T11734.pdf

DE INGENIERO EN LA ESPECIAL IZACION DE
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
- QUITO
ENERO'-'19 69
ÍNDICE
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
.
.
.
.
CAPITULO
.
,
,
Pag
I
1
INTRODUCCIÓN
1
1;1.
Alcance y objetivos
1
1*2*
Función 'de los Sistemas eléctricos de potencia
2
1*3-
Crecimiento de la industria eléctrica en el Ecuador
4
CAPITULO
II
8
DEFINICIÓN.DE TÉRMINOS
8
2.1*
Rendimiento
.
8
2*1.1. Rendimiento relativo
9
2,1*2. Pérdidas relativas
10
2»2.
Curva potencia atsorvida - potencia suministrada
13
2*3*
Características de porcentaje de calor
14
2*4*
Porcentaje incremental de com'busti'ble
16
2*4*1 • Cálculo de los porcentajes increméntales de
com'busti'ble.
2*5«
.
21
2*4-2. Principios de aplicación
26
Costos increméntales de producción
27
CAPITULO
III
•
29
FUNCIONAMIENTO T CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN
29
3*1*
Costo de producción
29
3*2.
Sistema Salinas - Santa Elena
31
3*2.1* Antecedentes
31
3.2.2. Formación de la Empresa
33
_
Pag.
3.2.3. Proyecto Santa Elena Fase B
39
Resumen general del método
44
3.3.1. Programación económica de generación
44
Preparación de los datos necesarios
51
3.4*1- Curvas Potencia ahsorvida - potencia suministrada
51
3.4»2. Curvas de porcentaje de calor
56
3-4»3- Curvas de porcentaje incremental de combusti~ble
56
3*5»
Determinación de las unidades a ser operadas
64
3.6.
Repartición incremental de la carga
72
3.7-
Efectos de los errores en el despacho económico de
sistemas de potencia
73
3-7*1« Error en la representación de los datos de costo
incremental
7^
3*3-
3-4*
3*7*2. Efecto del error en el mantenimiento de la
generación al valor deseado
3.8.
80
Sistemas con pérdidas de transmisión
81
3*8.1* Coordinación de los costos increméntales de
generación con las pérdidas increméntales de
transmisión
82
3.8.2, Análisis de un caso sencillo
88
3«8.3» Cálculo de los factores de penaliaación
92
CAPITULO IV
97
COMPARACIÓN ENTRE DIFERENTES MÉTODOS DE DISTRIBUCIÓN DE CARGA
97
4.1•
Introducción
97
422.
Método 1
Repartición de carga en orden de eficiencias
4.3.
98
Método 2
Repartición de carga en orden de rendimiento hasta la potencia de máximo rendimiento y luego se cargan a capacidad
en el mismo orden
98
4*4-
Método 3
Distribución de carga en forma proporcional a la
capacidad máxima
4»5-
4.6.
102
Método 4
Repartición de carga a costos increméntales ig-uales
109
Comparación de las curvas de consumo total y de con
sumo unitario
109
CAPITULO V
129
CONCLUSIONES Y RECOMMDACIOÍTES
129
BIBLIOGRAFÍA
134
GRÁFICOS
CAPITULO II
.
•
Pag.
2.1.
Curva potencia absorvida - potencia suministrada
15
2.2.
Características de porcentaje de calor
15
2.3.
Curva de porcentaje incremental de com"busti"ble
18
CAPITULO III
3.1.
División del país en zonas de servicio
32
3.2.
Instalaciones existentes
40
3.3.
Croquis del sistema total
41
3-4*
Diagrama unifilar
42
3.5.1 Curvas de Potencia a"bsovida - potencia suministrada
unidades A y C
54
3.5«2 Curvas de Potencia absorvida - potencia suministrada
unidades B y D
3.6.
Curvas de Porcentaje de calor
unidades A, B, C y D
3-7-
3.8.
3*9*
55
57
Curvas de porcentaje incremental de combustible
unidades A, B, C y D
63
Curvas de porcentaje de calor para diferentes oombina_
cienes de las cuatro unidades
70
Curvas de porcentaje incremental para diferentes combinaciones de las cuatro unidades
75
CAPITULO IV
4-1.
Repartición de carga en orden de eficiencias
4*2.
Repartición de carga en orden de rendimiento hasta la
potencia de máximo rendimiento y luego se carga a capacidad en el mismo orden
103
Repartición de carga en forma proporcional a la capacidad máxima
106
Repartición de carga por iguales costos increméntales
110
4«34-4*
99
Pag.
4.5-
Repartición de carga por iguales costos increméntales
4.6.
Comparación entre diferentes métodos de distribución
de carga
Curvas potencia atsovida - potencia suministrada
4.7-
113
127
Comparación entre diferentes métodos de distribución
de carga
Curvas de porcentaje de calor
128
CUADROS
Pag.
CAPITULO III
3.1.
Cálculo del porcentaje de calor
52
3.2.
Cálculo del porcentaje incremental de combustible
unidad A
unidad B
58
59
unidad C
.60
unidad D
61
Porcentajes de calor de diferentes combinaciones de
las cuatro unidades
66
Curvas de porcentaje incremental para diferentes coro
"binaciones de las cuatro unidades
-
74
Distribución de carga más económica por iguales costos
increméntales
-
76"
3.33.43*5*
CAPITULO XV
4.1.
Repartición de carga en orden de eficiencias
100
4.2.
Repartición de carga en orden de rendimiento hasta la
potencia de máximo rendimiento y luego se cargan a ca_
pacidad en el mismo orden
104
Repartición de carga en forma proporcional a la capacidad máxima
107
4.4.
Repartición de carga por iguales costos increméntales
111
4-5*
Repartición de carga por iguales costos increméntales
114
4.6.
Repartición de carga en orden de eficiencias
4-3.
Cálculo del consumo total y del porcentaje de calor
4-7-
116
Repartición de carga en orden de rendimiento hasta la
potencia de máximo rendimiento y luego se cargan a c^
pacidad en el mismo orden.
Cálculo del consumo total y del porcentaje de calor
118
4.8. Repartición de carga en forma proporcional a la capa,
cidad máxima
Cálculo del consumo total y del porcentaje de calor
120
Pag.
4*9*
Repartición de carga por iguales costos increméntales
Cálculo del consumo total y del porcentaje de calor
122
4»10. Repartición de carga por iguales costos increméntales
Cálculo del consumo total y del porcentaje de calor
124
C A P I T U L O
I
INTRODUCCIÓN
1.1. Alcance y objetivos
El alcance de esta Tesis incluye la teoría y aplicaciones re_
lacionadas con la determinación de la operación económica del
sistema eléctrico Salinas-Santa Elena.
Mientras dar servicio y garantizar continuidad en cualquiercond ición
es la obligación primaria de un sistema eléctrico,
realizar la máxima economía compatible con esta obligación,
es de gran interés, porque
aumenta al máximo las utilidades
de la inversión realizada.
Un ingeniero está siempre interesado en el costo de productos
y servicios.
En un sistema de potencia, para sacar provecho
del capital invertido es muy importante realizar una opera ción correcta.
La economía de un sistema de potencia depende de una serie de factores que pueden ser clasificados en tres categorías principales:-
de proyecto, de mantenimiento y de operación.
En una instalación ya existente, en la cual se practique un
mantenimiento adecuado, la economía depende sólo de los criterios de operación, o sea:
cuántas y cuáles máquinas se u-
san en cada momento para satisfacer la demanda y cómo se dí_s
tribuye la carga entre ellas.
2
En este estudio de economía, Matemáticas, criterios de despa .
cho económico, etc., aplicaremos principios generales válidos
no solamente para sistemas eléctricos, sino también para
sis
temas,generadores de cualquier tipo de trabajo o bien de con
sumo.
Los porcentajes fi jados por Ent id ades Reguladoras dan lugar
a que
a
la máxima
las Empresas Eléctricas se les presione-ja conseguir
eficiencia de operación y mejorar continuamente la
eficiencia para mantener una relación razonable entre el eos
to del KWH para un consumidor y el gasto que la Empresa tiene que realizar en la producción del KWH, tomando en cuenta
el incremento constante de los preei os de combustible, mano
de obra, materiales y mantenimiento.
En este estudio especifico correspondiente al Sistema Eléc trico Salinas-Santa Elena, determinaremos la distribución más
económica de potencia entre los generadores o unidades, con*
siderando que esas unidades tienen diferentes característi eas.
La contribución de cada unidad dentro de la planta pue_
de ser determinada de modo que el costo de producción de potencia sea un mínimo,
1.2.- Función de los Sistemas Eléctricos de Potencia.
El grado de desarrollo de las fuentes de energía para
realizar trabajo, es una de las medidas de progreso indus
trial.
El descubrimiento de fuentes de energía en la natura_
leza, e 1 transporte de esta energía en sus variadas formas de
-un lugar a otr© y la conversión de la misma en otra forma masútil, son partes esenciales de una. economía industrial.
La potencia eléctrica de ©rigen hidráulico es barata si el eos
to de
la transmisi Ón es bajo.
La economía de transportar la
energía en una forma u otra depende de que si la demanda es cori
tínua o intermitente, de la distancia considerada y del costo y
faci1idades de almacenamiento»
El factor determinante es el e©
to total incluido el precio del transporte de la energía en la
forma
deseada.
La localización de las centrales hidroeléctricas esta condicionada por la existencia de energía hidráulica, pero la elección
del emplazamient o de
centrales térmicas es más flexible.
Las
centrales hidroeléctricas exigen a menudo el transporte de gran
des cantidades de energía a grandes distancias, en cambio las
térmicas requieren el transporte a distancias cortas.
La conversión de energía calorífica en electricidad se está e_s
tudiand© extensamente y el perfeccionamiento consiguiente de los nuevos métodos de generaci óa pueden influir en el futuro en
la ubicación de centrales, cuando uno o más métodos lleguen a
ser prácticos.
El crecimiento del consumo puede no estar controlado por las Em presas de electricidad, pero a menudo, la facilidad de disponer de energía barata es un acicate para que el consumo se encuentre en aquellas zonas en que esto ocurra*
Es labor del
ingeniero eléctrico el calcular la futura demanda de energía e_
,léetriea, con el objeto de que las centrales generadoras ade -r
'diadamente situadas y un sistema de transmisión bien coordina-.
de, flexible y eficaz, la atiendan per medio de la red de distri
bución ampliada, tanto
como lo exige el consumo.
A medida que
los sistemas crecen, tienen que explotarse nuevas fuentes de energla para satisfacer la creciente demanda, asi como construir
se más lineas de transmisión que reúnan las centrales generadoras entre si a un número cada,vez mayor de puntos de distribu eión y a otros sistemas de potencia.
Un si steína eléctrico de potencia se compone pues
de tres par -
tes princ ipales:
Las centrales generadoras, las líneas de transmisión y las re des de distribución.
Es indispensable identificar estas diferentes partes y conocer
les costos de sus respectivos elementos eon el objeto de determinar la influencia que cada
una de ellas tiene en el costo t^o
tal del sistema; es necesario también conocer el costo unitario
de potencia instalada y el de energía en las diferentes partes,
tod© esto con el objeto de poder atender a elientes especiales
que se presenten.
i.3.- Crecimiento de la Industria Eléctrica en e 1 Ecuador.
No cabe la menor duda que la
un factor decisivo para
rrolle económico*
industria eléctrica ha sido
el progreso de los pueblos y su desa -
Las múltiples aplicaciones han hecho que er^e
eiera rápidamente este tipo de industria tant© en consumo como
en capacidad de generación.
El País se encuentra en un período de transición en su desando.
11© económico, y en tales circunstancias
industria eléctrica es de
el crecimiento de la.
vital importancia.
Su, desarrollo se
debió a esfuerzos aislados de los Municipios y de las EmpresasEléctricas del País que actuaron dentro de un mareo
carente de
regulaciones legales adecuadas, de los medios financieros y en
la mayoría de los casos de la debida orientación técnica.
Desde alrededor del año 1.897
en que, se instaló en e 1 País la
primera planta eléctrica (70 KW Hidroeléctrico) hasta 1.961
en
que se expidió la Ley básica de electrificación, el suministro
de electricidad estuvo bajo la responsabilidad de los Muniei píos, sujeta a ciertas limitaciones provenientes de la naturaleza misma de los Concejos cantonales que frenaron el desarrollo de la electrificación Nacional»
Al expedirse la Ley básica de electrificación, se produjo un cambio substancia 1 al transferir de los Municipios al Estado la
responsabilidad de electrificar al País,
En algunas ciudades como consecuencia de la falta de fondos, la
administrac ion pasó a sociedades comerciales formadas por cap_i_
tal público, constituyendo una mejora positiva en el aspecto
institucional que redundó en el económico; existe en estos últimos años la tendencia a la formación de Empresas Eléctricas
autónomas.
La falta de aptitud de. los organismos propietarios de los servi^
cios eléctricos para afrontar los requerimientos del mercado,
se tradujo en la aparición de plantas de propiedad de las indu_s_
trias, usadas para autoabastecimient©,
Para ilustración transcribimos algunos dates estadísticos sobre el crecimiento de la capacidad instalada y energía genera
da en el País:
AÑO
CAPACIDAD INSTALADA
ENERGÍA GENERADA
1.955
65.527
258.600
1.957
814.. 300
292.100
K962
160.173
450.800
1.965
182.1^_3
570.14.04
1.966
204.592
608.461
En el periodo 1.955-1»966 ha sufrido un fuerte porcentaje de
crecimiento, esto debido a la reacción
pugna por alcanzar un nivel de
normal de un país que
electrificación que le permita
salir del retraso en que ha permanecido por muchos años.
a este
Pese
crecimiento brusco, la potencia instalada en muchos Iti
gares del País no satisface las necesidades de energía eléctr^
ca.
El número de centrales eléctricas en el
País supera a l.OOO,
resultado negativo proveniente de la propiedad y administra ción Municipal, debido a la limitación obligada del área de servicio de
cada sistema a la jurisdicción cantonal de
los
Municipios.
En nuestro Pais el panorama futuro es muy amplio, pues el raer
cad© está liste, faltan apreciaciones y estudios económicos pa
ra satisfacerlos*
Existe un fuerte déficit de energía eléctri
oa, habrá por consiguiente crecimientos bruscos de demanda has
ta cubrir ese déficit y luego crecerá en un ritmo normal casi
constante.
Siempre hay que pensar en la necesidad nacional de explotación
de la energía eléctrica, que sería la única manera de utilizar^
la en forma conveniente, abaratando el costo de operación y el
costo unitario de inversión, cuyo resultad© final es abaratar
el costo del KWH y del K¥.
Las plantas generadoras son de pequeña capacidad y sus áreas
de inf 1 uenc i a reduc idas , c omo cons e cuenc i a la s 1 íne as de tran_s
misión existentes son de
poca longitud y de tensiones bajas.
La más importante que actualmente se tiene es la que va de Man
ta a Portoviejo a 69 KV y eon una distancia de 35 Km.
Las re-
des de distribución son de variada naturaleza, especialmente en
lo que tiene que
ver con el
voltaje de la red primaria, ya que
existe una verdadera gama de tensiones desde 2 + l± a 13»8 KV.
Hay más uniformidad en el voltaje de
la red secundaria, slend©
los preferidos los sistemas de 21O/121V.
para el caso de cir-
cuitos trifásicos a ij. hilos y 23O/115V, en el circuito monofásico de 3 hilos.
CAPITULO II
DEFINICIÓN DE TÉRMINOS
2«1.- Rendimiento
El rendimiento de una máquina es la relación entre la potencia que suministra y la potencia que absorve.
Rendimiento^ Potencia útil
Potencia absorvida
O sea:
(£•!)
Esta expresión se puede poner también en una de las siguien tes formas:
Rendimiento= Potencia útil
Potencia útil + pérdidas
Rendimiento
Potencia
absorvída - pérdidas
(2.2)
(2*3)
Potencia absorvid a
Estas ecuaciones son fundamentales y pueden ser aplicadas a u
na sola máquina o a la combinación de varias máquinas, como el
cas© de una planta de generación
completa, e indican además
la importancia de las pérdidas .eon relación al rendimiento:
Mientras más altas son las pérdidas, el rendimiento es más fra
jo y viceversa.
Este rendimiento que no puede alcanzar nunca la unidad, n© es
por otra parte cons tante, varia según la carga.
El rendimiento global del conjunto de fuentes de producción se
define también por la siguiente relación:
donde P es la
.
potencia total proporcionada»
pi la carga parcial de una máquina,y
°? i el rendimiento de esta máquina con la carga pi cons_i_
derada.
El rendimiento global así calculado no da una idea suficiente
de la utilización de
las fuentes de producción»
Como el rendimiento máximo no puede ser igual a la unidad, no
se aprecia a primera vista hasta que punto se ha acercado al
mejor rendimiento posible»
2.1.1.- Rendimiento Relativo
Si se introduce en el razonamiento la noci&n de rend_i_
miento relativo, es decir, la relación entre el rendimiento £
fective y el rendimiento máximo posible, se obtienen resultados muy palpables.
Para una carga pi cualquiera, se puede deducir si la curva de
rendimiento, sea la
de consumos específicos, el rendimiento
Q
•relativo por la siguiente relación:
^1 relativo
/efectivo
consume específico mínimo
i máx
consumo específico efectivo
(2.5)
Entonces, el rendimiento re lativo global del conjunto de la pr_o
ducción puede calcularse por la formula
P
.
(2.6)
donde P es la potencia total proporcionada,
p las cargas parciales, y
les rendimientos relativos a las cargas p consideradas,
se ve entonces a primera vista cuando se acerca a la unidad, o
sea al máximo el rendimiento relativo así calculado,
2.1.2.- Pérdidas Relativas
Las pérdi das relati vas se deducen inmediatamente del reri
dimient© relativo tal como se ha expresado anteriormente.
Estas pérdidas están determinadas para cada grupo generador y pa.
ra todas las potencias por la relación..
pr= -|r°?r
" Pe = í_Ce_ - l)
^ cmin
/
(2.7)
donde Cmín, es el consumo específico por KWH correspondiente a la
marcha con mejor rendimiento y Ce el consumo por KWH a la potencia Pe considerada,
El siguiente razonamiento
hará
comprender el significado de
'estas pérdidas;
Supongamos una máquina que funcione con la potencia Pe.
3
Ella consume por KWH, Ce calorías ©© m de agua; al cabo del tiempo t, esta máquina ha producido
y ab sor Vi do
3
Pe. Ce.t calorías o m de agua
(2.9)
Si en lugar de trabajar a la potencia Pe, esta máquina hubiera funcionado a la potencia
Pía a la cual el r e n d i m i e n t o es
máximo, habría suministrado para el mismo consumo total Pe» Ce.t
3
calerías o m
de agua, una energía de:
Pe. Ce, t
-
KWH
La energía producida durante el tiempo t únicamente por el he
cho de que la máquina
ha funcionado con un rendimiento infe-
rior al rendimiento máximo, es pues:
Er
-Pe.Ce.T -Pe.t
c*iin
= /£§
[ Cmín
1 \t
(2.11)
/
Esta pérdida de energía tiene un significad© física real, se
•puede deducir la potencia instantánea p e r d i d a .
Pr = Pe / Ce
- 1
(2.12)
Cmín
Se encuentra aquí la expresión de las pérdidas relativas ins_
tantáneas.
Estas últimas no tienen significado real, pues no se puede para el mismo consumo total de calorías o de nr3
de agua funcionar a la potencia ideal Pm durante el mismo
tiempo t, sino durante un tiempo diferente t 1 .
No obstante, en la práctica se comprueba que la noción de las
pérdidas relativas es más c6moda que la del rendimiento relativo.
La explotación será más perfecta cuando las pérdidas relativas que resulten sean más pequeñas.
Está claro que no se po_
drá anularlas más que en algunos casos excepcionales.
En g_e
neral, un cierto mínimo de pérdidas relativas es inevitable.
A menudo, las centrales están equipadas con grupos generadores de características diferentes.
El caso es esencialmente
frecuente en las centrales térmicas cuya potencia ha habido
que aumentar sucesivamente en el curso de los años para po der atender debidamente el crecimiento de la demanda de ene_r
gía.
Las unidades más recientes son generalmente más poten-
tes que las antiguas.
Además, por ser más modernas, sus ren
dimientos son más elevados.
En estas condiciones no basta -
conocer las pérdidas relativas que afectan al funcionamiento
de cada grupo para poder darse cuenta de la marcha económica
de la central.
Hay que relacionar entre ellas las pérdidas de
los diversos grupos.
En una planta térmica, su rendimiento es medido térmicamente y
en términos monetarios.
El rendimiento térmico es importante
porque indica la cantidad de combustible utilizado y este resulta ser el elemento de costo más grande.
tal además nos
El rendimi ento t_o
indica cuanto dinero se gasta para producir u.
na unidad de energía de sal i das usualraente el KWH. Es más con
veniente para nuestros propósitos determinar este rendimiento
por medio de la curva potencia absorvida-potencia
suministra-
da.
2»2.- Curva Potencia AbsorvidaV- Potencia
Suministrada
Las curvas que muestran la relación entre consumo y prp_
ducción son las curvas de potencia absorvida - potencia suministrada.
Para cualquier potencia de salida hay una corres-
pondiente potencia de entrada y la eficiencia a esa potencia
de sal ida es:
E
= _kI
(2.13)
Siendo E la eficiencia como una relación
L la potencia suministrada en BTU/hora, e
I la potencia absorvida en
BTU/hora.
Generalmente la potencia absorvida es expresada en BTU/hora y
la potencia suministrada o carga en KW.
En una planta hidrata .
Q
lie a la potencia absorvida estaría en términos de m /seg . de
flujo de agua y la carga KW.
3.14.13 L
100
'
pues 1 KW = 3413 BTU/hora
(2
(2
La Fig 2.1' nos muestra el combustible de entrada (en el eje
de las ordenadas) como una función áe la potencia de salida,
t
y su tendencia general, la cual sigue la forma definida por
la ecuación.
Y = a-Kbx + ex2 -t- dx^ +
+ nxr
(2.16)
El tiempo empleado en encontrar la ecuación de una curva de
este tipo usualmente no se justifica y es por eso que siempre se lo expresa gráficamente.
2«3«" Característica de Porcentaje de Calor
El porcentaje de calor es obtenido por la división de
la potencia absorvida para la correspondiente potencia suministrada.
'Por lo tanto, la unidad asociada con el porcenta-
je de calor es BTU/KWH.
Aunque frecuentemente la literatura técnica refiere la eficiencia térmica de una planta como la medida de su rendimien
to térmico en términos de porcentaje de calor de la planta.
Esta caracterlstica se muestra gráficamente en la Fig 2.2.
.El porcentaje de calor puede ser expresado como valor bruto o
^;^:'--^'9^^^s?^v=?^'--£v •''.^2^i'J?i;*ij!^^^^^'-\7w--^
,•--.----
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o
CJ
n
40
Potencio
FIG. 2.1
Curva
Potencio
60
Suministrado
Absorvida
80
en
- Potencia
100
MW.
Suministrada.
20.000
•— I—
-2 £
O
20
Potencia
FIG. Z.Z
Característica
de
40
60
80
Suministrado en MW.
Porcentaje de
Calor.
100
r
5
.como valor neto»
SÍ la generación incluye los K.WH usados en :
la planta se llama generación bruta, si ellos son excluidos
se llama generación neta.
Los porcentajes de calor son co -
rrespondientemente porcentajes de calor brutos o netos.
La cficienci a térmica también puede expresarse en bases brutas o netas»
La práctica prefiere usar la eficiencia térmica de una planta
en bases netas.
Considerando la relación entre KWH y BTÜ señalada anteriormen
te, la relación entre porcentaje de calor y eficiencia térmica viene a ser:
% eficiencia térmica = (3»^-13/P°rcentaje de
calor) x 100
Porcentaje de calor
(2.1?)
= (3.[[.13/% eficiencia
térmica) x 1OO
(2.18)
La curva de porcentaje de calor también puede ser expresada
matemáticamente en 1 a siguiente forma:
Si la curva potencia
absorvida - potencia suministrada es definida por:
I = a+bL + CL2 + dL3
(2.19)
HR = ——
L
(2.20)
entonces:
=
-^L
4- b + CL + dL^
2»lj.»- Porcentaje Incremental de Combustible
El porcentaje incremental de combustible se define como la re_.
laci &n áe un pequeño cambio en la potencia absorvida, al correspondiente pequeño cambio en la potencia suministrada»
Porcentaje Incremental de combustible =
_
A (potencia absorvida
A (potencia suministrada)
/ 0 01 \
Como Igs cantidades^ vienen a ser progresivamente más peque
ñas, se verá que:
Porcentaje incremental de Combustible =
=
d (potencia absorvida)
d (potencia suministrada)
(P
v
IR =
Como se nota, la curva de porcentaje
incremental de Gombust_i_
ble es derivada de la curva potencia absorvida - potencia su
ministrada.
Matemáticamente el porcentaje incremental de combustible es
la gradiente de la curva potencia absorvida - potencia suministrada a una carga dada»
Físicamente expresa la
cantidad
de energía adicional requerida para producir un aumento en la
unidad de potencia suministrada a cualquier
carga dada»
La Fíg. 2.3 nos muestra una típica curva de porcentaje incre
mental de combustible»
18,000
12.000
.£ m
10.000
O
20
Potencio
Fíg.
2.3
durva
de
Porcentaje
40
60
Suminisf rodo
Incremental
de
80
en
100
M W.
Combustible
'El valor del porcentaje incremental de combustible depende de
varias condiciones, entre las cuales están las siguientes:
1.- Forma de la curva potencia absorvida - potencia suministrada.
2.- El punto de referencia sobre la curva potencia absorvida - potencia suministrada en el cual se miden la potencia absorvida incremental y la potencia suministrada incremental .
Estas consideraciones se muestran en la figura 2*l±.
(a) Si la curva potencia absorvida - potencia suministrada está representada por una línea recta, el porcentaje
incre -
mental de combustibl'e será constante a través de toda la variación de potencias suministradas»
AL1 = ¿L2
A 11 = ¿12 =.
IR1 = 1K2 = IR3
(2.26)
(b) Si la curva potencia absorvida - potencia suministrada es
cóncava, el porcentaje incremental de combustible crece cuando la potencia suministrada crece.
AL1 = ÁL2 ~AL3
(2.27)
All
(2.28)
<Á1Z <A13
IR1 < IR2 < IR3
(2.29)
_J
-(c) Si la curva potencia absorvida - potencia suministrada es
convexa, el porcentaje incrementa! de combustible decrece con
el incremento de potencia suministrada*
'& Ll = ¿L2 =¿L3
(2.30)
A 11 y A 12 *? A 13
(2.3D
1R1 > IR2 ^ IR3
(2.32)
2. ¡4.. 1«- Cálculo de los Porcentajes Increméntales de Combusti
ble,
Los porcentajes increméntales de combustible pueden calcular^
se de las siguient es formas:
a.- Método Matemático; Este método requiere de una ecuación
algebraica que represente la curva po
tencia absorvida - potencia suministrada, a la cual se le en
cuentra la primera derivada de la potencia absorvida con relación a la potencia suministrada y luego se grafiza la primera derivada para valores de potencia suministrada.
La cur
va obtenida es la de porcentaje incremental de combust ible.
Supongamos que la curva potencia absorvida - potencia sumi nístrada, como ya anotamos anteriormente esté definida por la
ecuación:
I = a+bL +cL2 +dL2
(2.33)
entonces la correspondient e curva de porcenta j e increment al
-es definida por:
IR
= -J_
áL
= b + 2cL + 3dL
(2.314.)
Este método en la práctica no se utiliza debido a la dificu^
tad de encontrar esa ecuación algebraica para el tipo de cur_
va potencia absorvida - potencia suministrada y los resultados no son mejores que los obtenidos por el tercer método que
posteriormente señalamos .
2.- Método Gráfico: En este método, la curva potencia absorv^
da - potencia suministrada, se dibuja a u_
na escala conveniente, luego se trazan tangentes á la curva
en diferentes puntos.
La gradiente de la tangente es igual
al porcentaje incremental de combustible en el punto de tangencia.
Este método se ilustra en la figura 2.5»
i
No es recomendado debido a que las tangentes no pueden trazar
se con el suficiente grado de exactitud.
La más pequeña desviación de la tangente afecta el resultado .
3
en un grado considerable»
3.- Método Tabular: Es el método que se utiliza con mayor fre_
cuencia y se basa en valores tabulares de
potencia absorvida y potencia suministrada.
Las relaciones
se encuentran en forma muy sencilla, ya que los incrementos
de potencia absorvida divididos para los incrementos de po teñe ia suministrada son los porcentajes increméntales de com
bustible.
Estos valores se dibujan en función de los valo -
res medios de la potencia suministrada, entre los límites del
incremento de esta potencia.
La figura 2.6 muestra seis diferentes tipos de curvas continuas
de la potencia absorvida en función de la potencia suministrada o carga útil con las correspondientes curvas de porcentaje
incremental de combustible.
(a) La curva potencia absorvida - potencia suministrada es cóncava y llana.
Los valores de porcentaje incremental de -
combustible crecen con el crecimiento de los valores de poten
cia suministrada.
(b) La curva potencia
absorvida- potencia suministrada cons i _s_
te de tres secciones de 1ínea recta interceptadas en 1 os puntos 1 y 2.
La curva de porcentaje incremental de combustible
correspondiente muestra tres valores constantes correspondi en
tes a esas tres secciones.
En los puntos de intersección de
la curva potencia absorvida - potencia suministrada hay puntos
(d )
(a )
POTENCIA
SUMINISTRADA
POTENCIA
b)
SUMINISTRADA
( e )
| PORCENTAJE INCREMENTA!.
PORCENTAJE
POTENCIA
—
--•i
SUMINISTRADA
i
PERCENTAJE
POTENCIA
INCREMENTA L
POTENCIA
PORCENTAJE
INCREMENTAL
SUMINISTRADA
SUMINISTRADA
INCREMENTAL
POTENCIA
FIG. 2.6
SUMINISTRADA
de discontinuidad en la curva de porcentaje incremental de com
bus tibí e, ya que hay dos valores de porcentaje incremental de
combustible para cada valor de potencia de salida y en los pun
tos de discontinuidad los valores de porcentaje
incremental de
c omb ustible creeen.
(c) La curva potencia absorvida - potencia suministrada consis_
te de tres secciones de curva interceptadas en los puntos 1 y
2.
Cada sección es semejante al tipo de curva señalada en ax) .
La curva de porcentaje incremental de combustible ti ene dos puntos de discontinuidad con valores de porcentaje incremental
que crecen en esos puntos.
(d) La curva potencia absorvida - potencia suministrada tiene
un punto de inflexión en el punto 1.
Para valores de poten -
cia suministrada menores que lj la porción de la curva de por
centaje incremental de combustible tienen valores decrecien tes.
Para potencias.suministradas mayores
que 1, la curva de
porcentaje incremental de combustible tiene la característica
de la curva en a) .
(e) Las curvas son similares a las de b) . En los puntos de discontinuidad de la curva de porcentaje incremental de combus_
tibie, los valores decrecen en lugar de crecer.
(f) Estas curvas son srmílares a las de c).
La curva de pj^r~~--.
centaje incremental de combustible muestra valores dee/r'ecíentes en los puntos de discontinuidad.
'/';...,.
''*•$ '^
-T-.Í
O ..,rf
>;//
-2.Í4..2.- Principios de Aplicación
Las curvas de porcentajes increméntales de combusti ble determinan la distribución económica de carga entre las máquinas por aplicación de los siguientes principios genera les:
!•- Las máquinas deberán operarse a potencias de salida corres_
pendientes a iguales porcentajes
incrementa les de cornbustj_
ble.
2.- Si las máquinas no pueden cargarse para operar a iguales
porcentajes increméntales de combustible, la máquina
que
deberá cargarse preferentemente es la que ti ene porcenta.
je incremental de combustible más bajo»
La regla general está sujeta a varias condiciones que de igno
rarse podrían conducir a pérdidas económicas.
Estas condiciones son:
1,- La curva potencia absorvida - potencia suministrada debe
ser continua, es decir que para cada valor de potencia sil
ministrada debe haber un solo valor ée potencia absorvi da*
2»- La curva de porcentaje incremental de combustible derivada de la-curva continua potencia absorvida - potencia suministrada no debe tener valores decrecientes de porcentj*
je incremental de combustible cuando crezca la potencia suministrada.
3«- Si la cruva de porcentaje incremental
de combustible deri
vacia de una curva continua potencia absorvida - potencia suministrada, es discontinua, puede utilizarse en la distribución económica de carga., siempre que el porcentaje i nc remen tal de combustible crezca en cada valor de discontinuidad.
2.5*- Costos Increméntales de Producción
El costo incremental de producción de una unidad dada
está formada por el costo incremental de combustible, más el
costo incremental de los renglones referentes a labor, materiales, mantenimiento, etc.
El porcentaje incremental de combustible es convertido a cos_
to incremental de combustible, por la multiplicación del pO£
centaje incremental de combustible en BTU/KWH por el costo de
combustible en ^/BTU.
El costo incremental de combustible por lo tanto se lo exprc_
sa en ^/KWH.
Como una regla general, un incremento de carga puede ser suministrado sin que ocurra cualquier costo incremental de labor.
Esto es particularmente verdad cuando no aumentamos gru
pos generadores y unidades auxiliares que requieren labor adicional para 3u operación*
De modo que cualquier incremento
de costo de labor que puede ser complejo será generalmente iri
dependiente del incremento de carga generada y puede por esta raz£n ser facturado como un itcm separado de costo, independiente de cualquier energía suministrada en un sistema in
o
Ü
,terconectado.
El análisis de costos de producción para plantas con una varla_
ción grande de generación indica que el costo de materiales de
la unidad
permanece ralat ivament e constante y no parece ser a.
fectada por la variación en generación.
Esto significa que el
costo incremental de materiales puede ser asumido el mismo como el promedio del costo de la unidad.
Esta suposición no -
introducirá cualquier error material porque este item de gas tos de producción es el más pequeño de los cuatro ítems indi cados anter iormentc.
Para determinar los costos increméntales de mantenimiento toda_
vía no se ha desarrollado un método para su representación exa
ta en función de la potencia suministrada.
Es por esta razón
que se usan métodos arbitrarios para establecer estos costos,
el más común de estos es asumir un porcentaje fijo de los costos increméntales de combus tibie, con val ores
variando de 1O
a 30^.
En algunos sistemas, para objetos de programación económica en
generación, el costo incremental de producción se asume igual
al costo incremental de combustible•
CAPITULO III
FUNCIONAMIENTO Y CARACTERÍSTICAS D£ OPERACIÓN
3«1«- Costo de Producción
El costo de producción ée energía se compone de gastos
fijos y gastos variables.
La explotación de una central produce siempre gastos anuales
que se pueden calificar de fijos, ya que no varían con la ope_
ración de la planta y más bien dependen de la capacidad de la
misma; se denominan también Costos * áe Capital o Cargos Fijos
de inversión.
Estos gastos están constituidos esencialmente áe los siguientes rubros:
a) Depreciación,
b) Intereses del capital o rendimiento,
c) Seguros,
d) Impuestos,
e) Mano de obra imputable a la potencia, etc.
Los gastos variables o también llamdos gastos directos áe o^e_
ración, por el contrario, son aquellos que están en función
directa de la operación áe la planta o del número de KWH producidos.
Estos gastos se agrupan así:
a) Combust ibl e.- (Agua.) ,
b) Repuestos y mantenimiento,
a
c) Salarios,
d) Desperdicios,
e) Administración y supervisión, etc.
Al pedir que el costo de producción se mantenga en un mínimo,
debemos referirnos exclusivamente a aquelíos gastos que son
variables con la producción.
Quiere decir esto que no hemos de tener en cuenta los gastos
fijos de las fuentes de producción, ya que estos no pueden
ser influidos por las disposiciones más o menos acertadas que se tomen en la distribución.
Ahora bien, no teniendo en cuenta dichos gastos, el costo de
la producción puede variar de un ala a otro entre límites tan
extensos que no queda punto de comparación para darse cuenta
de la calidad del funcionami ento del servicio de producción
en su aspecto económico»
En efecto, si se prescinde de los gastos fijos, el costo del
KWH producido en centrales hidráulicas resulta prácticamente
nulo, mientras que el del producido en las centrales térmicas tiene un valor muy apreciable.
En estas condiciones, el
costo de la producción durante las épocas de estiaje es necesariamente mucho más elevado que en épocas de aguas abundantes .
Lo que se pretende en realidad es que se consiga el mejor aprovechamiento económico de las fuentes de producción de que
se dispone en cada instante»
'Se ha c r e í d o con/cruente dar estos conceptos r e l a c i o n a d o s con •
la economía de la p r o d u c c i ó n , d e b i d o a que se encuentran rel^
c l o n a d o s con los o b j e t i v o s y alcance del p r e s e n t e e s t u d i o .
3.2»- Sistema Salinas-Santa Elena
3.2.1.- Antecedentes:
El s e r v i c i o de energía e l é c t r i e a en la Península de Santa Elena estaba a cargo de las M u n i c i p a l i d a d e s de Salinas
y Santa Elena, las mismas que administraban sus respectivos
sis temas e l é c t r i c o s que no t e n í a n una capacidad s u f i c i e n t e pa_
ra s a t i s f a c e r los r e q u e r i m i e n t o s de energía de la zona, por lo
que el servicio era
El suministro
de
deficiente.
energía eléctrica se lo hacia hasta f i n e s de
196? a base de pequeños grupos d i e s e l - e l é c t r i c o s , que daban co_
mo r e s u l t a d o la existencia de pequeños sistemas aislados que
encarecían el servicio e influenciaban directamente en 1 a ope
ración de los mismos.
Esta área contaba con una potencia instalada de 120O KW térrni_
eos, d i s t r i b u idos en la sig uiente forma:
a) En Santa Elena dos grupos d i e s e l , uno de 12O KW y otro de
15O KW.
b) en Salinas un grupo de 35>O KW que c e d í a en arrendamiento
INECEL y,
un grupo de 6OKW p e r t e n e c i e n t e a l a Empresa Eléctr¿
ca "Península de Santa Elena" C.A.
ffTA. ROSA,* ~
DC SUCUMBtOS
O
GENERAL
PLAZA
O ZAMORA
ZUMBA
O
FIG. 3-1
OPERACIÓN
SISTEMA
DIVISIÓN
ECONÓMICA
SALINAS - SANTA ELENA
DEL PAÍS
EN
ZONAS
DE
SERVICIO
¿5 ¿J
c) En L i b e r t a d se contaba con un grupo de 3í>O KW" que era de
propiedad de INECEL y tres grupos de 60 KVf de la l o c a l i d a d »
Esta capacidad instalada era completamente insufí ciente para
satisfacer la demanda de la zona y por lo cual se velan obl_i_
gadas a racionar el s e r v i c i o , especialmente en la temporada
invernal.
A mas de esta f a l t a de capacidad en sus u n i d a d e s g e n e r a d o r a s ,
se debe anotar el mal estado en la que se encontraban las re
des de d i s t r i b u c i ó n , lo cual acentuaba más aún el s e r v i c i o dc_
f í e i ente
suministrado.
Esto o b l i g ó a las i n d u s t r i a s que operan en esa zona a instalar sus respectivas plantas para su consumo, tal es el caso
de
El Cautivo C.A. en Ancón (166 KW),
El Cautivo C.A. en
L i b e r t a d (195 KW), Anglo Ecuadorian O i l f i e l d en Ancón (3.6?O
K W ) , etc.
3.2.2.- Formación de la Empresa;
Para solucionar el problema de f a l t a de energía ele£
t r i c a , se promovió la formación de la Empresa Eléctrica "Península de Santa Elena" C.A** cuya e s c r i t u r a de constitución
se r e a l i z ó el 2lj. de marzo de 1.966, con un capital s u s c r i t o
de S/ 6 ? OOO.OOO,oo d i s t r i b u i d o s en la
s i g u i e n t e forma entre
sus accionistas:
M u n i c i p i o de Santa Elena
S/ 2'OOO.OOO,oo
M u n i c i p i o de Salinas
S/ 3'OOO.OOO,oo
¿} tí
INECEL
S/ l«OOO.OOO,oo
TOTAL.
S/ 6» OOO.OOO,oo
Esta Empresa tiene a su c a r g o la e l e c t r i f i c a c i ó n integral de
la zona y para lo cual procedió a instalar una central die s e l - e l é c t r i c a con una capacidad de 3«6OO KW y que entró en p_
p e r a c i ó n a fines del año 1.967buida
Esta capacidad está d i s t r i -
en dos u n i d a d e s de 60O KW y dos u n i d a d e s de 1.2OO KW
y cuyas características las citaremos a c o n t i n u a c i ó n , considerando que está relacionado con este estudio:
a.- UNIDAD GENERADORA A»
Motor Diesel
Marca
Modelo
.Fairban ks Morse
•.
38 D6 -
1/8
Tipo..
Émbolos opuestos
No. de s e r i e
38 D8 6?O 22 DS5
Capacidad
....8£O H.P.
Velocidad de rotación
72O R.P.M.
Número de ciclos
2
Número de cilindros
5
Tipo de arranque
aire comprimido
Tipo de enfriamiento
radiador
Tipo de acoplamiento con el
generador..
directo flexible
G-enerador
Marca
*
Fairbanks Mor se
Tipo
T G 2J
No. de serie
......B
Capacidad
7^0 KVA.
Factor de Potencia
».8O#
Velocidad
*.?20 R.P.M.
Tensión nominal
2.¡4.CO/lj_l6O voltios
Corriente nominal
iSO/lOl^. amperios
Tipo de conexión
Y/A
Frecueneia
.......6O Hz.
Fases
*
.3
No. de pares de polos
12
*>•- Unidad generadora B
Motor Diesel
Marca
.....'...'..<,....... .Fairbanks Mor se
Modelo
Tipo
No. de serie
Capacidad
V..\38D8 - 1/8
."Émbolos opuestos
. ....3808 6?O 1? D S 5
*. .. .'...85O H.P.
Velocidad de rotación
72O R, P. M.
Número de ciclos
2.
Número de cilindros ..'
5
Tipo de arranque
Aire comprimido
Tipo de enfriamiento
*
radiador
Tipo de acoplamiento con el generador.•.Directo flexible
üene rador
Marca
'....
Tipo
.Fairbanks Mor se
...........Y...........T G 2 J
No. áe serie...'
Capacidad
...
.......
Factor de potencia.
Velocidad
7¿O KVA
8Of0
«Y....*
Tensión nominal
,;.B 8li|.l
...»72O R.P.M.
.....Y
Corriente nominal
Tipo de conexión
Frecuencia
•... »2.i(.OO/i|..l6O voltios
l8O/lOi|_ amperios
,..
«Y/A
6O Hz
Fases*
««O
Número de p a r e s de p o l o s . .
12
C « - Unidad Generadora C.
Marca
.Fairbanks Mor se
Modelo
Tipo
No.
38D8 - 1/8
*
de serie
Capacidad
. .Embo los opuestos
38D8 6?O 20 DS 1O
1-7OO H.P.
'Velocidad de rotación
Número de ciclos*
72O R. P.M.
*
*
. • • . .2
Numero de cilindros
1O
Tipo de arranque. •
•
Tipo de enfriamiento
Air e comprimido
.radiador
Tipo de acoplamiento con el generador
Directo flexible
Generador
Marca
.........*..'
Tipo
. .Y. .
.........
No. de serie...
Capacidad
.Fairbanks Morse
TG2J
.......*.....*..... .B8 l^lj.
......../.....*. .....'.
Factor de Potencia.....
8O^
Velocidad
.V...V
Tensión Nominal.. ......................
Corr ient'e nominal
l£OO KVA
..
Tipo de conexión.
V.
72O R.P.M.
,2l|OO/¡4.l60 voltios
* «360/208 amperios
• Y/A
Frecuencia
6O Hz
Fases
*.
No. de pares de polos...
3
**12
D«- Unidad Generadora. D.
Motor Diesel
Marca.
-.-.•*
»Fairbanks Morse
8
Modelo
38D8 - 1/8
Tipo
.Embo los opuestos
No. de serie
38D8 6?O19 DS 1O
Capacidad
17OO H.P.
Velocidad de rotación....
72O R.P.M.
Numero de ciclos
-
2
Nume ro de ci 1 indros
..1O
Tipo de arranque
. .Aire comprimido
Tipo de enfriamiento
• .Radiador
Tipo de acoplamiento con el generador.Directo flexible.
Generador
'
Marca
Tipo
No. de serie
Capacidad
Factor de potencia
Velocidad
Tensión nominal
Corriente nominal
Tipo de conexión
Frecuencia
Fases
No. de pares de polos....
..Fairbanks Mor se
.,..
TG2J
B8l^3 *.l£OO .KA/A
_... .8C$
........720 R..P.M.
,2i|.OO/l4.l6O voltios
36O/2O8 amperios
Y/A
............óO Hz.
. . .3
.12
Acoplados a cada unidad generadora tenemos además los siguí
t e s mecanismos y accesorios:.
,,,,,
Regulador de velocidad, Radiador-I^ptor, E x c i t a t r i z , Tablero de
c o n t r o l , etc. ,
. , . , , . . . > „
Además de .la^instalación de esta central térmica, también se encuentran en servicio;1 ineas de subtransmisi.ón diseñadas para
13*2 KV, pero que actualmente est.an .operando a i^«l6 KV.
Estas
líneas de subtransmisión tsqn 4las tseguientes:
a) La Libertad - -Salinas/ '9 "Km.- h y-con 3.OOO KW de capacidad.
b) La Libertad - Santa Elena 4- -Ballenita, 8 Km. ¿4.60 KW" de capacidad.
En construcción, dentro del programa de obras se encuentra una
subestación de elevación de 2.1|./13«2 KV de una capacidad de
5.OOO KVA y las redes'de'di's'tribuci'ó'n de La Libertad, Salinas,
Santa Elena, Ballenita, etc. -para 'servir a un total de 700O abonados.
;
•'
•
,.,,.,.,
!
El proyecto ti*ene 'un -costo "de *£/2lf.%2¿O.OOO de los cuales están
invertidos S/ 17-.5IfD.OOO.
-•
-•
Los trabajos de montaje de 'la subestación 'y'del nuevo sistema
de d i s t r i b u c i ó n se 'estima'concluirán a fines de 1.968 o princj^
píos de 1.969
':' '
l
*''
3»2.3«- Proyecto Santa Elena fla.s.e B«.
Se ha hecho un estudio de f a c t i b i 1 idad con el objeto de determinar la forma más conveniente de u t i l i z a r el préstamo de l^
. d ó l a r e s concedidos por
AID para la Empresa E l é c t r i c a "Penínsju
ACM3Y3J
3TO3TEIX3
3TH3T31X3
VMS.£I A
A3I4U
J333IQ JAHTM30
AOIMOW003
AH3J3 ATWA3 3AHIJA8
33TH3T3IX3
AM3T313
33WOIOAJATSHI
MONTEVERDE
| /PESCARIWA
LEYENDA
LINEA
O
A 13.2 KV
EXISTENTE
CENTRAL DIESEL
EXISTENTE
LINEAS
PROGRAMADAS
ALTERNATIVA
ALTERNATIVA
|
INDUSTRIAS
A
B
EXISTENTES
A EL TAMBO
PROSPERIDAD
""- --Q ATAHUALPA
FIG. 3-3
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS SANTA ELENA
CROQUIS
DEL
SISTEMA
TOTA L
600_KW
600 KW
1200 KW
Yx
(
) Yx
BARRA
¥
5000 KVA A
4.I6/I3.8KV Y
SALINAS
^
/wv\A
LIBERTAD
DE
13.8 KV
STA.ELENA
F1G. 3.4
OPERACIÓN
ECONÓMICA
SISTEMA
SALINAS SANTA
DIAGRAMA
UNIFILAR
ELENA
DE 4.16 KV.
la de Santa Elena" C.A* y con la finalidad de utilizar en mejor forma la capacidad de generación existente, pues actual mente el sistema consume alrededor de 1.2OO KW, lo cual repre_
senta sólo el 33^ de la capacidad instalada en la central.
Se han presentado dos alternativas:
a.- La alternativa A que constituye la construcción de 28 Km»
de líneas de transmisión desde Santa Elena hasta El Palmar, a_
limentando las poblaciones de
Punta Blanca, San Pablo, Monte^
verde y las industrias Ecuasal y Pescarina.
b) La alternativa B constituye la construcción de 2O,£ Km. de
líneas de transmisión para alimentar las poblaciones de Ancón
cito, El Tambo, Prosperidad y Atahualpa.
Después de un análisis técnico y económico, se dedujo que la
alternativa A es la más conveniente por las siguientes razo nes:
a) Las dos alternat ivas producen pérdidas en los primeros años
de operación, sin embargo en la alternativa A se recupera rápidamente , al punto tal que en el año 1975 Iss pérdidas se tía
cen prácticamente nulas, cosa que no sucede en la alternativa
fií
b) La zona de la alternativa A tiene dos industrias importantes, Pescarina y Ecuasal y con posibilidades de instalar nuevas industrias; adicionalmente existen buenas posibilid ades
de explotar la industria del turismo, en razón de sus magnífi
cas playas.
El área correspondiente a la alternativa B es una
zona de «de-
salojo, su industria está en estado artesana.l y sus consumos de
energía son exclusivamente residenciales*
c)El área correspondiente a la alternativa A requiere de mayor
canti'dad de energía eléctrica que la alternativa B .
Las obras que se han programado construir para la alternativa
elegida son las siguientes:
- Construcción de una línea de transmisión desde Santa Elena'hasta el Palmar con una longitud de 28 Km. y aislada para 22 KV,
pero que hasta 1-975 trabajará a 13.2 KV.
- Redes de distribuci&n en las siguientes poblaciones:
Punta Blanca
5>O abonados
San Pablo
6O abonados
Monteverde
•
El Palmar
L|_O abonados
ICO abonados
Estas obras se construirán en el plazo de 18 meses y por lo tan
'to entrarán en operación a principios de 1»9?O«
3•3 *- Resumen General del Método
3»3»1«" Programaci6n Económica de Generación
La determinación de la programación más económica de gc_
neración discutiremos en esta sección.
Se atribuirán dos unidades ficticias: F para el costo y P para
la potencia.
•Si:
Fn = costo de la unidad n en sucres/hora
Ft = costo total del sistema en sucres/hora
Entonces:
Ft = T" Fn
Se desea que la programación sea tal que:
Ft = mínimo
(3-1)
Con la restricción que
Pn = PR = Carga recibida
(3-2)
Donde Pn = potencia suministrada por la unidad n.
Como se demostrará posteriormente, las condiciones (3-1) y
(3-2)
son satisfechas cuando:
d Fn
donde:
d Fn _
d Pn
costo incremental de producción de la unidad
n en sucres/KWH
A = costo incremental de la potencia recibida en sucres/
KWH.
El valor de A sería escogido de modo que ¿Pn — PR.
Dicho en palabras, podemos enunci ar las siguí entes reglas:
a.- El mínimo costo total de generación se obtiene distribuyen^
do la carga total entre las unidades generadoras en operación, •
de manera que todas operen al mismo costo incremental de pro ducción.
Llamaremos este método "Repartición incremental de la carga".
b.- Si las unidades no pueden ser operadas al mismo costo in cremental, porque alguna tiene un costo' incremental menor que
todas las demás, entonces la unidad a la cual corresponde el
menor costo incremental debe absorver los aumentos de cargas
(independientemente de su eficiencia), hasta que se pueda a plicar el método de repartid ón incremental de la carga.
Dos o más unidades que operan según estos principios se dicen
estar en balance económico.
Aplicando este método a un sistema de dos unidades generadoras
seria como sigue:
Si se requiere que las dos unidades generen una potencia total
PR, hay obviamente infinitas combinaciones de valores Pl y P2
tales que:
Pl + P2 = PR ; P2 = PR ~ Pl
(3-1^)
Si no se impone alguna otra restricción a las cantidades Pl y
P2.
De estas combinaciones., cuando menos una corresponde al mínimo
costo de producción, es decir, sujetamos a la ecuación 3-¿|- a es
ta otra condición.
Ft = F- + F
=.mínimo
(3-5)
Esto equivale a decir que:
<* Ft -= oO
d Pl
/o
(3»
d Ft _ d(Fl +. F2) __ dFl
d Pl
d Pl
Pero debido a que
dPl
+^ 'd F2 _
_ n(j
,0^ j>«
_ v/ J
d Pl
PR permanece constante y de la ecuación 3
ob tenemos:
d P2 = - d Pl
d PR = O
Por esto:
'
d P1
-i1
r (3»o)
o o,
d P2
Combinando las ecuaciones 3«8 y 3«7í
d Ft = d Fl
d Pl
d Pl
_
d F2
d Pl
d Ft = d Fl _ d F2 „
d Pl
d Pl
d P2
( - 1)
d Fl _~ d F2 . d Pl L ~~ \_/
d Pl
d Pl
d P2
d Fl _ d F2
•"
d Pl
d P2
,,
•
V -J •
o lo que es lo mismo, que el costo incremental de las unidades
generadoras 1 y 2 son iguales.
Utilizando simultáneamente las ecuaciones 3-Í4- Y 3*5 o 3-4 Y 3*9*
se obtienen dos valores Pl y P2 cuya suma iguala la demanda PR
y cuyo costo de generación es mínimo y es evidente además que e_s
ta conclusión se aplica a cualquier numero de unidades operando
en paralelo.
dPl
dP2
dP3
La derivación de los resultados anteriores se pueden obtener
también siguiendo el método de los multiplicadores de Lagra'n
gian descritos por Courant, Si:
Ft = Costo total del sistema en sucres/hora
Donde Fn = costo de la unidad n en sucres/hora
Lo que se desea es que Ft sea mínimo para una carga recibida
dada»
PR = Carga recibida dada.
•Por aplicación de este método, la1 ecuación simplificada está •
dada por:
^(Pl, P2, P3, .... Pn) =JPn - PR = O
(3.11)
n
Entonces la mínima cantidad de combustible gastada pra una car_
ga recibida es obtenida cuando:
= O
(3.12)
donáe:
?= Ft - A.^
(3.13)
A = t i p o de multiplicador Lagra/gian
9 Pn
Entonces:
Pn
7T
= O
PR
"
)
( 5
3 Pn
Pero;
Ft _
9 Pn
i
3>
Fn)
Pn
(3-16)
3 Pn
dPn
Entonces la ecuación 3»l£ viene a ser:
ecuaci&n 3*17 que es idéntica a la ecuaci&n 3*3 previamente presentada.
En la discusi&n precedente no se ha hecho hipótesis alguna s^
bre la naturaleza de las unidades generadoras, de la potencia
generada o sobre el costo.
Se deduce entonces que los resul-
tados obtenidos son válidos en cualquier caso y se aplican a
unidades a vapor, Diesel, Hidráulicas, a calderas, a -bombas,
etc. y hasta a la distribución del trabajo entre oficinas, gru
pos de investigación, 1 íneas de producción o fábricas que manu_
facturen el mismo tipo de producto o produzcan el mismo tipo
de labor, cambiando cuando sea necesario costos por consumo o
tiempos de trabajo y potencia por trabajo producido en la unj^
dad de tiempo.
La hipótesis hecha de que las curvas de costos (o consumos) y
sus derivadas sean continuas, monotónicas y crecientes, no l_i_
mita esencialmente la generalidad de los resultados obtenidos •
En general las mismas conclusiones se aplican si las curvas
de costos son continuas y las derivadas son crecí ent es(conti-
,nuas o no)
En el caso en que la derivada no satisfaga estas condiciones,
igualdad de costos increméntales puede presentar máximo o mínimo de costo total.
Se puede hacer entonces una curva prome_
dial que las satisfaga o bien discriminar entre máximo y míni_
mo por medio de consideraciones adicionales.
En el caso de
control automático, el sistema controlador puede ser diseñado
para efectuar automáticamente la selección de la distribución
más económica en cualquier caso.
3»ij-»- Preparación de los datos necesarios
A más de los datos señalados anteriormente para el sistema eléctrico en estudio^ es necesario añadir básicamente 1 as
sigui entes carácteristi cas que se explicaron teóricamente en
e1 capítulo anteri or.
3»lj-«l«- Curvas Potencia Absorvída - Potencia Suministrada
Las figuras 3*5»! y 3«í>*2 nos muestran las curvas que
relacionan el consumo y la producción para las cuatro unida des generadoras que constituyen la cent ral diesel eléctrica
de La Libertad.
Dichas curvas fueron dibujadas a base de los
datos proporcionados por la f i rma dis tribu i dora "Fairbanks Mor_
se" de estas unidades y cuyos registros de pruebas fueron sacados de 1 os archivos del Departamento de Ing eniería Mecánica
del InstitutoEcuatorianodeElectrificacíón.
607
670
133-5
200
292
IpOO
(KW)
L
Potencia
Suministrada
41^.84
4971
60^6
6726
9909
9874
10O12
10219
100 1O
1738
2283
3060
4026
(BTU/KWH)
3
(BÍU/h x ICr)
Potencia
Absorvida
1
(BTU/h x ICT)
Unidad B.
13386
11600
10^31
Porcentaje
de Calor
HR
Potencia
Absorvida
1
Unidad A*
CALCULO DEL PORCENTAJE DE CALOR
CUADRO N° 3 - 1
SISTEMA SALINAS r SANTA ELENA
1
1
1
1
1
Porce
Calor
H
(BTU
Ho
1233
1358
921
100O
1100
597
700
800
292
lj.00
Suministrada
L
(KW)
Potencia
11897
13350
5296
6055 687^
7691^
87ÍÍ-3
91^76
1014.63
3689
i^-521
Absorvida
I
ffiTU/h x 1O3)
Potencia
9.831
9.6Ij.9
9.512
9493
9476
6101
6995
7887
9006
9753
10728
12089
13526
3598
14462
52811.
12.63ÍJ11.303
10.592
10.11].2
9.820
9c6l8
Potencia
A^sorvida
I
^BTU/h x 1O 3)
Uní.
Porcentaje
de Calor
HR
(BTU/KWH)
CALCULO DEL PORCENTAJE DE CALOR.
Unidad C
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
CUADRO ir0 3 - 1
1
1
1
. 1
(BT
Por
Cal
o
D_
LU
ce
o
co
en
UJ
-z.
OQ
¡_
ir
o
x
o
11.000
12.000
13.000
14.000
O
100
2OO
300
SALINAS
SANTA
ELENA
500
POTENCIA
4OO
700
SUMINISTRADA
600
UNIDADES
EN
800
KW.
900
"A" y "c"
1.000
1.100
1200
CURVAS DE POTENCIA ABSORVIDA - POTENCIA SUMINISTRADA
SISTEMA
ECONÓMICA
F1G. 3-5-1
OPERACIÓN
1,300
I.4
O
CL
UJ
u
2:
03
a:
O
en
UJ
I
ce
o
1.00 O
2.000
3.000
7.000
9.000
10.000
11.000
12.000
13.000
11.000
O
100
200
FIG. 3 - 5 - 2
SALINAS
SANTA ELENA
f'
300
A
s
400
.._!__
6OO
UNICAD
-V
POTENCIA
500
—I—
UNIDADES
800
EN
900
KW
1.000
1JOO
1.200
SUMINISTRADA
•'N\D D
SUMINISTRADA
700
B
I
'e" y "o "
CURVAS DE POTENCIA ABSORVIDA - POTENCIA
SISTEMA
OPERACIÓN ECONÓMICA
1.300
1.
La potencia absorvida se expresa en este caso en railes de
-
r
BTU/hora y la potencia suministrada o carga en KW.
Los datos señalados son dados para 25* 5>O, 75 > 1OO y HOfo de
la potencia suministrada o carga; para los demás puntos se hj^
zo la respectiva interpolación de las curvas»
Los valores numéricos están indicados en el cuadro No. 3-1*
3*Í^-«2»- Curvas de Porcentaje
de Calor
Como se dijo anteriormente, el porcentaje de calor pa.
ra los diferentes valores del cuadro No. 3"! se obtienen divi_
diendo la potencia absorvida para la correspondiente potencia
suministrada.
Estos valores calculados para las cuatro unid¿
des se encuentran en el mismo cuadro 3-1 y sus valores representados gráficamente en la figura 3-6
Es de notar que las unidades con el porcentaje
de calor son
BTU/KWH señaladas en el eje de las ordenadas y con el de la p£
teñeia KW.
3.ii-»3«- Curvas de Porcentaje Incremental de Combustible
El porcentaje incremental de combustible es igual a un
pequeño cambio en la potencia absorvida dividida para el corres_
pondíente cambio en la potencia suministrada.
En el cuadro No. 3-2 se indican los cálculos del porcentaje in
cremental para las unidades generadoras A, B, C y D.
Estos
PORCENTAJE
DE
CALOR
EN BTU/KWH
c
m
"Z.
o
J>
co
t/)
O
>
m
w
O)
H
5
O
c
o
c
oí
o
i~¡
|
\—
o
S
m
w
?
í>
n w J>
o
O
CD
O
o
3
r
0
m
o
2
ss
o
L
m
33
O
m
tn -u C
?
o
m
o
o
o
en
OJ
O)
Potencia
Absorvida
I
(BTU/h x 1O3
1787
2320
3075
llCOl}.
W±9
lí-937
6077
681^7
(2)
Potencia
Suministrada
L
(KW)
133.5
2OO
292
II.OQ
I[)j9
50O
607
6?0
(.1)
(3)
63
107
51
^-9
108
92
66.5
(KW)
Potencia
Suministrada
Increraental
W
770
1140
488
Ml-5
929
755
533
•
(5)
12222
10651].
9569
9082
8602
8207
801^
Potencia
Porcentaje
Incremental
Absor vida
Incremental
IR
(BTU/KWH)
Al
(BTU/h x 103)
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
CALCULO DEL PORCENTAJE INCREMENTAL DE COMBUSTIBLE (UNIDAD A)
CUADRO IT ° 3 - 2
3060
ij.026
292
1,00
4971
6046
6726
(2)
500
607
6?0
' ID
1 1 1 1 H íi
LLLLULL
2283
200
.,
1738
Potencia
Absorvida
I
(BTU/h x 10^ )
133.5
L
(KW)
SUMINISTRADA
Potencia
(3)
63
1O7
51
W
108
92
66.5
(KW)
¿L
Potencia
Suministrada
Incremental
di)
680
1075
487
458
966
777
545
(5)
10794
10047
9549
9347
891)4
8446
8195
Potencia
Porcentaje
Absorvida
Incremental
Incremental
IR
AI
(BTU/HWH)
(BTU/h x 103)
SISTEMA - SALINAS - SANTA ELENA.
CALCULO DEL PORCENTAJE INCREMENTAL DE COMBUSTIBLE (UNIDAD B)
CUADRO ÍT° 3 - 2
(1)
Potencia
Suministrada
L
(KW)
(2)
13350
11897
10463
743
9476
7694
6874
6055
5296
4521
3689
Potencia
Absorvida
I
^
(BTU/h x ICr)
(3)
1453
114.314-
133
125
987
733
1049
820
819
759
775
832
(5)
Potencia
Porcentaje
Absorvida
Incremental
Incrementa!
IR
Al
~ (BTU/KVÍH)
(BTU/h x 1CT)
1OO
79
121
100
103
97
10O
108
Potencia
Suministrada
Incremental
AL
(KW)
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
CALCULO DEL PORCENTAJE INCREMENTAL DE COMBUSTIBLE (UNIDAD c)
CUADRO ÍT° 3 - 2
4462
5284
6101
6995
7887
9006
9753
10728
12089
13526
4.0O
5co
597
700
800
; 921
10OO
11OO
1233
1358
(1)
3598
(3)
125
133
100
79
121
10O
103
97
100
108
Potencia
Suministrada
Incrementa 1
1
7
(BTU/h x KX)
AL
(KW)
Potencia
Absorvida
292
Potencia
Suministrada
L
(KW)
(UNIDAD D)
1437
1361
975
747
1119
892
89^
817
822
864
(5)
11496
10233
9750
9456
9248
8920
8680
8423
8220
8OOO
Potencia
Porcentaje
Absorvida
Incrementa1
Incremental
IR
Al
q
(BTU/KWH)
(BTU/h x 1CT)
CALCULO DEL PORCENTAJE INCREMENTAL DE COMBUSTIBLE
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
CUADRO tf° 3 - 2
H
cálculos se los realizó con el método tabular que lo índ icamos
en el capítulo anterior y que
se basa en valores tabulares de
potencia absorvida y potencia suministrada.
En los cuadros indicados;
La columna (1) da una lista de los
valores de potencia suministrada a
intervalos que permiten a_
segurar un cierto grado de exactitud.
En la columna (2) se cj^
tan los valores de potencia absorvida correspondientes a los
de potencia suministrada de la columna (1).
La columnas (3)
y (l|_) muestran respectivamente los incrementos de potencia ab
servida y de potencia suministrada, los cuales son las diferencias entre valores sucesivos de las columnas (1) y (2)•
Los valones de porcentaje incrernental de combustible de la c_o
lumna (£) se obtienen por división de los incrementos de po tencia absorvida de la columna (L|_) para los valores correspon
dientes de incrementos de potencia suministrada de la columna
(3)•
Los porcentajes incrementa le s de la columna (5) se han
dibujado en función de las potencias suministradas de la co lurana (6),
los cuales son los puntos medios correspondientes
de los incrementos de potencia suministrada.
Los valores tabulados de porcentaje incremental para las cuatro unidades generadoras de nuestro sistema en estudio se han
grafizado como se muestra en la figura 3~7«
Las unidades asociadas con el porcentaje incremental de com bustible son BTU/KWH y con la potencia suministrada KM»
Estas son las curvas bases que posteriormente nos servirán pa_
.ra realizar la distribución económica de carga, de acuerdo a
tr
o
a
UJ
O
5
UJ
S
UJ
o
UJ
u
O
f03
7.000
9.000
10-000
11.000
IZ.OOO
13.000
O
IOO
200
SALINAS
30O
POTENCIA
400
500
UNIDADES
700
SUMINISTRADA
600
AjB.CyD
COMBUSTIBLE
EN
800
900
DE
KW
INCREMENTAL
SANTA ELENA
ECONÓMICA
3-7
CURVAS DE PORCENTAJE
SISTEMA
OPERACIÓN
F1G.
IOOO
1.100
1.200
1.300
.las reglas enunciadas anteriormente.
3*5*" Determinación de las Unidades a ser Operadas
Los criterios antes expuestos son val idos para obtener
la máxima economía de un grupo áe unidades generadoras operari
do en paralelo, pero las conclusiones a las cuales llegamos
no se aplican a la determinaci6n de cuántas y cuáles unidades
convenga tener en operación por cada valor de la demanda»
La determinación de esta capacidad esta basada so'lare tales cons ideraciones como:
1.- Evaluación económica
2.~ Requerimientos de reserva
3•- Limitaci ones de estabi1 i dad
L¡_»- Limitaciones de voltaje
5«- Habilidad de tomar carga rápidamente
Muy frecuentemente prevalece la condición 1.La determinación de la más económica combinación de capacidad
a ser operada a un tiempo dado es completa por inspección del
combustible total gastado en el sistema para varias combina ciones asumidas de capacidad.
Por supuesto, para cualquier
capacidad asumida en operación, la localización económica de
generación está dada por la distribución de carga para iguales costos inc rementales *
En general, en un sistema dado, las unidades son puestas en
servicio en orden ascendente a sus porcentajes de calor.
Pa
ra determinar la combinaci ón más económica de unidades para
una carga dada es necesario dibujar las curvas de porcentaje
de calor de suces ivas combinaciones y determinar la combinación que proporcione el más bajo porcentaje de calor para la
carga dada»
Las mismas conclusiones se aplican a un sistema interconectji
do, donde las curvas usadas serian las de porcentaje de ca lor para cada estación; la secuencia de arranque y la repartición de carga entre las unidades de cada estación, deben ser
también tomadas en consideración de acuerdo con los criterios
expuestos, para mayor economía total de la interconexión.
Al efecto, considerando, nuestro sistema en estudio, se han di
bujado las curvas de porcentaje de calor o de costo unitario
(costo o consumo por cada RWH producido) de las cuatro unid_a
des en servicio como se muestra en la Fig. 3*6, en el cual
obviamente se ve que la unidad que conviene arrancar prime ro es la A o la B, cuyos valores de porcentaje de calor tienen muy poca diferencia.
Nos decidimos por la unidad A* to-
mando en cuenta que la demanda mínima del sistema actualmente está alrede<to-j? de 2OO KW.
Para nuestro análisis, la secuencia de arranque de las otras
máquinas se encuentra trazando las curvas de porcentaje de
calor para las máquinas A+B, A+C, A+D, A+B+C, A+B+D, A+C4-D,
B+C+D y AfB+C+D operando en paralelo, como señalamos en la
Fig, 3-8, donde evidentemente se encuentra que para la mayor
economía
las unidades deberán operar para cada valor de de-
1OOOO
9950
9950
99OO
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
CUADRO No. 3-3
Potencia
Suministra
da
KW
A+B
981+5
9721
963Í+
9609
9625
9681
9733
995o
9900
13000
12750
12500
12250
12000
11750
1150O
11250
11OOO
1O75O
10500
1O25O
10OOO
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
Potencia
Suministra
da
KW
A+C
13OOO
12750
125OO
12250
12OOO
11750
115OO
11250
1100O
1075o
1O5OO
10250
10000
995o
9900
9859
9811
9793
9791
9822
9867
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
SISTEMA, SALINAS - SANTA ELENA
PORCENTAJES DE CALOR DE DIFERENTES
COMBINACIONES DE LAS CUATRO UNIDADES,
OPERAC ION ECONÓMICA;.'.
1210
13OO
1J4.00
15OO
1600
17OO
1800
930
1100
iiií-5
670
735
820
1+70
500
535
575
í+io
385
Potencia
suministra
da
KW
A-HD
P
d
B
Hoja
9810
9839
9850
9811+
Í3OOO
12750
12500
12250
12OOO
11750
11500
11250
11OOO
10750
10500
10250
1OOOO
9950
9925
9881
9832
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
il|5o
i55o
1650
1750
1800
725
810
930
1130
1190
1290
1350
525
565
605
660
ij-90
430
1^60
380
9800
9750
9691+
9632
9613
9625
9668
9673
9700
9900
Potencia
Porcentaje
Suministrada de calor
KW
BTU/KWH
B+D
1900
2000
210O
2200
2300
2Í+00
Potencia
suministra_
da
KW
C+D
9716
9691+
9702
971+1
9787
9782
9900
9870
9950
10250
10OOO
10500
1075o
13000
12750
12500
12250
12OOO
11750
11500
11250
11000
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
2250
2i|.00
2150'
205O-.íi
ili_7o
151+5
1670
175o
1850
195o
1250
101O
1110
610
61+5
685
71+0
790
85o
920
51+5
57o
KW
A+.B+C
9
9
9
9
9
9
9
1
1
1
1
1
BTU
da.
•
de
Por
Potencia
suministra
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS-SANTA ELENA.
PORCENTAJES DE CALOR DE DIFERENTES COMBINACIONES
DE LAS CUATRO UNIDADES
CUADRO No. 3-3
9792
9711-8
9698
9680
9687
9832
9925
9907
10750
lo5oo
10250
1COOO
995o
1015
1100
1205
1330
i5oo
175o
18ÍJ.O
1950
1980
2120
2280
2350
21^50
2550
2650
775
825
885
12000
11750
11250
11OOO
680
730
65o'
Potencia
Suministrada
KW
B+C4-D
13000
12750
12500
Porcehtaje
de calor
BTU/KWH
9778
9733
9682
9665
9673
9818
9950
9900
10OCO
10750
10500
10250
130OO
12750
12500
12250
12000
11750
11500
11250
11000
Porcentaje
de calor
BTU/KV/H
13^0
1500
1720
1795
1880
2070
2230
2300
2l|00
2500
2600
1215
1110
655
690
7ko
705
835
895
955
1025
Potencia
suministrada
KW
A+C+D
Hoj
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
COMBINACIONES DE LAS CUATRO UNIDADES.
PORCENTAJES BE CALOR DE DIFERENTES
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. 3-3
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
KW
B+C+D
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
2700
2800
2900
30OO
Potencia
sumini strada
KW
A+C+D
COMBINACIONES DE LAS CUATRO UNIDADES.
PORCENTAJES DE CALOR DE DIFERENTES
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. 3-3
9761
9792
Porcentaje
de calor
BTU/KWH
Hoja
PORCENTAJE DE CALOR
EN
BTU/KWH
.manda en la siguiente forma:
- Máquina A sola, hasta el punto 1, o sea 6OO KW
- Máquina C sola, hasta el punto 2, o sea 12OO KW
- Máquinas A+C,
hasta el punto 3? o sea l8OO KW
- Máquinas C+D,
hasta el punto lj_, o sea 2i|OO KW
- Máquinas A+OD, hasta el punto f>, o sea 3OOO KW
- Máquinas A+B+C+D hasta el máximo, o sea 3ÓOO KW
Una cons ideraci ón muy importante que hace que nos alejemos
algo de la aplicación de los criterios teóricos de máxima economía, es la obligación que tienen algunas plantas, de man
tener en la línea una potencia algo en exceso de 1 mínimo ne_
cesario para satisfacer la demanda, con el fin de proporcionar la "reserva rotante" necesaria para garantizar la continuidad de operación en caso de falla de una unidad.
La tarea de proporci onar la reserva rotant e, se asegura a
a.
quellas plantas donde provoque el mínimo alejamiento para la
interconexión, de las condiciones de máxima economía.
De tal
manera se respetan las obligaciones contractuales con el mínimo costo adicional•
Análogamente se deben resolver los casos de mantenimiento pe_
riódico y de emergencia, para que se efectúen con la menor
pérdida total.
Otras consideraciones que intervienen en la determinación del
número de máquinas en operación, son:
Las unidades generadoras, necesitan en general un cierto tiem
;po
para llegar a régimen y poderse usar en paralelo a las de,
mas que ya están en operación^
Esto quiere decir que si se quiere eliminar por corto tiempo
una unidad del servicio activo, es necesario a veces mantener^
la lista para retornar en operación, lo que ocasiona pérdidas
de
Para volver a poner en operación una unidad, se necesita gas_
tar una cierta cantidad de energía para llevarla a régimen
(pérdidas de arranque).
Conociendo el comportamiento promedio de 1 a demanda en un de_
terminado período del ano y del día, se puede entonces pre ver por cuanto tiempo se puede reducir el número de unidades
en operación en correspondencia a los mínimos de demanda y
calcular de antemano si el ahorro de operar con menos máquinas sea o no superior a las pérdidas adicionales arriba mencionadas •
3«6«- Repartición Incremental de la Carga
La repartici ón incrernental de la carga puede efectuarse de dos maneras:
1«- Trazando unas curvas de carga total contra la carga de
cada máquina (correspondiendo a iguales costos increméntales) .
Este método es impráctico para más de dos unidades,
2«- La distribución de carga incremental es realizada con ma_
yor facilidad por el establecimiento de una curva combi-1
nada áe porcentajes increméntales para :üias máquinas.
La de-
rivación de las curvas combinadas para las cuatro unidades g_e_
ñera doras, motivo de este estudio están ilustradas en la Fig.
3-9.
La potencia suministrada combinada es la suma de las potencias
suministradas de las máquinas individuales.
Para cualquier valor de porcentaje
incremental, las potencias
suministradas de cada unidad generadora son sumadas y la potencia de salida total trazada para el mismo valor incremental fija un punto en la curva combinada.
Luego, las curvas
combinadas que han sido establecidas por este método se usan
para determinar las cargas en cada unidad generadora para
cualquier carga total.
Los resultados obtenidos bajo la aplicación de los principios
en que se basa el segundo método anteriormente señalado, se
observan claramente en el cuadro No. 3~5> donde se indica
cuales unidades operarán a una determinada carga y cual es
la distribución de carga entre ellas para obtener la máxima
economía en su operación.
3«7«- Efectos de los errores en el despacno económico de Sis
temas de Potencia.
Las desviaciones del programa más económico son obten_i_
dos si:
a.- La representación de la curva de costos increméntales áe
A+C
830
101^
1 lli.0
121J.O
132^
1395
líj.60
1520
1580
l6kO
1685
1735
BTU/KWH
8,000
8250
8500
87^0
9000
9250
9^00
9750
10000
1025O
10500
1075o
Porcentaje
Incrementa!
2335
2koo
225O
1960
2080
2180
I8k5
155o
1715
1OCO
1230
llt-OO
C+D
2880
2965
278O
2I|.30
2570
2690
2285
1930
212¿
116O
ll|.85
1720
A+C+D
2
A
DIFERENTES COMBINACIONES DENLAS CUATRO UNIDADES
POTENCIA SUMINISTRADA EN Ktf.
CURVAS DE PORCENTAJE INCREMENTAL PARA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. 3-l|.
Carga de
la centEal
KW
600
520
55o
kOO
500
6OO
2OO
300
UNIDAD A
UNIDAD B
1080
12OO
970
1000
lOkO
950
1015
1080
1150
900
1OOO
1100
120O
900
700
800
UNIDAD C
CARGA DE LAS_ UNIDADES EN KW
DISTRIBUCIÓN DE CARGA MAS ECONÓMICA
POR IGUALES COSTOS INCREMÉNTALES.
SISTEMA SALINAS-SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. 3-5
UN
Hoj
35oo
31|00
32OO
33OO
3100
2300
2Í4.0O
25OO
26OO
27OO
2800
2900
3OOO
3-5
510
525
55o
600
495
5o5
520
530
55o
480
490
UNIDAD A
5i5
UNIDAD B
585
600
514-0
560
Ho
1120
UNIDAD C
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
POR IGUALES COSTOS INCREMÉNTALES.
DISTRIBUCIÓN DE CARGA MAS ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS-SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No.
producción está en error.
Jb.- El lazo del servomecanismo que iguala la generación deseada con la generación real es inexacto.
En el caso de ope-
ración manual, el operador de la estación representa el la_
zo del servomecanismo.
Los dos tipos de errores indicados pueden ocurrir en un sistema automático de despacho, así como en e 1 despacho manual de un sistema de potencia,
3 » 7 « 1 » - Error en 1 a Representación de los Datos de Costo Incre
menta 1
Para explicar este error cons ideremos un sistema forma
do por dos unidades, cuyos datos de costo incremental están da
dos por:
dFl = Costo incremental de la unidad 1 en S/ /K.WH
dPl
= FU Pl + Fl
dF2 = Costo incremental de la unidad 2 en S/ /KVíH
dP2
= F22 P2 + f 2
Al asumir que dFl/dPl es incorrectamente representado como s ien
do elevado por un factor
£ [(dFl)/(dPl)J
y que dF2/dP2 es representado como siendo f
más bajo que el valor correcto.
(dF2)/(dP2)J
Consecuentemente, los progra -
mas que son diferentes del programa más económico son obtenidos cuando fes diferente a cero»
Las pérdidas horarias resultantes para dos unidades idénticas,
resultantes de un desplazamiento
del costo incremental por un
error multiplicador (1 + £. )
para la unidad en las mismas barras y (1 -£ ) para la otra unj^
dad está dada por la siguiente expresi
¿Ft = -Üíl
(3.18)
a
donde:
Ft = Pérdidas en S//hora de la economía de operación,
A — nivel de costo incremental para las dos unida des idénticas en las mismas barras como la carga.
a = Gradiente de la característica de costo incremen
tal de cada unidad.
£ = Desviación en la representación del costo incremental»
Se ve de esta ecuación, que la desviación de la economía de
combustible varía con el cuadrado del error »f.
Las pérdidas en la economía de operación puede también ser ex^
presada en términos de la generación totali
.
/
-
O
PR + b\ -
f*
—
a
(3-19)
donde b — intercepto de la característica de costo incremental *
•Las ecuaciones (3~l8) y (3~19) son aplicables solamente cuando
ambas unidades no son restringibles por limitaciones de gene_
ración mínima o máxima.
Estas expresiones pueden ser usadas como herramientas aproximadas para aplicar en sistemas en los cuales las caracterlsti_
cas de las unidades no son idénticas.
3.7.2.- Efecto del error en el mantenimiento de la generación
al valor deseado
Aunque los datos de costo incremental pueden ser representados con precisión, un error en la carga de la unidad
i
puede ocurrir debido a errores en la ejecución automática o
manual del programa*
La expresión que determina las pérdidas de la economía resultantes de errores en el mantenimiento de la generación a valo
res deseados para el caso especial de dos unidades idénticas
está dada por:
a
(3-20)
donde: A. P = desplazamiento en la carga en una de las dos uní
dades idént i cas,
a = gradiente de la curva de costo incremental de
cualquier unidad.
Las pérdidas en economía varía con el cuadrado del error en la
carga^ del programa óptimo..
3.8.« Sistemas con Pérdidas de Transmisión
Cuando las pérdidas en las líneas de transmisión son de_s
preciables, los criterios de repartición de carga entre unidades como se ha expuesto anteriormente se aplican integralmente
al despacho de la demanda entre p lartas Ínter conectadas.
Las curvas de costo incremental que se usaran en este caso son
las de las plantas operando como una sola unidad generadora en
lugar de las unidades tomadas individualmente.
Estas curvas se_
rán calculadas para diferentes combinaciones de unidades en cja
da planta, de manera que para cualquier valor de la demanda se
opere siempre en la forma más económica.
Pero cuando dos o más plantas son ínterconectadas por 1ineas de
gran longitud o muy sobrecargadas, para el despacho económico
no se puede prescindir de considerar las pérdidas de transmi sión; por ejemplo puede ser que la planta cuyo costo de genera_
ción sea mas bajo entregue energía eléctrica al lugar de consu_
rao a un costo más alto debido a las pérdidas de transmisión.
Para tomar en cuenta este importante factor, es evidente que
se debe considerar el costo de la potencia entregada al consumidor en lugar del costo de generación.
Entonces, el balance
económico se obtendrá cuando sean iguales los costos
incremén-
tales dé la energía entregada al centro equivalente de carga
desde cuaIquier planta, en lugar de obtenerse cuando son igual es
los costos increméntales de la energía en las barras de generación de las plantas.
o
Es obvio, que el costo de la potencia entregada varía si se
cambia el lugar de entrega y por otro lado, es prácticamente im
posible o extremadamente complicado, determinar cual planta g_e_
ner& la potencia entregada
a cada consumidor.
Es por lo tanto
importante definir el lugar de entrega de la potencia generada
por cada planta o grupo de plantas.
A este propósito resulta muy útil definir el punto de entrega
introduciendo el concepto de centro equivalente de carga, o sea
la carga concentrada equivalente a todas las cargas concentradas
o distribuidas del s istema.
Es obvio que el balance económico
con respecto a este punto nos permite obtener la máxima economía
global de operación.
En el caso de varias compañías ope rando independientemente e intercambiando entre si energía en cantidad fija y abasteciendo
cada una además un grupo de consumidores propios que constituyen lo que se llama el área de abastecimiento de cada compañía,
al balance económico con respecto al centro de carga del área
de cada compañía se obtiene considerando el costo de la energía
entregada entre los confines de esa área y por definición no cons_
tituyc la operación de máxima economía para toda la entcrconexión
aunque en
machos casos hay importantes razones para operar en
esta manera»
3«8.1«- Coordinación de los costos increméntales de Generación
con las pérdidas Increméntales de Transmisión*
Una vez determinada el área de abastecimiento de una com
00
ÜeJ
pañía, o sea las plantas y las cargas que intervendrán en elbalaace económico, las interconexiones con las áreas de o tras compañías se pueden considerar por el momento como ca_r
gas (si se vende energía) o gene rae i ones (si se compra) con
centradas.
Definimos: X n "costo incrernental de la energía
entregada al centro de carga desde la enésima planta11.
3 nii - ———*
dFn
/(.
dPe
(3.21)
donde:
Fn = Costo de potencia generada en la enésima planta.
Pe = Potencia entregada al centro de carga.
Llamemos Pn a la potencia generada en la enésima planta; tina variación dPn de generación en dicha planta (hecha mant_e
niendo constante la generación en todas las otras), resulta_
rá en un incremento dPe de la potencia entregada y también
en un incremento dPp de las pérdidas dé transmisión, o sea:
dPn = dPe + dPp
(3.22)
dPe = dPn - dPp
(3-23)
y
Multiplicando y dividiendo la (3-21) por dPn e introduciendo
la (3-23):
8
dFn
dPe
dFn dPn
dPn dPe
dFn dPn
dPn dPn-dPp
dPn
./_£?£
(3.21].}
La primera parte de está expresión es Rn, o sea el costo incremental de generación, de la enésima planta.
En la segunda parte:
1 - 3pp
9Pn
=
dPn - dPp = dPn
dPn
3 Pe
(3-25)
Representa la variación incremental de la potencia entregada
al centro de carga, mi entras que:
(3-26)
2Pn
Representa las pérdidas increméntales, ambas debidas a una variación de la generación en la planta n únicamente.
Nótese que en estas dos fórmulas hemos sustituido los símbolos
de derivada parcial al de derivada total y esto porque la potencia entregada al centro de carga y las pérdidas, son fun ción de la generación de todas las plantas, así como de la dis
tribución de la carga.
Esto es perfectamente hecho porque en
la derivación de las expresiones (3-25) y (3-26) se ha supuesto
que la generación de todas las plantas menos la enésima se man
tenga constante.
La cantidad:
LPn =
3Pe
i -aPp
3 Pn
(3-2?)
85
,se llama "factor de penalización"
La exprés ion (3-2i|) se puede escribir entonces:
yin = Rn Lpn
(3-28)
La condición de balance económico en el área será entonces:
=
=An = A
(3-29)
Rn Lpn
(3-3O)
p sea:
Rl Lpl = R2 Lp2 =
El valor deÁ depende en manera compleja de la demanda total
del área y de la distribución de las cargas y se llama "valor
incrementa1" de la energía, porque corresponde a l a derivada
del costo mínimo (o sea el valor de ella).
Análogamente a como se hace en una planta, se puede trazar por
todo el sistema una curva de valor incremental contra demanda
total para cada combinación posible de unidades y plantas y d_e_
terminar así elApara^toda el área»
Es importante notar que por un cierto valor de A, o sea de los
productos de Rn Ln resulta que:
Rn = -ALpn
(3-3D
Entonces a valores grandes del f a c t o r de penal i.zación corres -
8
ponden bajos valores del Rn o sea de la potencia generada por
la enésima planta (la potencia generada es creciente con el co^
to incremental, excepto en puntos anómalos que no alteran el compor tami ento promedio)•
El factor de penal ización varía con la demanda, con la distribu,
ción de la generación y de la carga y muestra entonces en cuanto se penaliza una planta (o sea en cuanto se reduce su generación) por efecto de las pérdidas de transmisión originadas por
abastecer una determinada combinación de cargas con una cie£
ta combinación de unidades generadoras.
El problema del despacho económico se sinteti za entonces en cua
tro fases:
1.- Determinar como varía el costo incremental de generación Rn,
para cada planta*
Esto se calcula anticipadamente, según
se vio en los capítulos anteriores, para cada combinación
de unidades en cada planta, conociendo las curvas de consu_
mo de cada unidad generadora y calculando la curva de consumo para toda la planta»
Esta fase concierne al personal y al equipo de plantas sola_
mente.
2.- Determinar por cada valor de demanda el valor incremental
de la potencia entregada en el área de abastecimiento de
cada si stema.
Esto se obti ene automáticamente variando la
entrega hasta que el sistema respete sus obligaciones contractuales de intercambio con otros sistemas y abastezca -su
área.
Los dos parámetros que se necesitan mantener constantes son el
intercambio y la frecuencia;
sus valores intervienen entonces
para determinaré.
Esta determinación compete al despachador de carga o al equipo
automático de
despacho del sistema.
3.- Calcular para cada estación y para cada demanda el factor
de penalización Lpn.
Este cálculo es efectuado por el des_
pachador o por el equipo de despacho automático del si st_e
ma.
Ij..- Calcular el valor del costo incremental al cual debe gene
rar cada planta según la fórmula Rn =
Lpn
y comunicarlo
a las plantas*
Esto determina inmediatamente la cuota de generación que se a
signa a cada planta en base a sus curvas de costo
incremental
de generación contra potencia, determinadas anticipadamente
con los métodos ilustrados en los capítulos anteriores para las
diferentes combinaciones de unidades generadoras.
La determinación de cual curva se use, depende de la combinación de unidades generadoras en. operación y es un problema lo_
cal que no afecta las fases 2, 3 Y Ij.»
Los valores Rn son calculados por el despachador o por el equi
po de despacho automático del sistema y son transmitidos al per_
sonal de operación o al equipo automático de las plantas para
que estas ajusten su generación en consecuencia.
Q
3.8.2»- Análisis de un caso sencillo
La comprobación analítica de los resultados a los cuales llegamos en el párrafo precedente^ puede fácilmente hacerse en un caso sencillo.
Consideramos un sistema constituido por dos plantas interconec_
tadas por una línea de transmisión. (Fig.3-/0).
Sean;
Fa y Fb = Los consumos totales de las plantas A y B res pectivamente.
Ft = Consumo total del sistema*
Pa y Pb = Las potencias generadas en las plantas A y B re_s_
pectivamente .
Pt = Potencia total consumida.
Pía
y Plb = Las potencias consumidas 1 ocalmente por las car_
gas en las áreas servidas por las plantas A y B
respectivamente, que supondremos constantes míen
tras se determina el despacho económico entre las
plantas A y B.
Pia y Pib
= Las potencias de intercambio enviadas de las plan
tas A y B respectivamente (nótese que estos valo^
res pueden ser positivos o negativos según que ca_
da planta esté enviando o recibiendo potencia a
trav es de la línea de transmisión).
Pp = Pérdidas en la línea de transmisión*
Pro
FIG. 3- 10
En la hipótesis que en un determinado instante la planta A esté enviando y la planta B esté recibiendo potencia a través de la
línea de interconexión resulta que:
Ft = Fa + Fb
(3-32)
Pa = Pía + Pía
(3-33)
Pb = Plb - Pib
(3-31]-)
Pib= Pia - Pp
(3-35)
La condición de mínimo consumo total se obtiene cuando:
= O
dPa
(3-36)
dPb
Tomando solo la primera de las dos relaciones (3"35)
dFt _ dFa
dFb _ dFa + dFb
dPa
dPa - dPa
dPa - dPa
dPb _
dPa
(3-^7)
Recordamo s queí;;
Él* = Ra
(3-38)
dPa
Y que:
= Rb
(3-39)
dPb
Y notamos que:
dPb _ d(Plb - Pib) _ dPib
dPa
d(Pla + Pia)
dPia
Debido a que siendo las cargas locales Pía y Plb constantes
e independientes de la generaei 6n.
d(Plb - Pib) = dPlb - dPib = - dPib
(3-ifD
d(Pla + Pía) 4- dPla + dPia = dPia
(3-í|2)
y*
Examinando la exprés i 6n (3-ij-O) y recordando la (3~35>) i
dPib _ dPia- dPp
a
dPia
1
dPp
dPia
1
dPp
d(Pla + dPia)
dPp
dPa
Fpa
Recordando la expresión del factor de penal izaci ón: (nptese
el uso de derivadas totales en lugar de parciales porque en
este ejemplo y en esta particular situación el centro de car
ga para el sistema de transmisión está localizado en las ba
rras de la estación B y entonces las pérdidas de transmisión
son independientes de la potencia Pb generada en la planta
B.
Nótese además que por la misma razón el factor de pena-
lización de la planta B es igual a 1.
Se encuentra entonces que el balance económico entre plantas A y B en la presente situación, se obtiene transformando la (3-37) por medio de las (3-38) , (3-39) y (3-i|-3):
Ra
O sea:
Ra Lpa = Rb Lpb = Rb
(3-il5)
Siendo, según se observó anteriormente Lpb = 1
3«8»3«- Cálculo de los Factores de Penali 7aci 6n Lpn.
Con excepción de casos muy sencillos, el c&mputo de
los factores de penalización es la fase más difícil en la rc_
solución del problema de despache económico de la carga entre plantas interconectadas.
Las pérdidas de transmisión y sus valores increméntales (que
son los que más nos interesan porque ellos realmente intervienen en el cálculo de los factores de penalización), depen
den de manera muy compleja de la distribución de la demanda
entre varias subestaciones y de la generación entre las plan
tas abastecedoras.
El cálculo de las pérdidas increméntales para cada distribu
ción de carga y de generación requiere (a menos que el sistema sea'extremadamente sencillo) una cantidad de trabajo y
de tiempo tales que haría imposible el cómputo de los fact^o
res de penalizacien por cada cambio de la demanda, a tiempo
para poderlas usar en la distribución del incremento de cargaentre las plantas.
Estudios extensivos sobre el tópico fueron hechos originaImen
te por un grupo de ingenieros encabezados por E.E. George de
la Ebasco Service INC. de Nueva York, llegando a una formula
que permite la determinación aproximada al \$% de los valores
reales de las pérdidas increméntales de transmisión.
Pp = ZI. S-
Bmn
Pm
Pn
(3-l|-6)
Sucesivamente R.E. Wats©n5 E*D. Early y G«L* Smith de la Soju
thern Service Inc. de Birminghan, Ala., modificaron la fórniu
la de George, obteniendo una expresión del tipos
Pp = U^JT Bmn
Pm Pn
+ 2_n
Bno
Pn + Klo
(3-i|.7)
Esta fórmula no da las pérdidas exactamente, porque su resu_l_
tado no varía si se mantiene constante la generación en cada
planta, mientras las pérdidas varían al variar la distribu ci ón de la demanda entre las subestaciones aún quedando cons_
tante la generación.
Pero se ha comprobado que, aún en los casos reales más desf_a
vorables, se obtienen, usando la (3-ÍJ-7) resultados aproximados a menos del $%, lo que es muy aceptable, siendo esta can
tidad casi del
mismo orden de los errores totales de: medi-
•ción, cálculo, transmisión a distancia de los valores calcula
dos o medidos, etc.
£1 significado físico de los símbolos que aparecen en esta fórmula es:
Pp es el valor total de las pérdidas del si stema .
Los coeficientes Bmn se llaman "resistencias mutuas" y represen.
tan la resistencia equivalente entre las plantas m y n en el dia_
grama s implif icado que
sustituye el centro de carga por todas
las cargas concentradas en las varias subestaciones, divididas
por el cuadrado del producto del voltaje de resistenc ia por el
factor de potencia medio.
Los coeficientes con índices iguales (Brxrn) que corresponden a
términos del tipo:
itt PT?
son 1 1 amad os "auto resistencias" y constituyen en el diagrama
simplificado las resistencias entre la enésima planta y el centro de carga, divididas por el cuadrado da producto del vo Itaje
de referencia por el factor de potencia medio*
Los factores Pn representan las potencias generadas por la enésima planta .
El significado físico de las constantes del tipo Bno y de Klo
es más difícil de entenderse, porque representan condiciones Ímaginarias que resultan extrapolando las condiciones a carga noj:
mal, hasta carga cero.
Su introducción es necesaria para tomar
en cuenta el verdadero comportamiento de las cargas de un sist^e
ma*
La introducción de estos factores, altera profundamente la realidad cerca de la carga cero, pero permite reducir el error a
carga normal desde el l$% de la ecuación de George, al $% de la
ecuación de Watson, Early y Smith.
Bno, representa la pérdida incremental que se obtendría ( extrapolando las condiciones normales) a generación cero, si se va riara la generación de la enésima planta de cero a un valor unj^
tario»
Kl© representa las pérdidas del sistema a generación cero (en
esta condición Meal , imaginamos que algunas cargas, cuya variación no se conforma con la de la carga total del sistema, estarían idealmente absorviendo una carga negativa, o sea generando,
si su comportamiento pudie ra extrapolarse hasta el cero).
Derivando la expresión (3-14-7) con respecto a la potencia genera
da por la enésima planta, obtenemos n ecuaciones del tipo;
= /m
2B mn
Pm
+ Bno
(3-l|S)
Entonces se puede, para cualquier distribución de carga entre
las plantas, calcular los factores de penal izacióni
Lpn =
H
1- gpp
^
1
1 - Tm 2BmnPn Bno
Todo lo que se necesita para este cálculo es:
(3-W
a) Conocer de antemano los coeficientes Bmn y Bno.
Estos se determinan por un riguroso procedimiento estadístico que permite reducir al mínimo las desviaciones de 1 os
resultados de la f&rmula de los valores reales, según el
método de los mínimos cuadrados»
b) Conocer por medio de telemedicion los valores de la genera.
ción en cada planta, en cada instante (si el despacho es
controlado automática y continuamente) o cada vez que se quiera revisar los factores de penalizaci ón (cada hora si
el despacho es manual).
c) Efectuar el cómputo de los factores Lpn según la formula
(3-ÍJ-8) ahora relativamente sene i lio, siendo el cálculo
compuesto solamente de multiplicaciones y sumas, operaciones sencillas que ¡se pueden efectuar manual o automática mente con gran facilidad»
COMPARACIÓN ENTRE DIFERENTES MÉTODOS DE DISTRIBUCIÓN DE CARGA
I}.»!»- Introducción
Antes que el método incrementa! se difundiese, la distribución de la demanda entre unidades generadoras se hacía, con otros métodos, algunos de los cuales se
mencionan a continuación:
1.- Repartición de carga en orden de eficiencias.
2.- Repartición de carga en orden de rendimiento hasta la potencia de máximo rendimiento y luego se cargan a capacidad en el
mismo orden.
3.- Repartición de carga en forma proporcional a la capacidad máx_i_
ma.
Para la preparación de este capítulo hemos considerado las cuatro
unidades de generación del sistema Salinas - Santa Elena.
Las unidades A y B como hemos señalado son de igual capacidad máxj._
ma, 600 KW cada una, al igual que las unidades C y D 12OO KW cada
una; las cuatro trabajando en paralelo en la planta que consecuentemente tendrá una capacidad de 36OO KW/
Hemos tomado como datos las curvas para cada unidad, de consumo
contra potencia generada, dando el consumo en miles de BTU/hora,
considerando que el consumo difiere del costo solo por una constan_
te y la potencia generada en KW.
De estas curvas calculamos las
d-e porcentaje de calor y las de consumo incrementa! como indicamos
.en el capítulo I y II.
Haremos la distribución siguiendo los distintos métodos y ansí
lizaremos después sus resultados en función del consumo total
y del consumo unitario»
ÍJ..2.- Método 1
Repartición de Carga en orden de eficiencias
De la figura 3-6 determinamos cargar hasta cuando la de_
manda sea 6OO KW la unidad A, de 6OO KW a 12OO KW la u.
nidad B, de 12OO KW a 2?OO
KW la unidad C y de 2i|.OO KW a 3600
KW la unidad D; esto tomando en consideraci 6n que las unidades
A y B sen más eficientes a cargas bajas.
La curva de distribución de carga según este método para cada
valor de demanda se muestra en la figura ÍJ.-1 y sus valores en
el cuadro lj.-l.
Leyendo para cada carga su correspondiente consumo obtendremos
la curva de consumo total que está indilcada en la figura ÍJ.-6
y sus valores en el cuadro No. ÍJ.-6.
A base de los valores obtenidos anteriormente hemos calculado
la curva de porcentaje de calor cuyos valores se señalan en
el cuadr© No. ÍJ.-6 y su representación gráfica en la figura Ij.-?,
4-3-- Método 2
Repartición de carga en orden de rendimiento hasta la po
tencía de máximo rendimiento y luego se cargan a capacidad en el mismo orden*
o
j>
CJ)
o
c
2
o
en
rn
O
33
(7)
CARGA
DE LA
KW
:_4--JA-4
CENTRAL EN
-i-
6OO
6OO
6OO
600
60O
6OO
600
6OO
6OO
600
6OO
6OO
600
190O
20CO
21OO
1800
600
600
80O
900
10OO
1100
1200
13OO
1Í4.00
150O
16OO
170O
700
300
Í+00
500
600
ÍJ.OO
500
600
200
UNIDAD A
300
200
Carga de
la central
KW
600
600
600
600
2OO
3OO
¿J.OO
500
60O
6OO
6OO
6OO
6OO
6OO
100
UNIDAD B
UNIDAD C
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
DE EFICIENCIAS.
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No, lj.-l
Ho-
Carga de
la central
KW
UNIDAD B
6OO
600
60O
60O
600
600
600
600
6OO
6OO
600
600
6OO
6OO
UNIDAD A
6CO
600
600
600
600
600
6OO
6OO
6OO
6OO
60O
600
600
600
DE EFICIENCIAS.)
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN
SISTEMA SALINAS-SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. lt-1
UNIDAD C
H
Siguiendo este método hemos cargado primero la unidad A hasta ^OO KW, de 5OO KW a 1OOO KW la unidad B, de 1OOO KW a 2OOO
KW la unidad C y de 2OOO a 3QOO KW la unidad D será encargada
de suministrar estos incrementos.
Desde este punto, hasta la capacidad máxima de la planta, las
unidades se encargaran a capacidad en el mismo orden anterior.
Esta distribución de carga se encuentra indicada en la Fig. •
Ij_-2 y sus valores en el cuadro No. l4_-2.
Como en el método anterior, 1 eyendo para caúa carga su corre_s
pondiente consumo,~obtenemos 1 a curva de
consumo total que es^
tá señalada en la Fig, l^-o y sus valores en el cuadro Ij.-? •
Calculando
en la forma mencionada anteriormente el consumo u-
nitario, se trazó esta curva corno se muestra en la £-Íg. ÍJ.-7 y
sus valores en el cuadro No. l^_-7
Ij-.lj-.- Método 3
Distribución de carga en forma proporcional a la capacidad máxima,
En la figura ij_-3 aparece un monograma para efectuar la
repartición de carga en forma proporcional a la capacidad máxj^
ma y en el cuadro No. lj_-3 sus valores.
Esta distribución de carga con el objeto de que sea comparable
con los métodos anteriores se lo ha elaborado en base a la mis_
ma secuencia de arranque.
La curva de consumo contra potencia generada y sus correspon-
FIG. 4-2
OPERACIÓN
SISTEMA
REPARTICIÓN
HASTA
LA
SE CARGA
ECONÓMICA
.SALINAS SANTA
ELENA
DE CARGA EN ORDEN DE RENDIMIENTO
POTENCIA
DE MÁXIMO
RENDIMIENTO Y LUEGO
A CAPACIDAD EN EL MISMO ORDEN
UNIDA 3 A
1,200
4—
1.400
1.600
UNIDAD
C
1.800
UJ
O
2.0OO
UJ
2.200
Q
fy
£.-íi-nj
UNIDAD
u
D
2.600
2.80O
UNIDAD C v D
3.200
3.400
3.600
O
100
200
.
30O
CARGA
400
DE
5OO
LAS
600
UNIDADES
700
EN
800
KW.
900
1000
I.10O
1,200
1300
líj.00
1500
1600
1700
1800
1900
1000
1100
1200
500
600
700
800
900
2OO
300
i'. 1+00
KW,
Carga de
la central
5oo
5oo
5oo
5oo
500
5oo
500
5oo
5co
5oo
500
5oo
5oo
5oo
200
300
KOO
5OO
UNIDAD A
100
300
Í4.00
5oo
500
500
5oo
5oo
5oo
5oo
500
500
500
200
UNIDAD B
CARGA DE ]
UNIDAD C
A CAPACIDAD EN EL MISMD ORDEN.
LA POTENCIA DE MÁXIMO RENDIMIENTO Y LUEGO SE CARGAN
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN DE RENDIMIENTO HASTA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. ÍJ.-2
3500
2000
21QO
220O
2300
2ÍJ.OO
2500
2600
27CO
280O
29OO
30OO
310O
320O
3300
31+00
Carga de
la central
KW
lj.-2
6ÓO
600
600
5oo
500
5oo
500
500
500
600
600
50O
500
500
50O
5oo
500
500
5oo
500
5oo
500
500
500
5oo
5oo
500
600
600
600
600
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA, SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN DE RENDIMIENTO HASTA
LA POTENCIA DE MÁXIMO RENDIMIENTO Y LUEGO SE CARGAN
A CAPACIDAD EN EL MISMO ORDEN.
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
UNIDAD B
UNIDAD C
UNI
UNIDAD A
CUADRO No.
FIG.4-3
06
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA
SALINAS
SANTA
REPARTICIÓN DE CARGA
A
LA
ELENA
EN FORMA
PROPORCIONAL
CAF&CIDAD MÁXIMA
1.000
1.600
<t
CE
UJ
o
Z200
LÜ
O
CE
<
U
2.&OQ
O
100
200
30O
CARGA
400
DE LAS
500
600
UNIDADES
700
EN
80O
KW
900
I.OOO
1.100
1.200
200
3OO
¡4-00
500
60O
700
800
900
10OO
110O
1200
130O
líjOO
1500
1600
1700
1800
1900
2OOO
2100
45o
500
525
400
425
375
35o
4.00
450
5oo
55o
too
325
35o
200
3OO
400
500
600
UNIDAD A
425
45o
475
500
525
325
35o
375
Loo
350
Loo
45o
500
55o
600
UNIDAD B
85o
900
95o
1OOO
1050
800
75o
700
65o
UNIDAD C
CARGA DE LAS UNIDADES EN KV\
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA EN FORMA PROPORCIONAL
A LA CAPACIDAD MÁXIMA.
CUADRO No. 4-3
U
2200
2300
2400
2500
26OO
2700
2800
290O
3OOO
3ÍI.OO
3200
3300
3l|-00
Carga de
la central
KW
484
5O1
518
534
551
568
584
417
434
468
550
575
600
UNIDAD A
581(.
551
568
534
468
484
5O1
518
451
434
932
"966
999
1032
1066
1099
1132
1166
110O
1150
1200
833
866
899
55o
575
600
W.7
UNIDAD C
UNIDAD B
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA. SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICI0N DE CARGA EN FORMA PROPORCIONAL
A LA CAPACIDAD M/pCIMA
CUADRO No. l|-3
UN
H
dientes valores se muestran en la Fig. i^-6 y en el cuadro No.
lj.-8 respectivamente .
De los .valores asi obtenidos calculamos la curva de consumo u_
nitario, dividiendo el consumo total entre su correspondiente
potencia generada; esto se indica detalladamente en la Fig.
¿j_-7 y en el cuadro No. l|_-8
ÍJ..5.- Método Ij.
Repartición de Carga a Costos Increméntales Iguales
En la Fig 14.-Ij. aparece un diagrama de repartición de carga por este método, basándonos en la Fig. 3-9 del capítulo an.
terior, tomando con el objeto de comparación la misma secuencia de arranque que tomamos en los métodos anteriores.
Sus
valores se muestran en el cuadro No. l\.-l±.
Como en los casos anteriores, podemos calcular para cada punto
el consumo total y el consumo unitario, cuyas curvas están indicadas en las figuras ÍJ.-6 y [|_-7 y sus valores en el cuadro No,
V-9.
De la misma forma, con el o b j e t o de comparación, se han realj^
zado los mismos c á l c u l o s anteri ores para la d i s t r i b u c ion de la
carga, s i g u i e n d o este m é t o d o , segftn la secuencia de arranque
más económica d e t e r m i n a d a en el capítulo a n t e r i o r .
Ij_.6.- Comparación de las Curvas de Consumo Total y - d e Consumo
Uñitari o»
m
tn
o
3>
10
rn
r
CARGA
DE
LA
CENTRAL
EN
KW
1900
200O
2100
2200
2300
1300
lípO
1500
1600
1700
1800
1000
1100
1200
800
700
900
60O
ÍJ.OO
3OO
5oo
200
UNIDAD A
UNIDAD B
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
OPERACIÓN ECONÓMICASISTEMA SALINAS - SANTA ELEIMA
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS
INCREMÉNTALES*
CUADRO No. lj.-Ij.
H
2lj.OO
2500
2600
27OO
28OO
2900
3000
310O
3200
3300
3ÍJ-00
55o
liflo
1^95
505
li-30
600
ij.10
UNIDAD A
UNIDAD B
UNIDAD C
Carga de las Unidades en KW
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS
INCREMÉNTALES
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. lj.-l(.
U
H
FIG. 4-5
OPERACIÓN
SISTEMA
ECONÓMICA
SALINAS
REPARTICIÓN
DE
COSTOS
SANTA
CARGA
ELENA
POR IGUALES
INCREMÉNTALES
200
,
tu
o
UJ
o
CD
tr
o
3,600
O
100
2OO
300
CARGA
400
50O
DE LAS
6OO
UNIDADES
700
8OO
EN KW
900
I.OOO
l.KJO
1.2 O O
Carga de
la central
KW
1200
1000
1040
1080
970
1015
1080
1150
485
520
55o
600
1OOO
11OO
1200
900
900
700
800
UNIDAD C
950
UNIDAD B
í|00
450
2OO
300
lj.00
500
600
UNIDAD A
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA.
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS
INCREMÉNTALES
CUADRO No. 4-5
510
525
550
60O
Ij.95
505
520
530
55o
2800
2900
3000
3100
3200
3300
3ÍJ.OO
3500
Ij.80
ij.90
UNIDAD A
2700
2300
2ÍJ.OO
2500
2600
Carga de
la central
KW
.
515
5ljO
56o
585
600
UNIDAD B
*
1035
1060
1080
1110
i150
1110
1150
120O
1070
1120
1200
1010
lOl+O
UNIDAD C
CARGA DE LAS UNIDADES EN KW
INCREMÉNTALES
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS
SISTEMA. SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. lj_-5
U
595o
595o
595o
5950
595o
5950
5950
595o
595o
1700
1800
1900
2000
2100
1600
5950
5950
1200
1300
líjoo
1500
1100
5950
595o
5950
5950
5950
1000
900
800
600
700
ÍJ.OOO
5914.0
500
•
Í+00
23OO
3100
-
2280
595o
5950
595o
595o
595o
5950
595o
595o
595o
595o
lj.970
ÍJ.030
3 ico
1500
Ú.520
5300
6050
6870
7690
855o
235o
3000
3700
-
.
17200
17950
18770
19590
20^50
16^20
11900
11+250
14900
15600
10920
9980
9050
8 230
5950
71450
1Í91]D
IjDOO
3100
2300
CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN BTU/hora x I03
•
UNIDAD A
UNIDAD B
UNIDAD C
UNIDAD D
TOTAL
A+B+C+D
300
200
Carga de
la central
KW
.
SISTEMA SALINAS-SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN DE EFICIENCIAS.
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
OPERACIÓN ECONÓMICA
CUADRO No. ÍJ.-6
35oo
2200
230O
2ÍJ.OO
25CO
2600
2700
2800
2900
30OO
3100
3200
3300
31*00
Carga de
la central
KW
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
5950
UNIDAD A
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
595o
UNIDAD B
11600
11600
116OO
11600
11600
11600
11600
11600
11600
11600
lOliéO
116OO
11600
6990
7890
885o
9750
10730
6110
5280
2150
285o
3600
M+60
UNIDAD D
31390
32350
33250
3^230
29610
27100
27960
28780
21380
22360
23500
2565o
26350
TOTAL
A+B+C4-D
3
CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN BTU/hora x lo"
CALCULO DEL 03NSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN DE EFICIENCIAS.
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
OPERACIÓN ECONÓMICA.
CUADRO No. i|.-6
1900
1800
1500
1600
1700
1300
1400
1100
1200
600
700
800
900
1000
200
300
400
500
Carga de
la central
KW
4970
4970
4970
4970
4970
4970
4970
4970
4970
4030
4970
3100
2350
3000
3700
4520
5300
6050
6870
7690
8550
15960
16780
17600
18460
15210
14430
13610
12910
12260
9910
8970
6440
7220
8040
4000
4940
1500
2280
3100
TOTAL
A+B+C+D
4000
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
4940
UNIDAD D
3100
UNIDAD 0
2300
UNIDAD B
2300
UNIDAD A
CONSUMO DE COMBUSTIBLE W BTU/hora x
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
CUADRO N° 4-7
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALDAS _ SANTA ELENA
REPARTIÓ ION DE CARGA EN ORDEN" DE REGIMIENTO HASTA LA
POTENCIA DE MÁXIMO RENDIMIENTO-I LUEGO SE CARGAN A
CAPACIDAD M EL MISMO ORDEN
494°
¿J.91ÍO
IÍ9ÍÍD
¡Í91ÍO
4.91ÍO
494o
494o
494o
494o
494o
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
2900
3000
595o
595o
595o
5950
595o
4940
2000
3 ico
3200
3300
34oo
35oo
UNIDAD A
Carga de
la central
KW
4970
595o
595o
5950
595o
1Í970
4970
4970
4970
4970
4970
4970
4970
4970
1Í970
4970
UNIDAD B
948o
948o
10460
11600
41600
91Í80
9480
9480
9480
91^-80
9480
9480
9480
9480
91Í80
9480
UNIDAD C
975o
975o
. 975o
9750
10730
4460
5280 '
6110
6990
'
7890
8850
9750
2150
2850
3600
UNIDAD D
CONSUMD DE COMBUSTIBLE
EN BTU/hora
x 1O3
•
L
30i5o
3113
3211
33250
34230
23850
24670
25500
26380
27280
28240
29l4o
2154°
222Í|O
22990
19390
TOTAL
A+B+C+D
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR.
CUADRO No. 4-7
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA EN ORDEN DE RENDIMIENTO HASTA LA
POTENCIA DE MÁXIMO RENDIMIENTO Y LUEGO SE CARGAN A CA
PACIDAD EN EL MISMO ORDEN.
600
700
800
900
1OOO
1100
1200
1300
11+00
1500
16OO
1700
1800
1900
20OO
2-100
500
2CO
300
¡4.00
Carga de
la central
KW
5180
l+9tto
1+700
51+50
595o
335o
3580
3800
¡4.000
5220
ijl+5o
1+91+0
5950
3580
¡4.000
i+ooo
2300
310O
UNIDAD A
355o
1+030
1^5o
1+970
51+50
595o
33eo
355o
3780
1+030
Í+20O
1+1+50
1+700
1^970
5200
UNIDAD B
61±50
6870
73OO
7690
8150
8550
905o
91+80
10050
UNIDAD C
UNIDAD D
CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN BTU/hera x 1O3
llj.880
15720
16570
171+50
181+50
19390
20ÍJ.30
1^000
8900
9910
109OO
11900
13100
595o
7130
8030
2300
3 ico
í+ooo
TOTAL
A+B+C+D
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA EN FORMA PROPORCIONAL A LA
CAPACIDAD MÁXIMACALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
CUADRO No, 1+-8
l|.l£0
Í300
2500
2600
5950
2l|DO
58oo
5100
5300
5ÍÍ50
5620
1|.970
í¿20
ij.800
i¡L¿o
Í+15Q
Í300
5950
5700
5LJ-50
5^50
§700
UNIDAD B
UNIDAD A
11250
9900
10200
101^60
10900
91^-80
8870
9200
855o
8000
8300
11600
11100
lOlj.60
UNIDAD C
1114.20
10100
lOlt.20
10730
11100
9750
9170
914.70
885o
855o
8220
UNIDAD D
CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN BTU/Hora x 103
2300
2200
Carga de
la central
KW
22500
214.270
30200
3H90
32090
33220
2911ÍD
27260
28214.0
26300
21^.520
25Í4-50
23500
21360
TOT£L
A+B+C+D
CUADRO No. lj.-8
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA EN FORMA PROPORCIONAL A LA CAPA
CIDAD MÁXIMA
CALCULO DEL CONSUNO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
-
5950
3800
l±12D
600
700
800
¡4.100
ij.380
¡4.780
5000
2000
2100
2200
2300
1900
£250
5¡4-5o
lj_55o
358o
3820
170O
1800
1500
1600
3300
3080
1300
iíj.00
595o
1200
¿Í5oo
1Í850
5180
il-OOO
1Í.9ÍJ-0
¡4.QO
500
900
1000
1100
3100
2300
UNIDAD A
2750
565o
595o
li.970
5300
i¡-55o
3820
¡4.200
3 ico
3lj.8o
2¡|50
595o
l]lj.oo
5O5O
57oo
3300
3850
UNIDAD B
iolj.6o
11100
9700
10150
935o
868O
8950
8150
Slioo
7900
7.620
UNIDAD C
UNIDAD D
CQMSUMD DE COMBUSTIBLE EN BTU/Hora x 1Q3
300
200
Carga de
la central
KW
21360
22500
19)4.50
201Í50
i8íj.5o
16600
17530
iíj.830
15700
1395o
13150
11900
8 900
99OO
10880
5950
7100
7970
IjDOO
l¡.9lj.O
2300
3100
TOTAL
A+B+C+D
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS INCREMÉNTALES
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR.
CUADRO No. 1^-9
OPERACIÓN ECONÓMICA.
3100
3200
3300
314.00
35oo
2700
2800
2900
3000
2600
2i|00
2500
Carga de
la central
KW
ECONÓMICA
¿4.900
5000
5i5o
5300
5Í|.5o
lÍ35o
i[5oo
íj.650
lj.75o
[4.250
5950
[4.100
UNIDAD A
5100
5350
555o
58oo
595o
4250
1J400
[¡.65o
li85o
íj.030
' 5950
3800
UNIDAD B
"
9900
10100
10350
1065o
11100
9000
9250
9i|.5o
9700
8850
11600
8650
UNIDAD C
10300
10730
11 i5o
nL^5o
11700'
8700
9100
95oo
995o
8300
7&90
UNIDAD D
30200
31180
32200
33:200
3^200
26300
27250
28250
29250
251Í30
23500
2i|44-0
TOTAL
A+B+C+D
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS INCREMÉNTALES
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
OPERACIÓN
CUADRO No. l|.-9
Carga de
la central
KW
475o
5100
545o
595o
Mj.50
23OO
3100
Í4.OOO
494°
5950
UNIDAD A
UNIDAD B
855o
9050
9700
10350
11100
11600
9250
9480
995o
116OO
9480
10460
6870
7690
8600
UNIDAD C
9i5o
9750
10400
UNIDAD D
6870
7690..
8600
914.80
10460
11600
1255o
I35oo
1445o
1545o
1655o
1755o
18400
19230
2035o
595o
4000
494°
2300
3100
TOTAL
A+B+C4-D
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS INCREMÉNTALES
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
CUADRO No. 4-10
3500
22OO
2300
214.00
2500
2600
2700
280O
2900
3000
3100
3200
3300
Carga de
la central
KW
UNIDAD A
5100
5350
555o
58oo
5950
UNIDAD B
11100
9900
10100
10350
)lo65o
UNIBAD C
UNIDAD D
CONSUMO DE COMBUSTIBLE EN BTU/Hora x 1Q3
25220
26220
27230
28270
29270
3O20O
31180
32200
33200
3ÍJ-200
21350
22350
23320
TOTAL
A+B+C+D
OPERACIÓN ECONÓMICA
SISTEMA SALINAS - SANTA ELENA
REPARTICIÓN DE CARGA POR IGUALES COSTOS INCREMÉNTALES
CALCULO DEL CONSUMO TOTAL Y DEL PORCENTAJE DE CALOR
CUADRO No. lj.-lO
26
Sobre las figuras l|.-6 y Lj--7 comparamos estos métodos de distr_i_
bución, encontrando lo siguiente:
a.- Les menores cestos totales y unitarios se obtienen por el
método de distribución por iguales costos increméntales.
b»- Los mayores costos totales y unitarios se obtienen por el
método de distribuci&n por orden de eficiencias,
c.- Los otros métodos dan consumos sensiblemente parecidos e
intermedios a los dos métodos anteriores.
O
O
O
Q
u
UJ
5
O
LJ
_I
03
H
C/)
ID
CD
te
40
200
400
600
800
DE CARGA
CENTRAL
1.800
EN
ZOQO
KW
2.ZOO
2.400
2.600
Z800
3.0OO
MÉTODO 2
MÉTODO 3
METOtiO 4
SUMINISTRADA
MÉTODOS
ELENA
ABSORVIDA - POTENCIA
16OO
DE -LA
1.400
SANTA
DIFERENTES
SALINAS
ENTRE
DE DISTRIBUCIÓN
POTENCIA
CARGA
1200
CURVAS
LOOO
SISTEMA
COMPARACIÓN
ECONÓMICA
F I G . 4-6
OPERACIÓN
3.
•o
o:
o
o.
Ul
o
UJ
o:
o
tu
9.000
10.000
10.200
10.600
11.000
11. 200
II.40O
11.600
200
400
600
800
1.000
I.4OO
DE
L200
CARGA
CURVAS
ELENA
LA
I.6OO
CENTRAL
I.8OO
EN
2.OOO
KW
2.200
2.4OO
CALOR
2600
2^00
3.000
METODp 3
MÉTODO 4
—2
3.2
MÉTODOS DE DISTRIBUCIÓN DE CARGA
DE PORCENTAJE DE
DIFERENTES
SANTA
ECONÓMICA
SALINAS
COMPARACIÓN ENTRE
SISTEMA
OPERACIÓN
F1G. 4-7
CAPITULO V
1
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1.- La operación de una central eléctrica supervisa tres funci^e
nes:
a.- Continuidad del servicio,
b.- Calidad del servicio, y
c.- Economía de la producción
Aunque se concede mayor importancia a la continuidad del se_r
vici®, estas características dependen unas de otras y deben
en la práctica considerarse colectivamente.
2.- El mínimo cost® total de generación se obtiene distribuyendo la demanda entre las unidades generadoras en operación de
modo que todas operen al mismo costo incremental,
3.- Si las unidades no pueden ser ©peradas al mismo cesto incremental porque alguna tiene un costo incremental menor que to
das las demás, entonces la unidad a la cual corresponde el
menor cost© incremental debe absorver los aumentos de carga,
independientemente de su eficiencia, hasta que se pueda apl_i_
car el método de repartición incremental de la carga.
!]_.- El concepto aceptado por muchos de que conviene dejar que la
unidad generadora más efici ente sea la primera en absorver
los aumentos de carga, en algunos casos está equivocad®.
5*~ Estas reglas generales están sujetas a varias condiciones que
de ignorarse podrían conducir a pérdidas económicas.
Es-
tas condiciones son:
a.- La curva potencia de entrada - potencia de salida debe
ser continua, es decir que para cada valor de potencia
de salida debe haber un sol© valor de potencia de en trada.
b.-La curva de percentaje incremental no debe tener valores decrecientes de porcentaje incremental cuando crez_
ca la potencia de salida.
c.- Si la curva de porcentaje incremental derivada de una
curva continua es discontinua, puede utilizarse en la
distribución económica siempre que el porcentaje incre
mental crezca en cada valor de discontinuidad»
8.- Las curvas de porcentaj e incremental derivadas de las cur
vas discontinuas potencia de entrada - potencia de salida
n© pueden ser usadas para la distribución económica de car
ga.
Una regla fija de aplicación de distribución de cargas in
crementales no se ha desarrollad©, de modo que un proceso
de tantee es generalmente requerid© para el cálculo de la
distribución económica de carga entre máquinas con esas
características,
9»- Para analizar el efecto de la distribución económica de ca_r
ga, como se ha visto anteriormente, los datos deben ser dis
ponibles en la relación entrada a la máquina y salida de la
máquina.
La base para el presente estudio han sido las curvas potencia de
entrada - potencia de salida y las curvas derivadas (porcentaje
de calor y porcentaje incrementa! de combustible).
Por esta razón se recomienda para análisis posteriores registrar
los valores que relacionan estas curvas en su funcionamiento.
10.- La distribución de carga incrementa! se realiza con mayor facilidad, por el establecimiento de una curva combinada de porcentaje incrementa! para las máquinas funcionando en paralelo.
Asimismo., la'combinación más económica de unidades para una
carga dada se hizo en base a las curvas de porcentaje de calor
de sucesivas combinaciones y se determinó la combinación que
proporcione el más bajo porcentaje de calor para una carga, dada.
11. -Aunque la distribución de carga incrementa! bajo las condiciones especificaás.siempre dan mejor economía total., existen otros
métodos que tienen uso, pero limitado. Se ha hecho una comparación de estos métodos y se ha determinado la pérdida de efi.ciencia total que causan cada uno de ellos.
12. -Es práctica corriente considerar la reserva rotante como dijimos anteriormente,, pero en este caso no le hemos considerado 3
debido a que ,s:e produce un alejamiento de las condiciones de
máxima e cono mía. • .
13«- En nuestra central, las unidades generadoras a diesel necesitan un pequeño tiempo para llegar a régimen y peder u
sarse en paralele a las demás que ya están en operación»
Esto quiere decir que se puede eliminar por corte tiempo
la unidad del servicio activo y luego hacerle retornar a
operación sin que se produzcan pérdidas de eonsideraci6n.
iij-.-Se debe conocer el comportamiento premedi o de la demanda
en un determinado período del añ© y del día, para prever
por cuanto tiempo
se puede reducir el número de unidades
en ©peracien, en correspondencia a les mínimos de demanda.
Actualmente la demanda máxima del sistema en estu -
dio no sobrepasa los 12OO KW, por 1© que prácticamente
la distribución de carga entre las unidades escompletamente sencillo; per© conforme siga creciendo la demanda
máxima se recomienda seguir lo que se ha deducido en los
capitules ant erieres y llevar en forma detallada 1 ®s r_e
gistros de carga para luego hacer un
analis is más amplio
en este aspecto.
15»- Además se debe resolver los casos de mantenimient©
perió-
dico y de emergencias, para que se efectúen con la menor
pérdida total.
16»- Los grupos no deb'en funcionar a baja carga (menos del $Q%
debido a que se produce el fenómeno llamado carbonización
que disminuye considerablemente la vida del grupo generador y al mismo tiempo el rendimiento disminuye.
Í7,« La división de Garga entre plantas del mismo sistema en
las bases de funcí ©namiente térmico incrementa 1 es sati s_
factori© cuando los costos de combustible son iguales,
per© para un intercambio económico de energía entre si_s
temas interconectados, las cuentas son generalmente tra_
ducidas en las bases de costos increméntales, los cuales
en adición a combustible incluye labor, suministros y man
tenimiento»
18.- Con el desarrollo de sistemas de potencia integrados y
la interconexión de compañías de operaci&n para objeto de
intercambio de energía es necesario consid erar n© solamen
te los costos increméntales, sino también las pérdidas in
crementales de transmisión para máxima economía.
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