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i ÍNDICE DE CONTENIDOS ÍNDICE DE CONTENIDOS....................................i ÍNDICE DE FIGURAS.....................................iii NDICE DE TABLAS........................................iv RESUMEN.................................................v ABSTRACT...............................................vi NTRODUCCIÓN...........................................vii PERFIL DEL PROYECTO.....................................1 1. TITULO DEL PROYECTO.................................1 2. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO............1 2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA..........................1 2.2 JUSTIFICACÍON DEL PROBLEMA.........................1 3. OBJETO DE ESTUDIO...................................1 4. CAMPO DE ACTUACIÓN..................................2 4.1 LÍNEA DE INVESTIGACIÓN............................2 4.2 SUBLÍNEA DE INVESTIGACIÓN........................2 5. OBJETIVOS........................................... 2 4.1 OBJETIVO GENERAL.................................2 4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.............................2 6. HIPOTESIS........................................... 2 7. METODOLOGIA DE INVESTIGACIÓN........................3 CAPÍTULO 1..............................................4 MARCO TEÓRICO..........................................4 1.1 HISTORIA DEL ARTE................................4 1.2 CENTRAL HIDROELÉCTRICA...........................4 1.3 CENTRAL TÉRMICA..................................5

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i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

ÍNDICE DE CONTENIDOS.........................................................................................i

ÍNDICE DE FIGURAS...............................................................................................iii

NDICE DE TABLAS..................................................................................................iv

RESUMEN...................................................................................................................v

ABSTRACT................................................................................................................vi

NTRODUCCIÓN.......................................................................................................vii

PERFIL DEL PROYECTO..........................................................................................1

1. TITULO DEL PROYECTO.................................................................................1

2. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO.....................................1

2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA.....................................................................1

2.2 JUSTIFICACÍON DEL PROBLEMA..............................................................1

3. OBJETO DE ESTUDIO.......................................................................................1

4. CAMPO DE ACTUACIÓN.................................................................................2

4.1 LÍNEA DE INVESTIGACIÓN..........................................................................2

4.2 SUBLÍNEA DE INVESTIGACIÓN.............................................................2

5. OBJETIVOS.........................................................................................................2

4.1 OBJETIVO GENERAL.....................................................................................2

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.............................................................................2

6. HIPOTESIS..........................................................................................................2

7. METODOLOGIA DE INVESTIGACIÓN..........................................................3

CAPÍTULO 1..............................................................................................................4

MARCO TEÓRICO....................................................................................................4

1.1 HISTORIA DEL ARTE.................................................................................4

1.2 CENTRAL HIDROELÉCTRICA..................................................................4

1.3 CENTRAL TÉRMICA......................................................................................5

1.4 CUENCA HIDROGRÁFICAS....................................................................33

1.5 CADENAS ENERGÉTICAS DE LAS PRINCIPALES FUENTES DE ENERGÍA...............................................................................................................34

1.5.1 CADENA ENERGÉTICA – HIDRÁULICO.......................................34

1.5.2 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS.................................34

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ii

1.5.3 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS NATURAL.............35

1.6 CAPACIDAD INSTALADA DEL PAÍS....................................................36

1.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS.................................................36

1.6.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS................................................37

1.6.3 CENTRALES DE GENERACIÓN BIOMASA..................................42

1.6.4 CENTRALES DE GENERACIÓN EÓLICA......................................42

1.6.5 CENTRALES INTERCONECTADAS A ECUADOR.......................43

1.6.6 CENTRALES FOTOVOLTAICAS.....................................................43

1.7 ESQUEMA PARA LA SELECCIÓN DE TURBINAS..............................44

CAPÍTULO II...........................................................................................................45

ANÁLISIS DE ABASTECIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO......................45

2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL PAÍS.........................................45

2.2 PREVISIÓN DE DEMANDA....................................................................45

2.3 ANÁLISIS DE VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN................................................................................................49

2.3.1 PRECIOS PREFERENTES DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS50

2.4 ESTUDIO PARA UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA........................51

2.5 ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA EN LAS CENTRALES ELÉCTRICAS........................................................................................................52

CAPÍTULO III..........................................................................................................56

PROPUESTA.............................................................................................................56

3.1 PROPUESTA DE GENERACCION ELECTRICA.......................................56

3.1.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE DETERMINACIÓN.......................56

3.2 CASO 1............................................................................................................57

3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA........................57

3.2.2 CUENCA HIDROGRÁFICA RIO “PUYANGO”....................................57

3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “PUYANGO”......................................57

3.2.4 DATOS TÉCNICOS.................................................................................58

3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.....................................................................58

3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.............................59

3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA...................................................................60

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iii

3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA....................60

3.2.5 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.................................61

3.2 CASO 2............................................................................................................62

3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA “ZAMORA”. .62

3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “ZAMORA”........................................62

3.2.4 DATOS TÉCNICOS.................................................................................62

3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.....................................................................63

3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.............................64

3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA...................................................................65

3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA....................65

3.2.6 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.................................66

3.3 RESULTADOS OBTENIDOS........................................................................67

CAPITULO IV..........................................................................................................68

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.....................................................68

CONCLUSIONES..............................................................................................68

RECOMENDACIONES.....................................................................................68

BIBLIOGRAFIA........................................................................................................70

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iv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Esquema de una Central Hidroeléctrica.....................................................5

Figura 1.2: Esquema de una Central Térmica..............................................................6

Figura 1.3: Componentes de una cuenca hidrográfica..................................................6

Figura 1.4: Diagrama de Rendimiento de una Central Hidráulica...............................7

Figura 1.5: Diagrama de Rendimiento de una Central Térmica a Gas.........................8

Figura 1.6: Diagrama de Rendimiento de una Central Gas Natural.............................8

Figura 1.7: Diagrama de selección de turbinas...........................................................17

Figura 2.1 Valor significativo de las Centrales Eléctricas en ECUADOR................21

Figura 2. 2 Resumen estadístico del consumo Eléctrico Ecuatoriano.......................21

Figura 2. 3 Evolución de energía del sistema nacional interconectado (SNI)............22

Figura 3. 1 Ubicación de la central en el Rio Puyango............................................30

Figura 3. 2 Ubicación de la central en el Rio Zamora................................................8

Figura 3. 3 Ubicación de la central hidroeléctrica......................................................33

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v

NDICE DE TABLAS

Tabla 1. 1 Generación Hidroeléctrica...........................................................................9

Tabla 1. 2 Generación Térmicas.................................................................................10

Tabla 1. 3 Generación por Biomasa...........................................................................15

Tabla 1. 4 Generación Eólica......................................................................................15

Tabla 1. 5 Generación Interconexión..........................................................................16

Tabla 1. 6 Generación Fotovoltaicas.........................................................................16

Tabla 2. 1 Proyección Anual de Energía (Ene-Dic 2015)..........................................18

Tabla 2. 2 Precios Preferentes Energía Renovables en (cUSD/kWh)........................23

Tabla 2.3 Precios Preferentes Centrales Hidroeléctricas (cUSD/kWh).....................23

Tabla 2. 4 Precios Preferentes en Combustible (US$/gal).......................................24

Tabla 2. 5 Cuencas hidrográficas de mayor interés....................................................25

Tabla 3. 1 Caudales Mensuales del 2002 - 2010........................................................31

Tabla 3. 2 Costos de ganancia y pérdida......................................................................6

Tabla 3. 3 Caudales Mensuales del 2002 - 2010..........................................................9

Tabla 3. 4 Costos de ganancia y pérdida....................................................................34

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vi

RESUMEN

El país se ve sometido a varias evoluciones de demandas de consumo eléctrico,

por este motivo se va a realizar un análisis sobre la demanda de abastecimiento que

se va a tener a una fecha horizonte de diez años, teniendo en cuenta la potencia

efectiva que nos puede brindar cada una de los tipos de centrales, como Centrales

Eléctricas, Centrales Térmicas, Centrales Eólicas, etc. Los estudios realizados a

continuación son obtenidos de la base de datos reales y estudios estadísticas del

CONELEC (Consejo Nacional del Electricidad), S.N.I (Sistema Nacional

Interconectado), CELEC (CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR) e

INAMHI (Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología), que son entes

reguladores, que nos permiten obtener información real del comportamiento eléctrico

e hidrológico de nuestro país, facilitando información real y verídica para este

análisis. Con el resultado obtenido entre la potencia efectiva y la demanda máxima

que se va a tener en el año 2025, se tomara una solución, como puede ser;

repotencializar las centrales eléctricas o crear alguna central ya sea central hidráulica

o térmica para poder compensar el déficit de carga en el horizonte proyectado.

PALABRAS CLAVES:

CENTRAL HIDROELÉCTRICA

CENTRAL TÉRMICA

DEMANDA MÁXIMA

DEMANDA A UN TIEMPO DE 10 AÑOS

ABSTRACT

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vii

The country is subjected to several evolutions of demands for electricity

consumption for this reason is to make an analysis of the demand for supply to be

having a date ten-year horizon, taking into account the effective power that we can

providing each of the types of plants, such as Power Plants, Power Plants, Wind

Power, etc. Studies below are obtained based on real data and statistics CONELEC

(National Electricity Board), SNI (National Interconnected System) CELEC

(ELECTRIC CORPORATION OF ECUADOR) and INAMHI (National Institute of

Meteorology and Hydrology) studies, which are regulators, which allow us to obtain

real information of electrical and hydrological behavior of our country, facilitating real

and true information for this analysis. With the result obtained between the effective

power and peak demand will be in 2025, a solution was taken, such as; repotencializar

power plants or create some central either hydraulic power or heat to load up the

shortfall in the forecast horizon.

KEYWORDS:

HYDROELECTRIC

THERMAL POWER

MAXIMUM DEMAND

DEMAND TO A TIME OF 10 YEARS

NTRODUCCIÓN

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viii

En el capítulo uno, se hablara sobre una pequeña introducción de lo que es el

fundamento teórico de en qué consisten y funcionamiento de las centrales eléctricas y

térmicas. En el capítulo dos se realizara e análisis de abastecimiento del sistema

eléctrico; se realizaran una tablas con las que se puedan observar las unidades y tipos

de generación eléctrica que tenemos en el país. En el capítulo tres se realizara el

análisis de la problemática de las centrales eléctricas realizando cálculos matemáticos

con la proyección del periodo q deseamos. En el capítulo cuatro trataremos sobre el

estudio para una central hidroeléctrica o térmica; consiste en el sector donde va a ser

creada la central para abastecer la demanda máxima del periodo deseado. En el

capítulo cinco tendremos lo que es conclusiones recomendaciones del proyecto.

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1

PERFIL DEL PROYECTO

1. TITULO DEL PROYECTO

Análisis y diseño de los requerimientos de energía eléctrica al 2025 del S.I.N.

(Sistema Nacional Interconectado) del Ecuador.

2. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

2.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

Con base a los requerimientos de las centrales hidráulicas y térmicas, se realizara

un análisis de la fiabilidad del abastecimiento eléctrico, con un horizonte a 10 años, en

cual va a ser de mucha utilidad para los intereses de las empresas eléctricas del

ECUADOR, tomando así una decisión si es factible re potencializar o crear más

centrales eléctricas para abastecer la demanda eléctrica máxima del país.

2.2 JUSTIFICACÍON DEL PROBLEMA

En el ECUADOR cada año incrementa la demanda de consumo eléctrico, lo cual

se debe tener alternativas fiables para poder cumplir con la demanda máxima del país

aprovechando los recursos naturales en la generación eléctrica. Con base a los

estudios hidrológicos que se realizaron para crear las centrales eléctricas, se tiene la

necesidad de realizar un análisis a un tiempo terminado de diez años, para observar si

es factible mantener o aumentar más centrales eléctricas en el país.

3. OBJETO DE ESTUDIO

Con el estudio a realizar sobre la fiabilidad de mantener o construir más

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2

centrales eléctricas en el país, nos vemos con la necesidad de hacerlo a diez años con

el cual se obtendrá conclusiones si las centrales abastecerán la demanda máxima en el

tiempo antes dicho.

4. CAMPO DE ACTUACIÓN

4.1 LÍNEA DE INVESTIGACIÓN

Cambio de la matriz productiva

4.2 SUBLÍNEA DE INVESTIGACIÓN

Centrales Eléctricas de Generación

5. OBJETIVOS

4.1 OBJETIVO GENERAL

Con este análisis se obtendrá resultados satisfactorios, o a su vez resultados no

favorables sobre si es necesario re potencializar la red, o crear más centrales eléctricas

para cumplir con la demanda máxima en el tiempo límite de diez años.

4.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Se realizara el análisis para saber si es necesario crear o mantener las

centrales eléctricas al tiempo de diez años.

Determinar qué central de generación es conveniente instalar en el país.

6. HIPOTESIS

Se quiere realizar el análisis de fiabilidad, para cubrir la demanda del país en el

periodo determinado de 10 años. Cada año se incrementa un 5.5% de la demanda

eléctrica del país.

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3

7. METODOLOGIA DE INVESTIGACIÓN

Se realizara el estudio necesario para verificar si la demanda del país a un

determinado tiempo puede abastecer con las centrales eléctricas que se tiene en la

actualidad, así como también el informe final del proyecto, mediante un método

teórico.

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4

CAPÍTULO 1

MARCO TEÓRICO

1.1 HISTORIA DEL ARTE

Las centrales eléctricas son las instalaciones productoras de energía eléctrica.

Son instalaciones dónde hay un conjunto de máquinas motrices y aparatos que se

utilizan para generar energía eléctrica.  (Muñoz). Las centrales reciben el nombre

genérico de la energía primaria utilizada: centrales térmicas de carbón, centrales

nucleares, centrales hidráulicas o hidroeléctricas, centrales eólicas, centrales

geotérmicas, etc.   La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil

británico John Smeaton, que construyó por primera vez grandes ruedas hidráulicas

de hierro colado en el año de 1880. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia

durante la Revolución Industrial. La primera central hidroeléctrica en el ECUADOR

fue construida entre los años 1976 y 1983 y que conlleva el nombre de hidroeléctrica

Paute Molino.

1.2 CENTRAL HIDROELÉCTRICA

La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua

almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en eléctrica. (García-

Mauricio)

El esquema general de una central hidroeléctrica puede ser: ver figura 1.1.

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5

Figura 1.1: Esquema de una Central Hidroeléctrica

1. Agua embalsada

2. Presa

3. Rejas filtradoras

4. Tubería forzada

5. Conjunto de grupos turbina-

alternador

6. Turbina

7. Eje

8. Generador

9. Líneas de transporte de energía

eléctrica

10. Transformadores

Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una cierta

energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina desarrolla en la misma

un movimiento giratorio que acciona el alternador y produce la corriente eléctrica.

Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes:

a. No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía,

constantemente repuesta por la naturaleza de manera gratuita.

b. A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección

contra las inundaciones, suministro de agua, caminos, navegación y aún

ornamentación del terreno y turismo.

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6

c. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos.

Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:

a. Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos.

b. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede estar

lejos del centro o centros de consumo y exigir la construcción de un sistema

de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento de la inversión y

en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.

c. La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con la de

las centrales termoeléctricas.

1.3 CENTRAL TÉRMICA

Una central térmica transforma la energía Química de un combustible (gas,

carbón, fuel) en energía eléctrica. También se pueden considerar centrales térmicas

aquellas que funcionan con energía nuclear. Es una instalación en donde la energía

mecánica que se necesita para mover el generador y por tanto para obtener la energía

eléctrica, se obtiene a partir del vapor formado al hervir el agua en una caldera. Todas

las centrales térmicas siguen un ciclo de producción de vapor destinado al

accionamiento de las turbinas que mueven el rotor del alternador. (Gomez)

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7

.

Figura 1.2: Esquema de una Central Térmica.

1. Cinta transportadora

2. Tolva

3. Molino

4. Caldera

5. Cenizas

6. Sobre calentador

7. Recalentador

8. Economizador

9. Calentador de aire

10. Precipitador

11. Chimenea

12. Turbina de alta presión

13. Turbina de media presión

14. Turbina de baja presión

15. Condensador

16. Calentadores

17. Torre de refrigeración

18. Transformadores

19. Generador

20. Línea de transporte de

energía eléctrica

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33

1.4 CUENCA HIDROGRÁFICAS

La cuenca hidrográfica se define como una unidad territorial en la cual el agua que

cae por precipitación se reúne y escurre a un punto común o que fluye toda al mismo

río, lago, o mar. También se define como una unidad fisiográfica conformada por la

reunión de un sistema de cursos de ríos de agua limitados por el relieve que cobija a la

flora y fauna del sector. Al proteger el estado de nuestras cuencas hidrográficas,

podemos preservar y mejorar la calidad de vida de nuestros ecosistemas.  Véase

figura 1.3 a continuación. (Becerra)

Figura 1.3: Componentes de una cuenca hidrográfica

Partes de una cuenca tiene tres partes:

Cuenca alta, que corresponde a la zona donde nace el río.

Cuenca media, la parte de la cuenca en la cual hay un equilibrio entre el material

sólido que llega traído por la corriente y el material que sale.

Cuenca baja, la parte de la cuenca en la cual el material extraído de la parte alta se

deposita en lo que se llama cono de deyección.

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34

1.5 CADENAS ENERGÉTICAS DE LAS PRINCIPALES FUENTES DE

ENERGÍA.

La cadena energética es el conjunto de todos los procesos y actividades tendientes

al aprovechamiento de la energía que comienza con la fuente energética misma y se

extiende hasta su uso final. (D DWI11)

1.5.1 CADENA ENERGÉTICA – HIDRÁULICO

Figura 1.4: Diagrama de Rendimiento de una Central Hidráulica

1.5.2 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS

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35

Figura 1.5: Diagrama de Rendimiento de una Central Térmica a Gas

1.5.3 CADENA ENERGÉTICA – TÉRMICA A GAS NATURAL

Figura 1.6: Diagrama de Rendimiento de una Central Gas Natural

1.6 CAPACIDAD INSTALADA DEL PAÍS

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36

Los valores que se muestran a continuación, es el total de las potencias

efectivas de cada generadora eléctrica, tomando en cuenta las centrales que están en

mantenimiento, paro por fallas técnicas o desusos. (CONELEC)

1.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Tabla 1. 1 Generación Hidroeléctrica

No. CENTRAL UNIDADES POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA

1 PAUTE 10 1100,00 HIDROELÉCTRICA

2 MARCEL LANIADO 3 213,00 HIDROELÉCTRICA

3 SAN FRANCISCO 2 212,60 HIDROELÉCTRICA

4 MAZAR 2 163,26 HIDROELÉCTRICA

5 AGOYAN 2 156,00 HIDROELÉCTRICA

6 PUCARA 2 70,00 HIDROELÉCTRICA

7 CUMBAYÁ 4 40,00 HIDROELÉCTRICA

8 HIDROABANICO 5 37,99 HIDROELÉCTRICA

9 NAYÓN 2 29,70 HIDROELÉCTRICA

10 OCAÑA 2 26,10 HIDROELÉCTRICA

11 SAUCAY 4 24,00 HIDROELÉCTRICA

12 SAYMIRÍN - 21,95 HIDROELÉCTRICA

13 GUANGOPOLO 6 20,92 HIDROELÉCTRICA

14 CALOPE 2 15,00 HIDROELÉCTRICA

15 RECUPERADORA 1 14,50 HIDROELÉCTRICA

16 SIBIMBE 1 14,20 HIDROELÉCTRICA

17 ALAO 4 10,00 HIDROELÉCTRICA

18 EL CÁRMEN 1 8,20 HIDROELÉCTRICA

19 AMBI 2 7,85 HIDROELÉCTRICA

20 PAPALLACTA 2 6,20 HIDROELÉCTRICA

21 VINDOBONA 3 5,86 HIDROELÉCTRICA

22 ILLUCHI NO.2 4 5,20 HIDROELÉCTRICA

23 PASOCHOA 2 4,50 HIDROELÉCTRICA

24 ILLUCHI NO.1 2 4,00 HIDROELÉCTRICA

25 RÍO BLANCO - 3,00 HIDROELÉCTRICA

26 PENÍNSULA - 2,90 HIDROELÉCTRICA

27SAN MIGUEL DE CAR

- 2,52 HIDROELÉCTRICA

28 PERLABÍ - 2,46 HIDROELÉCTRICA

29 CARLOS MORA 3 2,40 HIDROELÉCTRICA

30 LORETO 1 2,11 HIDROELÉCTRICA

31 LA CALERA - 1,98 HIDROELÉCTRICA

Continua

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37

32 LOS CHILLOS - 1,76 HIDROELÉCTRICA

33 EL ESTADO - 1,66 HIDROELÉCTRICA

34 GEPPERT - 1,65 HIDROELÉCTRICA

35 CHIMBO - 1,33 HIDROELÉCTRICA

36 LA PLAYA - 1,10 HIDROELÉCTRICA

37 URAVIA - 0,98 HIDROELÉCTRICA

38 CORAZÓN - 0,98 HIDROELÉCTRICA

39 BUENOS AIRES 2012 - 0,95 HIDROELÉCTRICA

40 CATAZACÓN - 0,76 HIDROELÉCTRICA

41 NIZAG - 0,75 HIDROELÉCTRICA

42INDUSTRIAL ALGONDONERA ATUNTAQUI

- 0,56 HIDROELÉCTRICA

43 HIDROCAROLINA - 0,49 HIDROELÉCTRICA

44 SANTIAGO - 0,40 HIDROELÉCTRICA

45 OTAVALO - 0,40 HIDROELÉCTRICA

46 ATUNTAQUI - 0,32 HIDROELÉCTRICA

47 SILLUNCHI II - 0,30 HIDROELÉCTRICA

48 ANGAMARCA - 0,26 HIDROELÉCTRICA

49 NOROCCIDENTE - 0,24 HIDROELÉCTRICA

50 ELECTROCÓRDOVA - 0,20 HIDROELÉCTRICA

51 ESPEJO - 0,16 HIDROELÉCTRICA

52 TILIVÍ - 0,11 HIDROELÉCTRICA

53 LUMBAQUI - 0,10 HIDROELÉCTRICA

54 SILLUNCHI I - 0,09 HIDROELÉCTRICA

55 OYACACHI 1 - 0,07 HIDROELÉCTRICA

Total 2244,02

1.6.2 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

Estas centrales en nuestro país pueden ser a gas, vapor o de combustión

interna.

Tabla 1. 2 Generación Térmicas

No. CENTRAL POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA

|1 ELECTROQUIL 181,00 TÉRMICA

2 GONZALO ZEVALLOS (VAPOR) 146,00 TÉRMICA

3 JARAMIJO 134,28 TÉRMICA

4 TRINITARIA 133,00 TÉRMICA

5 TERMOGAS MACHALA I 128,50 TÉRMICA

6 ESMERALDAS I 125,00 TÉRMICA

Continua

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38

7 TERMOGAS MACHALA II 124,00 TÉRMICA

8 BARCAZA KEPPEL ENERGY 120,00 TÉRMICA

9 VICTORIA II 102,00 TÉRMICA

10 ANÍBAL SANTOS (GAS) 97,50 TÉRMICA

11 ENRIQUE GARCÍA 93,00 TÉRMICA

12 QUEVEDO II 93,00 TÉRMICA

13 SANTA ELENA II 90,10 TÉRMICA

14 ÁLVARO TINAJERO 81,50 TÉRMICA

15 ESMERALDAS II 80,00 TÉRMICA

16 TPP 65,40 TÉRMICA

17 EPF-EDEN YUTURI 52,80 TÉRMICA

18 SANTA ROSA 50,40 TÉRMICA

19 REPSOL YPF-SPF-3 44,30 TÉRMICA

20 SANTA ELENA III 41,70 TÉRMICA

21 JIVINO III 40,00 TÉRMICA

22 MIRAFLORES 39,40 TÉRMICA

23 AGIP OIL - CPF 36,23 TÉRMICA

24 REPSOL YPF-NPF-1 35,00 TÉRMICA

25 GENEROCA 34,33 TÉRMICA

26 ANÍBAL SANTOS (VAPOR) 33,00 TÉRMICA

27 G. HERNÁNDEZ 31,20 TÉRMICA

28 SELVA ALEGRE 27,30 TÉRMICA

29 PALO AZUL PGE 25,72 TÉRMICA

30 GUANGOPOLO 21,80 TÉRMICA

31 GONZALO ZEVALLOS (GAS) 20,00 TÉRMICA

32 MANTA II 18,60 TÉRMICA

33 SACHA 18,60 TÉRMICA

34 REPSOL YPF-SPF-1 17,50 TÉRMICA

35 EL DESCANSO 17,20 TÉRMICA

36 CATAMAYO 17,17 TÉRMICA

37 OSO 16,55 TÉRMICA

38 REPSOL YPF-SPF-2 13,63 TÉRMICA

39 SECOYA 11,26 TÉRMICA

40 SHUSHUFINDI 10,80 TÉRMICA

41 JIVINO II 10,00 TÉRMICA

42 SECOYA 8,80 TÉRMICA

43 LA PROPICIA 8,60 TÉRMICA

44 REPSOL YPF-NPF-2 7,84 TÉRMICA

45 CELSO CASTELLANOS 7,80 TÉRMICA

46 AGIP OIL - SARAYACU 7,78 TÉRMICA

47 LIMONCOCHA 7,77 TÉRMICA

Continua

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39

48 VHR 7,73 TÉRMICA

49 CELSO CASTELLANOS 7,60 TÉRMICA

50 ARCOLANDS SHUSHUFINDI CENTR 7,50 TÉRMICA

51 MDC-CPF 7,40 TÉRMICA

52 CONONACO 7,36 TÉRMICA

53 YURALPA 7,25 TÉRMICA

54 REPSOL YPF-SSFD 7,20 TÉRMICA

55 GUANTA 7,20 TÉRMICA

56 NANTU D 7,06 TÉRMICA

57 HORMIGUERO C 6,65 TÉRMICA

58 COCA 6,64 TÉRMICA

59 CPF 6,59 TÉRMICA

60 SANTA CRUZ 6,21 TÉRMICA

61 AMAZONAS 6,14 TÉRMICA

62 JUSTICE CULEBRA 6,00 TÉRMICA

63 JUSTICE SHUSHUFINDI SUR 6,00 TÉRMICA

64 AUCA SUR 5,90 TÉRMICA

65 SARDINAS 5,33 TÉRMICA

66 RS ROTH SHUSHUFINDI DRAGO N1 5,20 TÉRMICA

67 JUSTICE LAGO AGRIO 5,00 TÉRMICA

68 JUSTICE SACHA 5,00 TÉRMICA

69 113 JIVINO 4,90 TÉRMICA

70 DORINE BATTERY 4,64 TÉRMICA

71 PAYAMINO 4,48 TÉRMICA

72 AGIP OIL - VILLANO A 4,20 TÉRMICA

73 CUYABENO 4,20 TÉRMICA

74 LAGO AGRIO 4,15 TÉRMICA

75 NANTU B 4,13 TÉRMICA

76 YANAQ.OESTE 4,10 TÉRMICA

77 HORMIGUERO SUR 4,08 TÉRMICA

78 SAN CRISTÓBAL 4,01 TÉRMICA

79 PEDERNALES 4,00 TÉRMICA

80 JIVINO I 3,80 TÉRMICA

81 YANAQ.ESTE 3,49 TÉRMICA

82 PAKA SUR 3,40 TÉRMICA

83 CAYAGAMA 3,36 TÉRMICA

84 SACHA 3,35 TÉRMICA

85 ITAYA A 3,31 TÉRMICA

86 LLIGUA 3,30 TÉRMICA

87 SUCUMBÍOS 3,07 TÉRMICA

Continua

Page 23: fin 1.docx

40

88 PALMAR OESTE 2,97 TÉRMICA

89 INDILLANA 2,74 TÉRMICA

90 PAKAY 2,68 TÉRMICA

91 PÁRAMO 2,56 TÉRMICA

92 PUNÁ NUEVA 2,52 TÉRMICA

93 PA±AYACU 2,50 TÉRMICA

94 HORMIGUERO B 2,37 TÉRMICA

95 SANSAHUARI 2,37 TÉRMICA

96 ISABELA 2,34 TÉRMICA

97 TETETE 2,30 TÉRMICA

98 JIVINO B 2,23 TÉRMICA

99 RS ROTH AGUARICO 2,20 TÉRMICA

100

MAHOGANNY B 2,11 TÉRMICA

101

HORMIGUERO D 2,10 TÉRMICA

102

PBH-PAR12 2,00 TÉRMICA

103

YUCA 1,99 TÉRMICA

104

LAGO AGRIO LTF 1,98 TÉRMICA

105

TAPI 1,98 TÉRMICA

106

NANTU BATTERY 1,91 TÉRMICA

107

PAYAMINO 1,80 TÉRMICA

108

LORETO 1,80 TÉRMICA

109

DAYUMA 1,80 TÉRMICA

110

ANGEL NORTE 1,77 TÉRMICA

111

LAGUNA 1,76 TÉRMICA

112

MARIANN VIEJA 1,75 TÉRMICA

113

MONO 1,74 TÉRMICA

114

TERMINAL MARÍTIMO 1,72 TÉRMICA

115

PAYAMINO 1,60 TÉRMICA

116

GACELA 1,48 TÉRMICA

117

SUNKA 1 1,45 TÉRMICA

118

PAKA NORTE 1,42 TÉRMICA

119

KOHLER 1,40 TÉRMICA

120

NANTU C 1,39 TÉRMICA

121

TAPIR 1,33TÉRMICA

Continua

Page 24: fin 1.docx

41

122

WANKE 1 1,28 TÉRMICA

123

JIVINO A 1,20 TÉRMICA

124

YAMANUNKA 1,20 TÉRMICA

125

FRONTERA 1,20 TÉRMICA

126

MARIANN 5-8 1,13 TÉRMICA

127

ITAYA B 1,10 TÉRMICA

128

MARIANN 4A 1,10 TÉRMICA

129

PENKE B 1,09 TÉRMICA

130

LOBO 1,05 TÉRMICA

131

FANNY 60 1,05 TÉRMICA

132

KUPI 4 1,00 TÉRMICA

133

CEDROS 0,96 TÉRMICA

134

AGUAJAL 0,89 TÉRMICA

135

MARIANN 9 0,87 TÉRMICA

136

FANNY 50 0,87 TÉRMICA

137

PINDO 0,86 TÉRMICA

138

HORMIGUERO A 0,84 TÉRMICA

139

CAMPAMENTO BASE 0,80 TÉRMICA

140

MARIANN BATTERY 0,80 TÉRMICA

141

DORINE G 0,75 TÉRMICA

142

MARIANN SUR-1 0,70 TÉRMICA

143

FANNY 150 0,65 TÉRMICA

144

TARAPUY 0,64 TÉRMICA

145

MAHOGANY 0,60 TÉRMICA

146

SONIA 0,55 TÉRMICA

147

KUPI 1 0,50 TÉRMICA

148

SANTA ELENA 0,47 TÉRMICA

149

JIVINO C 0,46 TÉRMICA

150

PTO. EL CARMEN 0,45 TÉRMICA

151

CONCORDIA 0,42 TÉRMICA

152

DITROIT 0,40 TÉRMICA

Page 25: fin 1.docx

42

153

PBH-ESTACION 0,40 TÉRMICA

154

FANNY 18B2 0,40 TÉRMICA

155

SHIRIPUNO 0,40 TÉRMICA

156

NVO. ROCAFUERTE 0,37 TÉRMICA

157

SUNKA 2 0,36 TÉRMICA

158

CAMPO ALEGRE 0,36 TÉRMICA

159

SRF SHUSHUFINDI 0,35 TÉRMICA

160

FANNY 18B1 0,35 TÉRMICA

161

CDP 0,33TÉRMICA

162

MARIANN NORTE 0,30 TÉRMICA

163

CHORONGO A 0,25 TÉRMICA

164

CENTRAL TÉRMICA TAISHA 0,24 TÉRMICA

165

PBH-HUA02 0,20 TÉRMICA

166

PBH-HUA01 0,20 TÉRMICA

167

ESTACIÓN DAYUMA 0,17 TÉRMICA

168

ESTACIÓN DAYUMA 0,17 TÉRMICA

169

PICHINCHA 0,17 TÉRMICA

170

PUERTO QUITO 0,16 TÉRMICA

171

CAMPAMENTO AUCA 0,16 TÉRMICA

172

FLOREANA 0,16 TÉRMICA

173

CHIQUILPE 0,16 TÉRMICA

174

JAGUAR 0,16 TÉRMICA

175

CAMI 0,13 TÉRMICA

176

TIPUTINI 0,12 TÉRMICA

177

TUNTIAK 0,10 TÉRMICA

178

LAGO AGRIO STATION 0,09 TÉRMICA

179

NANTU E 0,05 TÉRMICA

180

MARIANN 6 0,01 TÉRMICA

181

CAUCHICHE 0,00 TÉRMICA

TOTAL 2838,55

Continua

Page 26: fin 1.docx

43

1.6.3 CENTRALES DE GENERACIÓN BIOMASA

Tabla 1. 3 Generación por Biomasa

No.

CENTRAL UNIDADESPOTENCIA

(MW)TECNOLOGÍA

1 SAN CARLOS 4 73,60 BIOMASA

2 ECUDOS A-G 4 27,60 BIOMASA

3 ECOELECTRIC 3 35,20 BIOMASA

TOTAL 11 136,40

1.6.4 CENTRALES DE GENERACIÓN EÓLICA

Tabla 1. 4 Generación Eólica

No.

CENTRAL UNIDADES POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA

1 VILLONACO 11 16,50 EÓLICA

2 TROPEZÓN - 2.40 EÓLICA

TOTAL 11 18.90

1.6.5 CENTRALES INTERCONECTADAS A ECUADOR

Tabla 1. 5 Generación Interconexión

No. CENTRAL POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA

1 COLOMBIA 155,00 INTERCONEXIÓN

2 COLOMBIA 370,00 INTERCONEXIÓN

3 PERU 110,00 INTERCONEXIÓN

TOTAL 635,00

1.6.6 CENTRALES FOTOVOLTAICAS

Tabla 1. 6 Generación Fotovoltaicas

NO. CENTRAL POTENCIA (MW) TECNOLOGÍA

1 SALINAS 2,00 SOLAR

2 SANTA CRUZ SOLAR PUERTO AYORA 1,52 SOLAR

3 CENTRAL PARAGACHI 1,00 SOLAR

4 PANELES ELECTRISOL 1,00 SOLAR

5 PASTOCALLE 1,00 SOLAR

Page 27: fin 1.docx

44

6 TREN SALINAS 1,00 SOLAR

7 SANSAU 1,00 SOLAR

8 WILDTECSA 1,00 SOLAR

9 ALTGENOTEC 0,99 SOLAR

10 GENRENOTEC 0,99 SOLAR

11 MULALO 0,98 SOLAR

12 ENERSOL 1-500 0,49 SOLAR

13 PANEL FOTOVOLTAICO 0,37 SOLAR

14 FLOREANA PERLA SOLAR 0,02 SOLAR

15 SANTA CRUZ SOLAR AISLADOS 0,01 SOLAR

16 ISABELA SOLAR AISLADOS 0,01 SOLAR

17 FLOREANA SOLAR AISLADOS 0,01 SOLAR

18 SAN CRISTOBAL SOLAR EOLICSA 0,01 SOLAR

TOTAL 13,40

1.7 ESQUEMA PARA LA SELECCIÓN DE TURBINAS

Para seleccionar el modelo de turbina más adecuado para cada instalación, varios

factores deben ser tomados en cuenta, incluyendo gota, el flujo y la velocidad. Luego

se puede examinar un gráfico del campo de aplicación típico de los tres tipos de

turbinas. (HACKER)

Page 28: fin 1.docx

45

Figura 1.7: Diagrama de selección de turbinas

CAPÍTULO II

ANÁLISIS DE ABASTECIMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO

2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL PAÍS

La proyección de la demanda máxima y mima anual, según el plan maestro de

electrificación 2013-2022, está bordeando los 4.150,00 MW en demanda máxima, y

Page 29: fin 1.docx

46

su demanda mínima proyectada es de 3.876,00 MW (CONELEC), y

aproximadamente del 70% de la misma es satisfecha por las centrales hidroeléctricas y

el 30% restante por las centrales térmicas y eólicas.

1.2 PREVISIÓN DE DEMANDA

En el período de Enero 2015 a Diciembre del 2015 se analizó, que los resultados

de la proyección de demandas, en bornes de generador, indican los siguientes índices

de crecimiento promedio anual: 5,1%, con una demanda máxima de entrega que

necesita el sistema, bordeando los 3.555,00 MW, ANEXO 1. El estado espera que los

proyectos hidroeléctricos satisfagan la demanda de energía en nuestro medio, y de la

misma manera ayuden a la obtención de una energía más limpia. (CENACE)

Tabla 2. 1 Proyección Anual de Energía (Ene-Dic 2015)

PROYECCIÓN

VALORES DEL PERÍODO % DE CRECIMIENTO

S/E ENTREGA

BORNES GENERADOR

BORNESGENERADOR

DEMANDA MÁXIMA (MW) 3.555 3.684 5,1

CONSUMO DE ENERGIA EN EL PERÍODO (GWh)

21.799 22.629 5.6

Fuente: CENACE (Centro Nacional de Control de Energía), Plan anual de Operaciones Ene-Dic 2015.Nota: La información se refiere a la evolución del crecimiento de consumo eléctrico anual del país.

Datos totales de cada tipo de generadora (Datos Cap. 1. Capacidad instalada en

el país)

GVapor−Gas=2.838,55 [MW ]

GHidraulica=2.244,02[ MW ]

GBiomasa=136,40 [ MW ]

GEó lica=18,90 [ MW ]

Page 30: fin 1.docx

47

G Interconexió n=635,00 [ MW ]

GSolar=13,40 [ MW ]

A continuación se realizara la suma de la Potencia Efectiva total de las

centrales con combustible no renovable o perecibles, de las centrales de

generación que existen en el país.

GTerm−Total=GVapor−Gas+GBiomasa Ec. 2. 1

GTerm−Total= (2.838,55+136,40 )[ MW ]

GTerm−Total=2.974,95[MW ]

GTotal=GHidro+GTerm−Tot+GEólica+G Inter+GSolar Ec. 2. 2

GTotal=(2244,02+2974,95+18,90+635,00+13,40)[ MW ]

GTotal=5.886,27 [MW ]

El aporte total, de la potencia efectiva de las la centrales eléctricas es de 5.886,27

MW, pero no todas las centrales eléctricas trabajan al 100%, ya que tienen que tener

una reserva en giro y el valor aumentaría en un 15 a 20% de la potencia efectiva. Esta

potencia es un valor menor de la potencia nominal o total de cada central, en algunos

casos, las centrales solo se las enciende para poder aportar al sistema la cantidad de

Page 31: fin 1.docx

48

energía necesaria por falla o por mantenimiento de otra central eléctrica. Según el

cronograma de mantenimiento anual (ANEXO 2), se dejara en desuso algunas plantas

de generación por lo que su potencia efectiva reducirá a 4.274,00 MW. (MANT15)

Potencia en desuso o inhabilitada por mantenimiento.

Pinhabilitada= (5.886,27−4.274,00 )[ MW ]

Pinhabilitada=1.612,27 [MW ]

La el total de la potencia, que se va a tener fuera del sistema eléctrico tiene un

valor de 1.612,27 [MW ] , lo cual ya se tiene un plan de contingencia por parte del

CENASE para cubrir esta pérdida de abastecimiento al sistema.

En la figura 2.1 se muestra el porcentaje de mayor abastecimiento al país,

teniendo un estimado de las centrales de generación con mayor ponderación en la

parte de generación eléctrica.

Page 32: fin 1.docx

49

49.40%

37.26%

10.54% 2.26% 0.31% 0.22%

Generación en el ECUADOR

TÉRMICAS 2974,95HIDROELÉCTRICA 2244,02INTERCONEXIÓN 635,00BIOMASA 136,40 EÓLICA 18,90SOLAR 13,40

Figura 2.1 Valor significativo de las Centrales Eléctricas en ECUADOR

Para poder cumplir con la demanda total del servicio eléctrico, se realiza un

cuadro estadístico (figura 2.1), con cual podemos darnos cuenta el tipo de central que

tienen mayor generación en el Ecuador y poder tener planes de contingencia para

cualquier eventualidad. ANEXO 1.

87.43%

9.97%

1.34% 1.25%0.01%

DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Residencial ComercialOtros Industrial Alumbrado publico

Figura 2. 2 Resumen estadístico del consumo Eléctrico Ecuatoriano

Page 33: fin 1.docx

50

El comportamiento evolutivo de la demanda eléctrica en el Ecuador ha

mantenido un crecimiento sostenido durante la última década, registrándose una tasa

media de crecimiento anual de consumo eléctrico por parte del consumidor como

podemos observar en la tabla (figura 2.3)

Figura 2. 3 Evolución de energía del sistema nacional interconectado (SNI)

1.3 ANÁLISIS DE VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE LAS CENTRALES

DE GENERACIÓN

Hay dos tipos de costos de energía eléctrica que hay que tener en cuenta

cuando se hacen análisis financieros y económicos, ambos obviamente están

relacionados, pero tienen diferentes implicaciones. (FENIX). Costo de inversión,

representa la cantidad de dinero o capital que hay que invertir para construir una planta

eléctrica, saber el monto total de construcción de una planta, o en valor específico en

($/kW).Costo de generación, en $/kWh, indica el costo real de producir una unidad de

energía de electricidad, normalmente esta unidad es el kWh. Esto incluye todos los

costos en que se incurrió para generar la energía. (CONE13)

1.3.1 PRECIOS PREFERENTES DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS

Page 34: fin 1.docx

51

Costo Generación

Los precios a reconocerse por la energía medida en el punto de entrega,

expresados en centavos de dólar por kWh, son aquellos indicados en la Tabla No. 2.8.

(CON13)

Tabla 2. 2 Precios Preferentes Energía Renovables en (cUSD/kWh)

CENTRALESTERRITORIO

CONTINENTALTERRITORIO INSULAR

DE GALÁPAGOS

EÓLICAS 2,39 2,62

FOTOVOLTAICAS 11,80 12,99

SOLAR TERMOELÉCTRICA 8,74 9,61

CORRIENTES MARINAS 12,77 14,05

BIOMASA Y BIOGÁS < 5 MW 2,86 3,5

BIOMASA Y BIOGÁS > 5 MW 2,50 2,75

GEOTÉRMICAS 3,36 3,69

Además, para las centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW se reconocerán los

precios indicados en la Tabla No. 2.9, expresados en centavos de dólar de los Estados

Unidos por kWh. No se reconocerá pago por disponibilidad a este tipo de centrales que

se acojan a la presente Regulación

Tabla 2.3 Precios Preferentes Centrales Hidroeléctricas (cUSD/kWh)

CENTRALESTERRITORIO

CONTINENTAL

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MENORES 10MW 2,07

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 10MW HASTA 30MW

1,98

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MAYORES A 30MW HASTA 50MW

1,78

Costo combustible

Page 35: fin 1.docx

52

Los precios de los combustibles líquidos (diesel, fuel oíl, residuo y nafta) y gas

natural, utilizados para el presente estudio, son determinados en los Decretos

Ejecutivos 338, 1131, 1136 y 929; y, las mezclas de combustibles corresponden a las

declaraciones de las Empresas Generadores para Enero – Diciembre 2015. (CENACE)

Tabla 2. 4 Precios Preferentes en Combustible (US$/gal)

COMBUSTIBLE UNIDADES

PRECIOsin tasas

e impuestos

PRECIOcon IVA

DIESEL OÍL US$/gal 0.8203 0.9187FUEL OÍL US$/gal 0.6324 0.7083FUEL OÍL ESTATALES US$/gal 0.4896 0.5484NAFTA US$/gal 0.6678 0.7479GAS NATURAL US$/millón BTU 2.7500 3.0800GAS NATURAL US$/MPC 2.7965 3.1321COMBUSTIBLE ESMERALDAS 1 US$/gal 0.3855 0.4318COMBUSTIBLE ESMERALDAS 2 US$/gal 0.4203 0.4707COMBUSTIBLE G. HERNÁNDEZ US$/gal 0.4153 0.4651COMBUSTIBLE GUANGOPOLO US$/gal 0.3986 0.4464COMBUSTIBLE TERMOGUAYAS US$/gal 0.3917 0.4387COMBUSTIBLE GENEROCA US$/gal 0.5442 0.6095COMBUSTIBLE EL DESCANSO US$/gal 0.3895 0.4362COMBUSTIBLE LA PROPICIA US$/gal 0.4942 0.5535COMBUSTIBLE MANTA II US$/gal 0.3855 0.4318COMBUSTIBLE SANTA ELENA II US$/gal 0.5227 0.5854COMBUSTIBLE SANTA ELENA III

US$/gal 0.4962 0.5557

COMBUSTIBLE QUEVEDO II US$/gal 0.4575 0.5124COMBUSTIBLE JARAMIJÓ US$/gal 0.3855 0.4318COMBUSTIBLE JIVINO II US$/gal 0.4094 0.4585COMBUSTIBLE JIVINO III US$/gal 0.4094 0.4585MIRAFLORES U12 US$/gal 0.5160 0.5779

1.4 ESTUDIO PARA UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

El Ecuador posee once sistemas hidrográficos (de los 31 existentes), con un

potencial teórico de 73.390 MW. A continuación, luego de estudios de factibilidad

económica, se estimó una potencia aprovechable de 21 520 MW, 90% en la vertiente

Amazónica y 10% en la vertiente del Pacífico. El mayor potencial se establece entre

las costas 300 y 1200 msnm, distribuyéndose dicho potencial entre los 11 sistemas de

Page 36: fin 1.docx

53

mayor interés tal como se indica la siguiente Tabla 4.1 (CONELEC-MER)

Tabla 2. 5 Cuencas hidrográficas de mayor interés

CUENCAS HIDROGRÁFICAS

POT. TEC. APROVECHABLE

POT. ECON. APROVECHABLE

MW

VERTIENTE DEL PACIFICO

Mira 488,50 -

Esmeraldas 1878,50 1194,00

Guayas 310,70 -

Cañar 112,20 -

Jubones 687,70 590,00

Puyango 298,70 229,00

Catamayo 459,60 -

SUBTOTAL 1 4235,90 2013,00

VERTIENTE DEL AMAZONAS

Napo-Coca 6355,00 4640,00

Napo-Coca 5929,50 3839,00

Pastaza 1434,00 1121,00

Santiago-Namangoza 5810,60 4006,00

Santiago-Zamora 5857,60 5401,00

Mayo 859,00 500,00

SUBTOTAL 2 26245,70 19507,00

TOTAL 30481,60 21520,00

1.5 ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA EN LAS CENTRALES

ELÉCTRICAS.

El análisis del incremento anual de consumo eléctrico se lo realizara a un periodo

fututo de una década, a partir de la demanda máxima del año en curso, registrando un

incremento del 5,1% anual, y con una demanda máxima de 3.555,00 MW (Ver

cap.2, Previsión de Demanda), por lo cual realizará los siguientes cálculos:

Dmax pro=Dmax actual

∗(1+i)n Ec. 2.3

Page 37: fin 1.docx

54

Dmax pro=¿ Demanda máxima a un tiempo determinado.

Dmax actual=¿ Demanda máxima actual del país.

i=¿ Promedio anual de la demanda máxima.

n=¿ Número de años de muestreo.

Datos:

Dmax actual=3,555.00 [MW ]

n=10 años

i=0.051 %

Solución:

Dmax pro=Dmax actual

∗(1+0.051)10

Dmax pro=3,555.00∗(1+0.051)10 [ MW ]

Dmax pro=5.846,1071 [MW ]

Las centrales eléctricas en la actualidad solo pueden abastecer un valor de

4.274,00 MW, con una funcionabilidad al 100% de su potencia efectiva, ANEXO 2.

Pdeficit=Dma xabas−Dmax pro Ec. 2. 4

Pdeficit = Déficit de la demanda eléctrica.

Dmax pro = Demanda máxima a un tiempo determinado (10 años).

Dmaxabas = Demanda de abastecimiento.

Datos:

Dmax pro=4.274,00[ MW ]

Page 38: fin 1.docx

55

Dmaxabas=5.846,11[ MW ]

Solución:

Pdeficit=Dmaxabas−Dmax pro

Pdeficit=(4.274,00−5.846,11)[M W ]

Pdeficit=−1.572,11 [MW ]

En el periodo estimado de 10 años, se tendrá un déficit de 1.572,11 MW por lo

que habrá la necesidad de construir una o varias unidades de generación ya sea una

Central Hidroeléctrica o Una Central Térmica; si los datos estadísticos de

funcionamiento de las centrales de generación o del Sistema Eléctrico de Potencia nos

garantizaría que las centrales van a tener en el tiempo determinado una fiabilidad y

confiabilidad del 100%. La mayoría de fallas se producen por condiciones

atmosféricas o por manipulación de las mismas dando lugar a que se pueda perder un

porcentaje de abastecimiento dejando sin servicio eléctrico a varios sectores del país.

En el periodo de 10 años, las centrales de generación van a tener que trabajar a un

porcentaje extra, creando trabajo excesivo para cada una de las generadoras, causando

así fatiga en las maquinas, lo cual produce problemas que pueden causar un déficit de

abastecimiento del país. Si ocurre alguna avería en las generadoras no se va a poder

abastecer al país ya que va a estar el sistema trabajando a una potencia excesiva. Por lo

que se recomienda realizar el estudio de la ubicación de una Central Hidroeléctrica o

una Central Térmica.

. Nota: La demanda máxima proyectada (10 años), mostrada en la Ec. 2.2 no toma en

cuenta el consumo de las cocinas de inducción, que van a ser implementadas

Page 39: fin 1.docx

56

obligatoriamente al sector residencial, si este fuera tomado en cuenta se elevaría el

total de la demanda proyectada un 50%, ya que la parte residencial ocupa 87.43% del

consumo eléctrico, el 37.43% restante es de consumo habitual en las residencias.

Cálculos con el aumento de potencia con las concinas de inducción.

Dmax apro=Dmaxapro∗¿∗(1+ic−induc )¿ Ec. 2.5

ic−induc=¿ Promedio de las cocinas de inducción

Datos:

Dma xpro=5.846,11 [ MW ]

ic−induc=50 %

Solución:

Dmax apro=5.846,11∗(1+0 .50)MW

Dmax apro=8769.17 [ MW ]

CAPÍTULO III

Page 40: fin 1.docx

57

PROPUESTA

3.1 PROPUESTA DE GENERACCION ELECTRICA

De las tres cadenas energéticas que expusimos en el Cap. 1. Nos inclinamos por

las dos primeras que tenemos un 80% y 81% de fiabilidad. Por lo cual se va a

continuar con el proceso con las dos centrales de generación.

3.1.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE DETERMINACIÓN

Como podemos observar los datos de tabla (2.8-2.10 del Cap. 2), los costos de

consumo de una central térmica en la parte de combustible y mantenimiento, son muy

elevados ya que los precios en US$/gal, exceden en los precios de subsidio eléctrico

ya que se debe de compensar los gastos con otros ingresos de impuestos, por ese

motivo se ve más factible la creación de una Central Hidroeléctrica ya que tiene

ganancia más neta en la parte de producción de energía , su tiempo de creación es

demasiadamente extenso comparada con la central térmica, pero el análisis del VAN

(Valor actual neto) y TIR (Importante de la inversión), para una central hidroeléctrica

es muy rentable ya que se recuperara la inversión en un tiempo extenso , pero se va a

tener una ganancia neta comparada con las Centrales Térmicas, la decisión de crear por

parte del gobierno Centrales Térmicas en el país, es para llegar a abarcar el ámbito de

comercial (industrias), en las ciudades de que contienen más industrias en el país,

afectando con sus cargas al sistema eléctrico de potencia, es así que se toma esta

decisión sin escatimar costos de producción de este tipo de energía.

3.2 CASO 1

Page 41: fin 1.docx

58

3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Se encuentra situado en la República del Ecuador, quedando una parte en la

provincia de El Oro y otra parte en la provincia de Loja, quedando dividido por el río

Puyango. (WIKI)

Figura 3. 1 Ubicación de la central en el Rio Puyango

3.2.2 CUENCA HIDROGRÁFICA RIO “PUYANGO”

Para poder observar la cuenca hidrológica diríjase al ANEXO 3

3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “PUYANGO”

Existe un crecimiento en la parte de viviendas y comercio en Puyango provincia

de Loja, lo cual implica una demanda eléctrica. Colocando una central hidroeléctrica

en este cantón, aumentaríamos el turismo, plaza de trabajo, y la más importante

compensaríamos una parte de la demanda eléctrica que necesitamos compensar.

Page 42: fin 1.docx

59

3.2.4 DATOS TÉCNICOS

NOMBRE: PUYANGO EN CPTO.MILITAR (PTE.CARRETERA)

CÓDIGO: H591

PERIODO: 2001-2010 (recolección de datos de caudal mensual)

LATITUD: 3°53'0'' N

LONGITUD: 80°4'47'' W

ELEVACIÓN: 350 msnm

Caudales (Datos hídricos obtenidos) (INAMHI)

3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.

Para tener el caudal del rio, el INAMHI se encarga de realizar una evaluación

mensual sobre la evolución que va teniendo el rio mediante los cambios de clima, en

este caso escogemos 108 datos para obtener un caudal promedio. (INAMHI)

Tabla 3. 1 Caudales Mensuales del 2002 - 2010

LATITUD 3° 53 ´ 0 N Y LONGITUD 80°4´47 W

Ano E F M A M J J A S O N D

2002 41,23 112,41 245,15 217,79 98,17 49,2531,0

7 21,49 16,79 16,01 18,82 38,63

2003 53,32 110,95 132,92 152,68 40,83 26,7519,1

0 14,82 13,77 12,88 26,22

2004 52,23 108,44 117,79 165,99 79,40 42,8427,3

5 18,66 18,28 16,44 17,20 27,03

2005 32,90 108,55 244,48 141,02 69,26 36,4422,7

2 16,13 12,86 11,92 11,64 15,95

2006 38,66 181,15 320,63 260,09 65,20 37,5223,7

0 16,78 13,48 11,03 20,69 75,21

2007 90,44 115,83 226,16 223,63 96,24 57,7533,6

3 22,71 17,66 15,02 15,51 18,45

2008 113,07 389,44 335,81 328,23 168,57 71,4440,8

6 27,99 20,38 18,62 20,87 26,07

2009 152,30 279,30 248,23 182,01 143,68 67,1441,0

8 27,50 20,88 16,80 15,23 29,91

2010 72,11 279,30 194,35 197,82 103,12 48,4432,9

7 21,98 16,80 13,68 26,61

QMm 71,81 187,26 229,50 207,69 96,05 48,62 30,2 20,89 16,77 14,71 19,20 33,04

Page 43: fin 1.docx

60

7

Q=82,23 m3/ s

3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.

Ph=g∗Q∗H∗d Ec. 3.1

Dónde:

Ph=Potencia

d=Densidad

H=Altura neta

Q=Caudal

g=Gravedad (9.81[ m

s2])

Datos:

Q=82,23m3

s

d=1000kg

m3

H=175 m

1 Wats=1Nm

s

Ph=9.8ms2∗82.23

m3

s∗175 m∗1000

kgm3

Ph=141024450Nms

PTotal=1 41.03 [MW ]

Page 44: fin 1.docx

61

Nota: Estos datos pueden ser comprobado en el ANEXO 4

3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA

Con los datos de caudal y altura del diseño de la Central Hidráulica, nos dirigimos

a la figura1.7 (Cap. 1 Sec. 1.7), comparamos datos y nuestra turbina a utilizar es:

Turbina: TURBINA TIPO KAPLAN

3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Una vez terminado la hidroeléctrica, nuestro sistema vas a ser conectado a la línea

más cercana en este caso es:

A la línea de 220 Kv que va de Zorritos a Machala (ANEXO 5)

Page 45: fin 1.docx

62

3.2.5 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Tabla 3. 2 Costos de ganancia y pérdida

Energia

ΔEnergia E (MWh/h)

15,00Beneficio: $ 6.570.900

Gastos por operacion y manteniemiento $ 328.545Beneficio real $ 6.242.355

Inversion $ 26.154.390

Tasa interés: 0,09

Inversión: $ (26.154.389,57)

AÑO BENEFICIO VPN TIR1 $ 6.242.355,00 ($ 18.740.787,50) -76%2 $ 6.242.355,00 ($ 13.920.544,09) -38%3 $ 6.242.355,00 ($ 9.498.302,43) -15%

4 $ 6.242.355,00 ($ 5.441.199,99) -2%5 $ 6.242.355,00 ($ 1.719.087,66) 6%6 $ 6.242.355,00 $ 1.695.694,29 11%

7 $ 6.242.355,00 $ 4.828.521,77 15%8 $ 6.242.355,00 $ 7.702.675,42 17%9 $ 6.242.355,00 $ 10.339.513,63 19%10 $ 6.242.355,00 $ 12.758.631,26 20%11 $ 6.242.355,00 $ 14.978.005,23 21%12 $ 6.242.355,00 $ 17.014.128,14 22%13 $ 6.242.355,00 $ 18.882.130,80 22%14 $ 6.242.355,00 $ 20.595.894,72 22%15 $ 6.242.355,00 $ 22.168.155,19 23%16 $ 6.242.355,00 $ 23.610.595,99 23%17 $ 6.242.355,00 $ 24.933.936,18 23%18 $ 6.242.355,00 $ 26.148.009,74 23%19 $ 6.242.355,00 $ 27.261.838,70 23%20 $ 6.242.355,00 $ 28.283.700,12 24%

Page 46: fin 1.docx

63

3.2 CASO 2

3.2.1 UBICACIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA “ZAMORA”

El río Zamora es un río del sureste del Ecuador, una de las fuentes del río

Santiago, a su vez afluente del río Marañón, y, por tanto, parte de la cuenca superior

del río Amazonas. Tiene una longitud de unos 183 km. (WIKI)

Figura 3. 2 Ubicación de la central en el Rio Zamora

3.2.3 BENEFICIO DE LA CENTRAL “ZAMORA”

Existe un crecimiento en la parte de viviendas y comercio en Zamora capital de

Zamora Chinchipe, lo cual implica una demanda eléctrica. Colocando una central

hidroeléctrica en este capital, aumentaríamos el turismo, plaza de trabajo, y la más

importante compensaríamos una parte de la demanda eléctrica.

3.2.4 DATOS TÉCNICOS

Page 47: fin 1.docx

64

NOMBRE: BOMBOIZA AJ. ZAMORA (H-881)

PERIODO: 2001-2010 (recolección de datos de caudal mensual)

LATITUD: 4°04'09'' N

LONGITUD: 78°57'24'' W

ELEVACIÓN: 970 msnm

Caudales (Datos hídricos obtenidos) (INAMHI)

3.2.3 ESTUDIO HIDROLÓGICO.

Para tener el caudal del rio, el INAMHI se encarga de realizar una evaluación

mensual sobre la evolución que va teniendo el rio mediante los cambios de clima, en

este caso escogemos 108 datos para obtener un caudal promedio.

Tabla 3. 3 Caudales Mensuales del 2002 - 2010

Ano J F M A M J J A S O N D

2002 2025,731603,7

0 1125,50 832,91 98,17 218,30 241,86199,3

8 148,52 152,64 - 321,35

2003 1593,551303,7

0 642,99 376,96 40,83 201,44 19,10 14,82 389,65 12,88 - -

2004 1109,121149,4

7 1361,15 611,24 79,40 207,19 27,35 18,66 18,28 16,44 17,20 -

2005 1583,132130,5

6 892,26 338,46 69,26 147,91 892,26 16,13 2130,56 682,57 11,64 386,50

2006 2150,401777,3

6 682,57 313,81 65,20 37,52 682,57 16,78 1777,36 1884,59 20,69 327,25

2007 1907,821937,1

7 1884,59 1261,95 96,24 57,75 1884,59 22,71 1937,17 1459,76 15,51 -

2008 2152,032181,6

3 1459,76 0,65 168,57 71,44 40,86 27,99 20,38 18,62 20,87 391,41

2009 2126,791344,0

0 1095,20 509,83 143,68 67,14 41,08 27,50 20,88 16,80 15,23 592,23

2010 1897,662244,2

1 534,47 749,57 103,12 48,44 32,97 21,98 16,80 13,68 26,61 753,56

QMm 1838,471741,3

1 1075,39 555,04 96,05 117,46 429,18 40,66 717,73 473,11 18,25 462,05

Q=647.18 m3/ s

Page 48: fin 1.docx

65

3.2.4 CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE LA CENTRAL.

h=g∗Q∗H∗d Ec. 3.1

Dónde:

Ph=Potencia

d=Densidad

H=Altura neta

Q=Caudal

g=Gravedad (9.81[ m

s2])

Datos:

Q=647.18m3

s

d=1000kg

m3

H=220m

1 Wats=1Nm

s

Ph=9.8ms2∗647.18

m3

s∗22 0 m∗1000

kgm3

Ph=145 67 0080Nms

Page 49: fin 1.docx

66

PTotal=1 45 6.68[ MW ]

Nota: Estos datos pueden ser comprobado en el ANEXO 5

3.2.5 SELECCIÓN DE TURBINA

Con los datos de caudal y altura del diseño de la Central Hidráulica, nos dirigimos

a la figura1.7 (Cap. 1 Sec. 1.7), comparamos datos y nuestra turbina a utilizar es:

Turbina: 3 TURBINA TIPO FRANCIS

Figura 3. 3 Ubicación de la central hidroeléctrica

3.2.6 CONEXIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

Una vez terminado la hidroeléctrica, nuestro sistema vas a ser conectado a la línea

más cercana en este caso es:

Page 50: fin 1.docx

67

Se conectara a central eólica villonaco (ANEXO 7)

3.2.6 COSTO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Tabla 3. 4 Costos de ganancia y pérdida

Energia

ΔEnergia E (MWh/h)

15,00Beneficio: $ 6.570.900

Gastos por operacion y manteniemiento $ 328.545Beneficio real $ 6.242.355

Inversion $ 26.154.390

Tasa interes: 0,09

Inversión: $ (26.154.389,57)

ANIO BENEFICIO VPN TIR1 $ 6.242.355,00 ($ 18.740.787,50) -76%2 $ 6.242.355,00 ($ 13.920.544,09) -38%3 $ 6.242.355,00 ($ 9.498.302,43) -15%

4 $ 6.242.355,00 ($ 5.441.199,99) -2%5 $ 6.242.355,00 ($ 1.719.087,66) 6%6 $ 6.242.355,00 $ 1.695.694,29 11%

7 $ 6.242.355,00 $ 4.828.521,77 15%8 $ 6.242.355,00 $ 7.702.675,42 17%9 $ 6.242.355,00 $ 10.339.513,63 19%10 $ 6.242.355,00 $ 12.758.631,26 20%11 $ 6.242.355,00 $ 14.978.005,23 21%12 $ 6.242.355,00 $ 17.014.128,14 22%13 $ 6.242.355,00 $ 18.882.130,80 22%14 $ 6.242.355,00 $ 20.595.894,72 22%15 $ 6.242.355,00 $ 22.168.155,19 23%16 $ 6.242.355,00 $ 23.610.595,99 23%17 $ 6.242.355,00 $ 24.933.936,18 23%18 $ 6.242.355,00 $ 26.148.009,74 23%19 $ 6.242.355,00 $ 27.261.838,70 23%20 $ 6.242.355,00 $ 28.283.700,12 24%

Page 51: fin 1.docx

68

3.3 RESULTADOS OBTENIDOS

Ptotal=PPuyango+PZamora

Ptotal=(141.03+1456.68 )[MW ]

Ptotal=1597.71 [MW ]

PTotal−Final=P total−PDem−10años

PTotal−Final=1597.71−1772.11

PTotal−Final=−174. 4 MW

Page 52: fin 1.docx

69

CAPITULO IV

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

Se concluye que en el periodo estimado de 10 años, se tendrá un déficit de

5886 .27 MW por lo que se deberá aceptar la propuesta de construir 2 Centrales

Hidroeléctrica en los diferentes sectores del Ecuador, una en Zamora con una

potencia de 141.03 MW que y otra en Puyango con una potencia de 1456.68 MW.

Con la suma de las dos potencias en el sistema cumplimos con la demanda al

horizonte planeado.

los datos estadísticos de funcionamiento de las centrales de generación o del

Sistema Eléctrico de Potencia no nos garantizara que las centrales van a tener en el

tiempo determinado una fiabilidad y confiabilidad del 100%.

Se concluyó que costos de consumo de una central térmica en la parte de

combustible y mantenimiento, son muy elevados ya que los precios en US$/gal,

exceden en los precios de subsidio eléctrico, por ese motivo se ve más factible la

creación de una Central Hidroeléctrica.

RECOMENDACIONES

Page 53: fin 1.docx

70

En base al estudio se recomienda que se realice un diseño más excautivo para la

colocación de la central de hidroeléctrica en el rio Puyango y rio Zamora ya que

nos aportaría una cantidad de energía significativa para el sistema.

Analizar más detalladamente el criterio del caudal de diseño, análisis que implica

una evolución técnico-económica en la selección de la potencia instalada en base

de la implementación de la central hidráulica.

Se recomienda tener datos de los caudales actuales ya que se utilizó una tabla del

comportamiento evolutivo del caudal hasta el año 2010, con el fin de observar si

la potencia total de generación incrementa.

Finalmente, se recomienda al gobierno que invierta en esta central hidroeléctrica,

debido a que estos proyectos benefician e incentivan el desarrollo de los pueblos,

además por tratarse de ser proyecto de producción de energía limpia cuanta con

certificados de reducción de emisión de carbono.

Page 54: fin 1.docx

71

BIBLIOGRAFIA

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ordenación de cuencas hidrográficas.» Venezuela, 2011. Pga. 10-22.

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INTERCONECTADO. QUITO, JULIO 2014 - 2015,Pág. 16.

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Muñoz, Ing. Ximena Alexandra Yerovi. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL

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hidraulica.blogspot.com/2013/01/centrales-hidroelectricas-del-ecuador.html>.

WIKIPEDIA. Cantón Puyango. 16 de May de 2014.

<http://es.wikipedia.org/wiki/Cant%C3%B3n_Puyango>.