¿QUE ES UNA CENTRAL ELECTRICA?
¿Qué es y para que sirve una central eléctrica? Una
central es una instalación capaz de transformar los distintos tipos de energía primaria en energía eléctrica.
Las principales fuentes para la generación de energía primaria son: el agua (Energía Hidráulica), el gas natural, el petróleo y el carbón (Energía Termoeléctrica), así como el uranio (Energía Nuclear).
Clasificación de las centrales La
clasificación se realiza atendiendo a diversos criterios como pueden ser. Tipo de energía transformada, función que desempeña dentro del sistema de energía eléctrica, tipo de mando, etc.
A).- según el tipo de energía primaria que utilizan
Hidroeléctricas: convencionales, de bombeo, mareomotrices térmicas: convencionales (carbón, petróleo, gas). Nucleares Eólicas Solares: fotovoltaicas, termoeléctricas Geotérmicas Biomasa
B).- Según la función que desempeñan dentro del sistema de energía eléctrica
Centrales de base: están sometidas a variaciones de carga muy limitadas ej. Grandes centrales térmicas, centrales nucleares, centrales hidroeléctricas de paso .
Centrales de punta: cubren las puntas de carga, operando en paralelo con las centrales de base; centrales con turbinas de gas, centrales hidráulicas
Centrales
de reserva: son de uso intermitente para
sustituir total o parcialmente las centrales de base; grupos diesel o centrales térmicas de carbón
Centrales
de emergencia: sirven para paliar
los efectos de falla o avería de las líneas de transmisión o de las subestaciones; son móviles y por lo general grupos diesel.
Centrales de acumulación o bombeo: Aprovechan el sobrante de potencia que en determinados momentos puede tener el sistema de energía eléctrica (por menor consumo) para acumular energía hidráulica aguas arriba de la presa.
C).- Según el tipo de mando
Centrales de mando manual
Centrales de mando semiautomático
Centrales
de mando automático
Estas fuentes de generación permiten el movimiento de una turbina por acción del agua o del vapor, la misma que a su vez hace girar un generador, produciéndose así la transformación en energía eléctrica.
Centrales Hidroeléctricas Son aquellas que generan electricidad a partir del uso del agua como fuerza motriz (Energía Hidráulica). Para ello, utiliza cuatro elementos fundamentales: El agua almacenada, la caída del agua, la turbina y el generador.
Las aguas disponibles de las lagunas, ríos, o lagos se conducen a una represa, en donde se embalsan. La represa se encuentra a mayor altura que la central de generación. Las aguas son conducidas a través de túneles y canales por toda la pendiente de caída y luego por una tubería de presión llamada tubería forzada.
Esta caída es la base fundamental de las centrales hidroeléctricas ya que, junto con la presión del agua, dan la potencia necesaria para mover las ruedas de las turbinas, las cuales empiezan a girar y mueven, a través de ejes, a los generadores.
Centrales Térmicas Son aquellas que obtienen energía a partir del vapor formado al hervir el agua en una caldera. Las centrales termoeléctricas “clásicas” son aquellas que hacen uso de combustibles tales como el carbón, el petróleo o el diesel para la transformación del agua necesaria en vapor. Estas se diferencian de los otros tipos de centrales termoeléctricas por el tipo de combustible, así como por la tecnología usada
Centrales Nucleares Son aquellas que obtienen energía a partir del vapor formado al hervir el agua en una fuente de calor “no convencional” son aquellas que usan otros tipos de combustibles para la generación de energía (fusión o fisión). Entre estas podemos encontrar principalmente a las Centrales Nucleares, que son aquellas que hacen uso del uranio como factor de combustión y en la que actúa como caldera un reactor nuclear.
El calor generado por el reactor permite producir vapor de agua, la cual seguirá el mismo proceso que en las otras centrales para producir energía. Centrales Solares: son aquellas instalaciones en la que se aprovecha como energía primaria la radiación solar para producir energía eléctrica.
Centrales
Eólicas: son aquellas centrales en las que la generación de energía se da a través de la fuerza motora del viento. Cabe señalar que para estos dos últimos tipos de centrales las restricciones tecnológicas no permiten alcanzar altos niveles de potencia, razón por la cual no son muy usadas.
La
electricidad generada por cualquiera de las centrales antes descritas pasa por los transformadores y se conduce al exterior de la central hacia una estación de salida donde se hallan los interruptores que se conectan a las líneas de transmisión.
Carga Carga
de un sistema o de una parte del mismo es la suma de las potencias nominales de todos los receptores instalados en él o ella respectivamente
Demanda Por
demanda de una instalación eléctrica receptora se entiende el valor medio de la carga ( MW) que absorbe durante un intervalo de tiempo determinado (una hora, un día, etc) La demanda es variable en cada época del año, en cada día del año y dentro de cada día, es variable a la distintas horas del día (su característica es variabilidad con el tiempo)
Caso peruano
En el Perú, se emplea centrales hidroeléctricas y térmicas, siendo más importantes en términos cuantitativos las primeras debido a factores geográficos y de costos de generación.
Si bien el parque de generación eléctrica está compuesto por 397 centrales eléctricas de las cuales 160 son hidroeléctricas y 237 térmicas, la generación para el consumo en su mayoría es de orden hidráulico. Dentro de las centrales térmicas podemos encontrar a las centrales operadas a gas natural, las cuales han entrado en el mercado de generación eléctrica a partir del año 2004 aprovechando la disponibilidad de este recurso natural con la operación del proyecto Camisea.
¿Cómo es que estas centrales operan? Existen dos formas de usar el gas natural para la generación de energía: a través del ciclo simple y a través del ciclo combinado. El ciclo simple se refiere al ciclo seguido por todas las centrales térmicas, es decir, la generación de vapor mediante el quemado de un combustible que permite el movimiento de una turbina y, posteriormente de un generador. Una central de ciclo combinado, por su parte, es aquella que integra el uso de dos sistemas diferentes de motores para la generación eléctrica: uno sobre la base de turbinas a gas y otro sobre la base de turbinas a vapor
Cabe señalar que la ventaja principal del uso del gas natural como fuente de energía es su bajo costo y su combustión eficiente y limpia, comparado con el resto de combustibles, lo cual permitiría tener mayores opciones para el trabajo de las centrales térmicas siendo el principal reflejo de ello, los menores costos de uso de energía por los consumidores finales. Asimismo, son una excelente opción para el caso en el que las centrales hidroeléctricas no puedan operar. Tenemos que las centrales que ya están haciendo uso de este tipo de energía son: Ventanilla (Edegel S.A.), Malacas (Empresa Eléctrica de Piura S.A.), Aguaytía (Termoselva S.R.L.), Santa Rosa (Edegel S.A.), Chilca 1 (Enersur S.A.) y Kallpa (Kallpa Generación S.A.). El uso de gas natural para la generación de energía ha registrado un crecimiento de 25% al comparar el 2008
CALCULO DE LOS COSTOS MARGINALES DE ENERGIA DE CORTO PLAZO
1. OBJETIVO Determinar los Costos Marginales de Corto Plazo en el Sistema Interconectado Nacional (SINAC), para la valorización de las transferencias de energía.
2. BASE LEGAL 2.1. Decreto Ley N° 25844.- Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 41. inciso c,107) 2.2. Decreto Supremo N° 009-93-EM.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículos 105, 106, 213, 214, 215)
3. DEFINICIONES
3.1. COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO Es el costo en que se incurre para producir una unidad adicional de energía, o alternativamente el ahorro obtenido al dejar de producir una unidad, considerando la demanda y el parque de generación disponible. 3.2. VALOR DEL AGUA SEMANAL El valor del agua semanal es la variación del costo futuro actualizado de operación y racionamiento del SINAC con relación a la variación del volumen del embalse durante una semana. El valor agua semanal cuyas unidades son S/./m3, puede ser expresado en S/./kWh, utilizando los rendimientos de las centrales.
3.3. CENTRAL HIDRAULICA DE PASADA Central hidráulica que utiliza caudal natural, es decir agua fluente que no se almacena en reservorios, para generación de energía eléctrica.
3.4. CENTRAL HIDRAULICA DE REGULACION Central hidráulica que utiliza agua almacenada en reservorios, es decir caudal regulado, para generación de energía eléctrica. Este almacenamiento puede ser horario, diario, semanal, mensual, anual y plurianual.
ORGANISMOS QUE PARTICIPAN -
COES: Comité de Operaciones Económicas del Sistema COS: Coordinador de Operaciones del Sistema DED: División de Estudios y Desarrollo DEE: División de Evaluación Estadística CTE: Comisión de Tarifas de Energía SINAC: Sistema Interconectado Nacional
INFORMACION REQUERIDA
Rendimiento promedio del mes (kWh por masa de combustible) para cada central térmica. Es calculada por la DEE, en base al rendimiento nominal, a la potencia nominal y a la potencia media requerida para el despacho conforme al Procedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COES-SINAC. Costo de combustible para cada central térmica, calculado de acuerdo al Procedimiento Programación de Corto Plazo de las Centrales Térmicas del COES-SINAC. La información que los generadores entreguen a la DOCOES, será conforme a lo dispuesto en el Procedimiento relativo a la Información de Precios y Calidad del Combustible. La División de Estudios y Desarrollo (DED) podrá verificar la información presentada.
Costo
variable no combustible (S/./kWh) para cada central térmica. Los valores referenciales están definidos en el Procedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COES-SINAC. Factores de pérdidas marginales de energía Los factores de pérdidas son calculados de acuerdo al Procedimiento Cálculo de Factores de Pérdidas Marginales.
Energía generada cada 15 minutos de cada grupo y/o central térmica (MWh). Información entregada por los generadores en el plazo indicado en el Procedimiento Nº 10. Energía generada y tiempo en período de carga y descarga (MWh). Información entregada por los fabricantes y/o los generadores debidamente sustentada y es un valor característico de la unidad o tipo de máquina. Tiempo de operación en sincronismo con el SINAC (horas) y número de arranques totales y efectivos. Información entregada por los generadores y aprobado por la Dirección de Operaciones.
Valor de Agua (S/./kWh), para el volumen del Lago Junín Determinado de acuerdo con el Procedimiento Nº 08. Precio básico de la energía (S/./kWh) en horas fuera de punta, en la barra de referencia, Santa Rosa. Precio publicado por la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) semestralmente, con vigencia a partir del 01 de mayo y 01 de noviembre de cada año, y sujeto a su respectiva fórmula de actualización. Costo variable (S/./kWh) por central hidráulica, incurrido por presencia de sólidos en suspensión en el agua. Información comunicada por los generadores debidamente sustentada y aprobada por la Dirección de Operaciones.
DETERMINACION DEL COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO DE ENERGIA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
COSTO MARGINAL EN SITUACION NORMAL Para determinar el Costo Marginal de Corto Plazo del Sistema Interconectado Nacional cada quince (15) minutos, se utiliza la información de energía de generación recibida de las empresas integrantes del COES, que corresponde al despacho de potencia y energía de las centrales para el mes que se va a realizar la valorización de las transferencias de energía.
El despacho lo determina la Dirección de Operaciones, asignando en forma óptima los recursos disponibles de generación para satisfacer la demanda, garantizando la operación al mínimo costo total y preservando la seguridad y calidad del abastecimiento de la energía eléctrica. Con los datos de las centrales hidráulicas y térmicas que han intervenido en el despacho de potencia y energía, y según lo programado y autorizado por el Coordinador, se realiza cada quince (15) minutos un ordenamiento de menor a mayor costo de las centrales, en base a sus costos variables de operación.
Estos costos variables previamente se han referido a la barra base de Santa Rosa, dividiendo los costos variables determinados según lo indicado en el Procedimiento relativo al Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COESSINAC, entre el correspondiente factor de pérdidas marginales de las barras a las cuales están interconectadas. La central marginal por cada período de quince minutos, es aquella cuyo costo variable (S/./kWh) es el mayor en dicho período y que se encuentre en capacidad de producir una unidad adicional de energía. El costo marginal de corto plazo es igual al costo variable de la central que es marginal en el sistema.
COSTO MARGINAL EN CONDICION DE VERTIMIENTO El costo marginal de corto plazo en el SINAC, para una condición de vertimiento se determinará considerando únicamente la compensación a que se refiere el Art. 213° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, y el costo variable incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada.
COSTO MARGINAL EN CONDICION DE RACIONAMIENTO El costo marginal de corto plazo en el SINAC, para una situación de racionamiento por déficit de generación eléctrica, será igual al costo de racionamiento fijado por la CTE.
COSTO MARGINAL EN CONDICION DE SUBSISTEMAS En el caso que el SINAC se divida en sub-sistemas por causas de mantenimiento o falla en las líneas que conforman el Sistema de Transmisión, el Costo Marginal de Corto Plazo será calculado de acuerdo a lo indicado en el presente procedimiento para cada uno de los subsistemas, considerándolos en forma aislada.
COSTO MARGINAL EN CONDICION DE LIMITE DE CAPACIDAD DE TRANSMISION DE LINEAS En el caso que el SINAC se divida en sub-sistemas debido a que se ha alcanzado el límite de capacidad de transporte de carga de las líneas que conforman el Sistema Principal de Transmisión, el Costo Marginal de Corto Plazo será calculado de acuerdo a lo indicado en el presente procedimiento, para cada uno de los subsistemas, considerando las restricciones de transmisión.
PROCEDIMIENTO DE CALCULO
En caso que una central térmica resultara marginal, el Costo Marginal de Corto Plazo no podrá ser en ningún caso inferior al costo variable de dicha central. El costo variable está compuesto por el costo variable combustible más el costo variable no combustible y corresponde a los costos de operación eficientes de cada unidad de generación , según el régimen de operación requerida.
En caso que una central hidráulica de pasada o de regulación resultara marginal, el Costo Marginal de Corto Plazo, será igual, en el primer caso al pago de la compensación única a que se refiere el Art. 213° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas más el costo variable incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada; y en el segundo caso además, el valor del agua expresado como costo unitario de energía.
CALCULO DEL COSTO VARIABLE DE CENTRALES TERMICAS Se calcula de acuerdo al Procedimiento Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COESSINAC CALCULO DEL COSTO VARIABLE DE CENTRALES HIDRAULICAS CENTRALES HIDRAULICAS DE REGULACION Se calcula como la suma del valor agua expresado en energía (S/./kW.h), de acuerdo con el Procedimiento Nº 08, más los correspondientes a los numerales 9.2.1. a) y b) anteriores.
Introducción Mercados eléctricos basados en oferta de precios
UM/MW Demanda
Precio spot: Precio de despeje de mercado
Oferta
pe
Se busca maximizar el beneficio social neto MW
En teoría este precio debería ser igual al costo marginal
Introducción Considerando solo unidades térmicas en barra única se demuestra que: Todas las unidades despachadas tiene que trabajar al mismo costo incremental
Costo [$/hora]
n =
dC(ptn ) dptn
Este costo es conocido como el costo marginal del sistema ($/MWh)
Ptn
Ptn[MW]
El costo marginal representa el incremento en el costo operativo total en el sistema ante un incremento de un MWh de demanda
CÁLCULO DEL COSTO VARIABLE DE CENTRALES HIDRAULICAS CENTRALES HIDRAULICAS DE PASADA Se calcula como la suma de: La compensación única al Estado, por el uso de los recursos naturales provenientes de fuentes hidráulicas, de acuerdo con el Art. 213° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, y considerando lo establecido en los artículos 214° y 215° del Reglamento de la Ley, y; b El costo variable (S/./kW.h) incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada.
CONDICIONES OPERATIVAS DE LAS CENTRALES TERMICAS NO CONSIDERADAS EN LA DETERMINACION DEL COSTO MARGINAL
CENTRALES
TERMICAS QUE REGULAN TENSION Las centrales térmicas que entran en operación para regular la tensión en las barras del Sistema Interconectado Nacional (SINAC) no son consideradas para el cálculo del costo marginal de corto plazo del SINAC. En el caso de estas centrales, se reconoce la compensación por operación, de acuerdo con el Procedimiento Nº 11
.
CENTRALES TERMICAS OPERANDO CON MINIMA CARGA Las centrales térmicas que están en operación generando a mínima carga, no son consideradas para el cálculo del costo marginal de corto plazo del SINAC. En el caso de estas centrales, se reconoce la compensación por operación a mínima carga, de acuerdo al Procedimiento relativo al Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Térmicas del COES-SINAC.
Diagramas característicos
Gráficos de carga o curvas de carga Es la representación cartesiana de la variación temporal de la carga
Las centrales eléctricas están destinadas a alimentar diversos receptores eléctricos. Del número y las potencias de esos receptores que en un momento dado, están conectados a la red, dependerá la potencia que deba proporcionar la central para cubrir la demanda de energía. Pero sucede que esta energía eléctrica es variable en cada época del año, en cada día del año y, dentro de cada día es variable también a las distintas horas.
Curvas de carga diaria: En ordenadas se representa las potencias y en las abscisas el tiempo en horas. A lo largo del día de demanda del conjunto del sistema (doméstico, industrial, comercial), para diferentes días.
Para tener una idea aproximada de las variaciones de carga durante estos lapsos de tiempo, se suelen determinar los distintos gráficos de carga, en donde pueden figurar la potencia de al carga y las variaciones del factor de potencia. Estos gráficos tienen distintos aspectos, según se trate de una central de funcionamiento continuo, o de funcionamiento intermitente, y según la clase de aparatos receptores que predominen en la demanda de energía a la central.
Características de carga de una pequeña central eléctrica urbana En el siguiente gráfico se representa la carga para un día laborable de verano y un día laborable de invierno, correspondientes a la central de una pequeña ciudad; en la demanda predomina el alumbrado, pequeños motores, pero ninguna gran industria. En verano se aprecia algún aumento de carga, o punta de carga entre las 6 y las 10 de la noche. En invierno hay dos puntas de carga: una menor de 8 a 10 de la mañana y, otra bastante mayor, de 6 a 12 de la noche, horas en que predomina el consumo de alumbrado. También en la figura se ha expresado la carga en verano y en invierno, es decir, la potencia que habría de suministrar la central si la carga fuera constante. La carga media puede obtenerse fácilmente dividiendo por 24 el total de Kw/h suministrado en un día.
Características
de carga de una central eléctrica urbana En este caso, las condiciones de suministro son más favorables que en el caso anterior. Esto es debido a la mayor demanda de luz de una gran ciudad entre las últimas horas de la noche y las primeras de la mañana, así como a la presencia de una carga fija, es decir aquella carga que se presenta de una forma constante a todas horas del día.
Características
de carga de una mediana central eléctrica urbana y agrícola Un caso completamente distinto muestran los gráficos de carga, que se refieren a una central de mediana potencia, que suministra energía a una ciudad y a la campiña de sus alrededores, es decir, que parte de la energía eléctrica suministrada lo es para aplicaciones agrícolas.
En los meses de verano, cuando aun no ha comenzado la época de cosecha, las puntas en las horas de la tarde y de la noche son relativamente suaves y producidas por el consumo de alumbrado y por la demanda de los motores de las maquinas agrícolas. Por el contrario, durante el invierno, el mayor consumo de alumbrado produce puntas muy acusadas, ya que además, la demanda para fines agrícolas es muy escasa en esta época del año
Características de carga de una mediana central eléctrica urbana e industrial También resultan diferentes los gráficos de carga cuando la central suministra energía eléctrica para alumbrado y para fines industriales. Durante las horas de trabajo, la central ha de suministrar prácticamente la misma potencia; y además esta potencia varía poco en las diferentes épocas del año; solamente muestra valores mínimos durante las horas de descanso, es decir, a mediodía y durante la noche. La punta de verano, sin embargo, producida, como hemos visto anteriormente por la demanda de alumbrado, coincide ahora con uno de estos descansos, lo que significa que las condiciones de carga de la central quedan mejoradas. En invierno aparecen puntas de cargas mas acusadas debido al aumento de demanda para alumbrado pero, aun ahora, las condiciones de carga quedan mejoradas respecto a los ejemplos anteriores.
Características de carga de una mediana central eléctrica predominantemente industrial
Nótese que, durante las horas de trabajo, hay poca diferencia de consumo entre el verano y el invierno, diferencia que es debida a la mayor demanda de alumbrado durante los meses de invierno. Ahora la carga media casi coincide con la carga fija, si prescindimos de los descansos y, durante la noche apenas hay carga en la central. Durante el invierno aparecen puntas muy poco acusadas debido, como hemos dicho, a la demanda de alumbrado
Del examen de los gráficos de carga, podemos deducir dos aspectos importantes para tener en cuenta: 1. El generador (o los generadores) de una central eléctrica no puede proyectarse para cubrir la potencia máxima de la central pues, en ese caso, la mayoría del tiempo trabajaría a carga reducida, es decir, con muy bajo rendimiento; como consecuencia, la explotación de la central no resultaría económica. Si la central es de pequeña potencia, lo que debe hacerse es disponer de un generador auxiliar (o grupo de generadores) que solamente se pone en marcha en las horas-punta es decir, en las horas de máxima demanda de carga. Si la central es de gran potencia, o si se trata de varias centrales cuya misión es, exclusivamente, cubrir las demandas de energía en las horas-punta.
2. Para establecer el proyecto de una central eléctrica, ha de tenerse muy en cuenta el tipo de demanda que habrá de cubrir la futura central; la distribución de los generadores en grupos, o individualmente, y la potencia de estos grupos dependerá de las variaciones de carga previstas, con objeto de que la central trabaje al máximo rendimiento posible, es decir, en régimen económico de explotación. Sin embargo para muchas aplicaciones y cálculos, resulta ventajoso trabajar con las curvas de carga anuales en lugar de los gráficos de carga diarios. Para ello se lleva como abscisa el tiempo en horas durante el cual cada potencia aparece en el transcurso de un año; como ordenadas se toman las potencias máximas correspondientes.
PRINCIPALES ELEMENTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO
CENTRALES HIDRÁULICAS
CENTRALES TÉRMICAS
RED DE TRANSPORTE
DEMANDA
SISTEMA HIDRÁULICO
PRESA CENTRAL
Características Relevantes • Bajo costo de operación • Alta velocidad de toma de carga • Permiten afrontar con facilidad los cambios imprevistos de demanda y/o generación. • Se clasifican en 2 tipos: Centrales de Pasada Centrales con capacidad Regulación
ACOPLAMIENTO FÍSICO (ESTRUCTURA DEL RIO) ACOPLAMIENTO TEMPORAL (ENERGÍA LIMITADA, RETARDO DEL AGUA)
de
Curvas de carga diaria a lo largo de un año: Curva de demanda anual o curva monótona de carga La
información obtenida de la curva diaria no es útil a fin de programar la producción a largo plazo, dada la gran cantidad de factores que influyen sobre ella, sobre todo las oscilaciones de tipo semanal, estacional y anuales así como otras influencias de tipo oscilatorio. Se prefiere utilizar la curva de demanda anual o curva monótona de carga, la cual se deduce a partir de las curvas de carga diaria.
Parámetros de la demanda A
partir de la curva de demanda anual o curva monótona de carga se pueden definir los siguientes parámetros: Energía consumida El área comprendida entre los ejes cartesianos y la curva de carga anual representa la energía consumida por el sistema durante el año (Ea)
Carga
media anual o potencia media Pmed Ea To
Ea = La energía demandada MWh; To = 8760 horas (1 año)
Factor de carga: Es la relación entre la energía consumida y la que se consumiría si el sistema absorbiese constantemente la potencia máxima
Pmed Pmáx
=
C
Potencia
conectada: Es la suma de las potencias que figuran en los contratos de los abonados.
Factor
de simultaneidad (S): se define: S = Pmáxima Pconectada
El factor de simultaneidad varía con el número de abonados
Parámetros relativos a la producción
Potencia instalada: Es la suma de las potencias nominales de los grupos generadores que componen el parque de producción
Potencia
disponible: Es la suma de los
grupos generadores con que se puede contar en un momento determinado para cubrir el consumo
Factor
de reserva: En ausencia de intercambio
de energía, la red debe hacer frente a la demanda de sus propios abonados y en particular a la punta de potencia anual. Es evidente que la potencia instalada debe ser en alguna medida mayor que esta demanda máxima por:
- La potencia máxima anual se conoce
a priori sólo de una manera estimativa, tanto en magnitud como el momento de producirse
- La probabilidad de avería de los grupos generadores durante las horas de año en que se presenta esa demanda máxima es un factor variable dentro de márgenes reducidos
fr
=
P disp P máx
Factor
de instalación: Es la relación entre
la potencia instalada y la potencia conectada
fi
=
Pinstalada Pconectada Factor de utilización: Es el cociente entre la energía que ha producido realmente la instalación a lo largo de un periodo de tiempo (generalmente un año) y la que podría haber producido de haber funcionado todo el tiempo a su potencia máxima
fu
=
Pmed P
=
Ea
P.To
Horas
de utilización anual: Se define para
cada grupo o central como el número de horas que debería funcionar de forma permanente a su potencia máxima a lo largo de todo el año para producir la misma cantidad de energía Ea
hi
=
f
Pmed,i . 8760 = u . 8760
Pn, i El número de horas en el año es: 8760
Aspectos económicos y técnicos de los medios de producción de electricidad Las
empresas del sector se plantean la producción de energía eléctrica desde una doble perspectiva: - Minimizar los costos de producción - Afrontar una demanda variable en el tiempo, que tiende a crecer, pero manteniendo unas condiciones mínimas de calidad de servicio
En
los aspectos económicos se debe analizar: - Costos de capital o costos fijos -Costos de explotación o costos variables (costos de mantenimiento y de la energía primaria)
Asumiéndose las siguientes hipótesis: - Los costos fijos son proporcionales a la potencia instalada - Estos costos fijos se mantienen constantes - El precio del combustible, mano de obra, etc, se supondrá constante - Los costos variables se supondrán proporcionales a la energía producida.
