes producidas por estas sobretensiones. Los

Apartarrayos se dividen en tres grupos: Cuernos de arqueo cuernos de

arqueo, apartarrayos autovalvulares y apartarrayos de óxidos metálicos.

e. Disyuntor de potencia.

Es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una parte del

sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga

o en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor

puede ser manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar

la correcta operación del sistema eléctrico, donde está conectado.

f. Transformadores.

Transformador de Tensión.

Los transformadores de tensión son transformadores que transforman altas

tensiones en tensiones medibles. Estos transformadores de tensión tienenun solo núcleo magnético y pueden ser realizados con uno o varios

arrollamientos secundarios. En los transformadores de tensión aislados

unipolares, aparte del arrollamiento de medición o de protección, pueden

equiparse con un arrollamiento adicional para el registro de cortocircuito a

tierra.

Transformador de Corriente.Los transformadores de corriente transforman proporcionalmente y en fase,

la corriente de alto valor en corriente medible. Esta transformación es para

realizar la medición de corriente.

Transformador de Potencia.

Cumplen la función de transformar la tensión del sistema de nivel nominal a

otro y deben ser capaces de transportar el flujo de potencia en forma continuahacia una parte particular del sistema.


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Transformador de Medida.

Un transformador de medición es un transformador en el cual la corriente o

la tensión y sus correspondientes desfasajes en el circuito primario se

reflejan con exactitud aceptable en el circuito secundario

Transformador de Protección.

Los transformadores cuya función es proteger el circuito, requieren conservar

su fidelidad hasta un valor de 20 veces la magnitud de la corriente nominal.

g. Sistema de barras

Conductor de baja impedancia al cual se conectan separadamente varios

circuitos eléctricos. Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para

entregar y/o retirar energía eléctrica.

Las barras pueden ser rígidas o flexibles:

Derivación para Subestaciones.

Derivación en T:

Aplicable para derivaciones a subestaciones no importantes y con

baja probabilidad de maniobras, ejemplo S.E. Ayaviri 138 kV.

Costo de implementación es bajo.

Derivación en PI:

Aplicable para derivaciones a subestaciones importantes y con gran

probabilidad de maniobras, ejemplo Azángaro 138 kV.

Implica mayores costos.

Cálculo.

El cálculo de secciones se realiza en función de:

Por intensidad máxima admisible.


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Por esfuerzos electrodinámicos.

La intensidad de corto circuito:

Intemperie: Cable de Cobre o aluminio, tubo de cobre o aluminio.

Interior: Tubo de cobre, pletina.

h. Arreglo de barras

El arreglo de barras de una subestación es la configuración ordenada de los

elementos que lo conforman.

La elección del arreglo de una subestación depende de las características

de cada sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el

sistema.

Barra sencilla (menos confiabilidad y mas económica):Es el arreglo más

simple desde el punto de vista constructivo, considerando la cantidad de

equipo y el área que ocupa, también resulta ser el más económico. No

obstante, la confiabilidad de servicio es poca, ya que una falla en la barra

principal provoca la salida de operación de la misma. Asimismo, el

mantenimiento a los interruptores se dificulta, ya que es necesario dejar fuera

de servicio parte de la subestación.

Barra principal y barra de transferencia: Es una variante del arreglo

anterior, en el cual se utiliza una barra de transferencia para sustituir, a través

de un interruptor, algún interruptor que necesite mantenimiento.


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Barra principal y barra auxiliar: Este arreglo ofrece una mayor continuidad

de servicio, puesto que, en caso de existir una falla en cualquiera de las dosbarras, ocasiona la pérdida de los elementos conectados a la barra fallada.

Debido a ello, la subestación puede ser operada como dos subestaciones

independientes con arreglo de barra simple. Permite dar mantenimiento a los

interruptores sin perder los elementos conectados a él y desenergizar

cualquiera de las dos barras sin alterar el funcionamiento de la subestación.

Sin embargo, aumentan las maniobras en el equipo cuando se utiliza el

interruptor de amarre como interruptor de transferencia. La cantidad de

equipo requerido es mayor, por tanto, su costo también incrementa.

Doble barra y barra de transferencia Ofrece las mismas ventajas que el

arreglo anterior, con la diferencia de que se requieren pocas maniobras para

hacer uso del interruptor de transferencia.

En este caso, la subestación puede ser operada como dos subestaciones

independientes de barra principal y barra de transferencia.


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Anillo (mayor confiabilidad y costo) Arreglo que permite continuidad de

servicio, ya que evita la salida completa en caso de falla en las barras.

Además, ofrece la posibilidad de dar mantenimiento a los interruptores sin

que se pierda el suministro de energía.15 Cuando un interruptor está enmantenimiento, pueden ocurrir disparos en la protección, debido a que al

abrir el anillo se puede incrementar la corriente de carga en los otros

interruptores que permanecen en servicio. Esto puede evitarse realizando el

mantenimiento en condiciones de baja carga. Prácticamente requiere el

mismo equipo que el arreglo de barra sencilla, por lo que su costo es similar.

Se utiliza en la salida de 23 [kV] de las subestaciones de distribución,

utilizando anillo sencillo o doble en caso de haber más de dos

transformadores

Interruptor y medio: Arreglo que ofrece buena confiabilidad y ventajas para

las operaciones de mantenimiento sin tener que interrumpir el servicio.

Regularmente las transferencias se hacen a través de los interruptores, lo

que permite conservar la protección aun cuando alguno se encuentre en

mantenimiento.


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Doble interruptor (mayor confiabilidad y costo): Es la mejor opción en

cuanto a confiabilidad se refiere, no obstante, es un arreglo más costoso que

los anteriores y por ello se emplea en aquellos casos en que la continuidad

es muy importante. Con un interruptor fuera de servicio, se ocasiona la

pérdida de únicamente el elemento disparado.

i. Puesta a tierra

La malla de puesta a tierra es el conjunto de electrodos conectados entre sí,

por conductores desnudos enterrados en el suelo, sus funciones son: la

seguridad de las personas ante el gradiente superficial de tensión, la

protección de las instalaciones, servir de tierra común a los equipos

eléctricos y/o estructuras metálicas, dirigir las corrientes de falla a tierra.

El electrodo es un conductor enterrado en el suelo para conducir las

corrientes de falla a tierra, los electrodos pueden ser varilla, tubo, fleje, cable

o placa

En la siguiente imagen se muestra los tipos de puesta a tierra q se pueden

dar en una subestación eléctrica.


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DISPOSITIVOS ED PATIO DE LLAVES:

5.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA

http://www.google.com.pe/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0CAcQjRxqFQoTCJLp7YjTkscCFUGVgAodzDQCqA&url=http://slideplayer.es/slide/17388/&ei=P2DCVdLNCMGqggTM6YjACg&bvm=bv.99261572,d.eXY&psig=AFQjCNGsm70y4SixlGM3E4Atu3cs3JX_sQ&ust=1438888346300742


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El transformador de potencia es la parte primordial de una subestación de potencia, es

el equipo encargado de transferir energía eléctrica de un circuito a otro, en la mayoría

de los casos con niveles de tensión diferentes, su potencia nominal es superior a 500

kVA, el transformador cuenta con accesorios necesarios para su operación y

mantenimiento, entre estos se encuentran:

Tanque conservador: Es un tanque ubicado sobre el principal el cual recibe el

aceite cuando hay cambio de temperatura por aumentos de carga.

Boquillas: Son los aisladores que se encuentran en la tapa del transformador,

son los que comunican los terminales de baja y alta tensión del transformador

con el exterior.

Válvulas: Son las unidades por las cuales se inyecta o extrae el aceite del

transformador para su mantenimiento.

Tablero: Es el compartimiento en el que se ubican los controles y protecciones

de los ventiladores, de los motores de las bombas de aceite, entre otros.

Conectores a tierra: Son los elementos que unen el tanque del transformador

con la malla de puesta a tierra.

Placa característica: En ella se encuentran consignados los datos más

importantes del transformador como tensión nominal primaria y secundaria, su

potencia nominal, diagrama de conexiones, frecuencia, número de serie y datos

de fabricación, entre otros.

5.2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC)


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Un transformador de corriente es un instrumento que reduce la corriente eléctrica de

una red a valores manejables no peligrosos para la utilización de equipos de medida,

puede ser instalado a la intemperie o en interiores. Su función principal es alimentar

equipos de medida, protección y control como contadores, voltímetros y amperímetros.

El devanado primario del transformador de corriente se conecta en serie con el circuito

al que se desea hacer la medición y el devanado secundario a los equipos de medida.

Los transformadores de corriente se pueden clasificar de acuerdo a su construcción y a

su conexión eléctrica.

Según su construcción existen diferentes tipos de transformadores de corriente, los

principales son:

Tipo Devanado: es aquel que tiene su núcleo recubierto por el devanadoprimario.

Tipo Barra: es aquel en el que el devanado primario es un conductor tipo

barra y atraviesa la ventana del núcleo.

Tipo Ventana: es aquel que carece de devanado primario y el devanado

secundario está recubriendo el núcleo, el cual posee una abertura

atravesada por un conductor que forma el circuito primario.

Según su conexión eléctrica, existen diferentes tipos de transformadores de

corriente, los principales son: Primario Simple: Es aquel transformador que posee un único devanado

primario.

Primario Serie-Paralelo: Es aquel transformador cuyo devanado primario

esta dividido en dos secciones iguales y la conexión entre ellos se puede

realizar en serie o en paralelo para variar la capacidad de corriente.

Secundario Múltiple: Es aquel cuyo devanado secundario tiene varias

derivaciones (Taps) que permiten manejar diferentes niveles de corriente.


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Valores Normalizados para Transformadores de Corriente

SIMPLE RELACIÓN

DE TRANSFORMACIÓN

DOBLE RELACIÓN

DE TRANSFORMACIÓN5 150 2*5 2*100

10 200 2*10 2*15015 300 2*15 2*20020 400 2*25 2*30025 600 2*50 2*40030 800 2*75 2*60040 120050 150075 2000100 3000

5.3. TRANSFORMADORES DE TENSION:a. Transformador de tensión inductivo:

Un transformador de tensión inductivo consiste en un arrollamiento primario y

arrollamiento secundario dispuestos sobre un

núcleo magnético común.

Los terminales del arrollamiento primario se

conectan a un par de fases de la red, o a una

fase y tierra o fase – neutro. Los terminales

del arrollamiento secundario se conectan alos aparatos de medición y/o protección q

constituyen la carga.

Usos de un transformador de tensión

inductivo

Ideal para instalación en puntos de

medida por su muy alta clase de

precisión.

Apto para descarga de líneas de alta tensión y bancos de

condensadores.

Partes de un transformador de tensión inductivo


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Ventajas de un transformador de tensión inductivo

Libres de mantenimiento durante su amplio periodo de funcionamiento.

Muy alta precisión (hasta 0,1%).

Responde perfectamente a condiciones especiales como temperaturas

de -55ºC, altitudes superiores a 1.000 metros, ambientes salinos ocontaminados, sismos, etc.

Excelente respuesta frecuencia, ideal para monitorización de la calidad

de onda y medida de armónicos.

Desventajas de un transformador de tensión inductivo

Altos costos, ya que se crearon los TP capacitivos que son más

económicos pero no tan precisos.

Robustez debido al tamaño de los aisladores por las altas tensiones.

b. Transformador de tensión capacitivo.

EL CTV (capacitor voltaje transformer) no tiene su principio de funcionamiento

en el transformador de potencial electromagnético. El conocimiento de los

principios provocara que se aprecie mejor su funcionamiento.

Por razones económicas se ha determinado la adopción de transformadores de

tensión capacitivos para alimentación de tensión a instrumentos de medida y

relés de protección, a partir de niveles de tensiones de 132kV y superiores.

Además, el transformador de tensión capacitivo se debe utilizar en un sistema


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de potencia, cuando se quiere tener un sistema de comunicaciones del tipo de

onda portadora.

del tipo de onda portadora.

Aislamiento : película, aceite y porcelana

Diseño capacitor + circuito magnético

Rango de voltaje: 75 a 765 Kv

Aplicaciones Y Partes

Medida de Tensión.

Medida de potencia.

Relés de protección.

Equipos de sincronización.

Transmisión de señales de alta frecuencia a través de las líneas (Señales de Onda Portadora).

Reducción de los picos de tensión.


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Principio de funcionamiento

Transformador de tensión que comprende un divisor capacitivo, una unidad

electromagnética acoplada al divisor, en la cual la tensión secundaria es

proporcional a la tensión primaria, y difiere en fase por un ángulo que es

aproximadamente cero para una conexión apropiada.

Tensión nominal primaria: Valor de la tensión primaria que figura en la

designación del transformador y a partir de la cual son determinadas sus

condiciones de funcionamiento.

Tensión nominal secundaria:Valor de la tensión secundaria que figura

en la designación del transformador y a partir de la cual son determinadas

sus condiciones de funcionamiento.

Relación de transformación nominal (Kn)

: Relación entre la tensión

primaria nominal (Upn) y la tensión secundaria nominal (Usn).

Kn =

Error de relación (ε): Error que introduce el transformador en la medida

de la tensión y proviene de que la relación de transformación actual no

es igual a la relación de transformación nominal.

ε = k−

∗ 100(%)

Desfasaje (): Diferencia de fase entre los fusores de tensión primaria ysecundaria. El desfasaje es positivo cuando el fasor de tensión

secundario se encuentra adelantado con respecto al fasor de tensión

primario. Esta definición es estricta para régimen sinusoidal.

Ferroresonancia: Resonancia sostenida de un circuito consistente de

una capacidad con una inductancia magnética no lineal saturable. La

ferroresonancia puede ser originada por maniobras de operación del lado

primario o secundario.

Respuesta transitoria: La medida de la fidelidad de la forma de onda de

tensión secundaria comparada con la forma de onda de tensión primaria

bajo condiciones transitorias.

Dispositivo de amortiguación: Dispositivo incorporado a la unidad

electromagnética con el propósito de: limitar sobretensiones que puedan

aparecer entre uno o más componentes. y/o prevenir ferroresonancia

sostenida. y/o alcanzar un alto desempeño de la respuesta transitoria del

transformador de tensión capacitivo.


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Medición Del Transformador De Tensión Capacitiva

Límites del error de tensión y del desfasaje : El error de tensión y el

desfasaje a la frecuencia nominal no deben exceder las valores dados

por la siguiente tabla, para cualquier tensión entre 80% y 120% de la

tensión nominal y con cargas entre 25% y 120% de la carga nominal con

un factor de potencia de 0.8 en atraso.

Protección Del Transformador De Tensión Capacitiva

Clase de precisión: Las clases de precisión para un transformador de tensión

capacitivo monofásico, para protección, son:

3P - 6P

Además se introducen tres clases adicionales para el desempeño transitorio: T1,

T2 y T3.

Límites del error de tensión y del desfasaje: El error de tensión y el desfasaje

a la frecuencia nominal no deben exceder las valores dados por la siguiente

tabla, para cualquier tensión entre 5% de la tensión nominal y la tensión nominal

multiplicada por el factor de tensión nominal y con cargas entre 25% y 100% de

la carga nominal con un factor de potencia de 0.8 en atraso.


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Respuesta transitoria : Relación entre la tensión secundaria US(t) y el valor de

pico de la tensión secundaria p2US antes de la aplicación de un cortocircuito del

lado primario, en un tiempo TS específico luego de la aplicación del cortocircuito.

Circuito básico de un transformador de tensión capacitiva:

La inductancia L se ajusta de manera que el desfasaje sea mínimo en las

condiciones de cargas impuestas. El transformador T se ajusta de manera de

obtener el valor de relación de transformación nominal global.

5.4. DESCARGADORES DE SOBRETENSION (DST)

C1; C2: divisor capacitivo L: inductancia de ajuste T: transformador intermediario Z: impedancia de carga.


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El descargador de sobretensión es el dispositivo encargado de

proteger el transformador de sobretensiones externas que surgen

por descargas atmosféricas con un impulso de 1,2/50mseg o las

sobretensiones por maniobra presentadas con la operación de los

interruptores de potencia con un impulso de 250/2.500mseg; el

DST limita la tensión que llega a los bornes del transformador

Libro Centrales eléctricas II

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