Capitulo 1_LOS SISTEMAS ELECTRICOS_2019

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CAPITULO 1 
 
 
LOS SISTEMAS ELECTRICOS 
 
 
 
1.1 Características de la Electricidad 
 
La electricidad es un bien de consumo que tiene una serie de características específicas que la 
distinguen de otros productos, la principal característica diferente es que no es almacenable, 
aunque es posible almacenar electricidad en baterías, pero por el precio, rendimiento y 
dificultad de manejo esta posibilidad en impracticable cuando se manejan las cantidades de 
energía habituales en el mundo desarrollado. En consecuencia, la electricidad debe producirse, 
transportarse en el mismo instante que es consumida, lo que provoca que los sistemas 
eléctricos sean sistemas dinámicos de gran complejidad, que además se ve agravada por su 
tamaño. En todo instante, ese enorme sistema dinámico debe mantener el equilibrio entre la 
generación y la demanda, y la falla de cualquier elemento puede provocar perturbaciones que 
se transmiten a todo el sistema casi instantáneamente. 
 
Otra particularidad de la electricidad tiene que ver con su transporte, no se trata de un producto 
que se pueda trasladar en forma de “paquetes” que se envían de un lugar a otro por el camino 
 2 
más adecuado en cada momento. La energía eléctrica se transporta a través de redes en general 
malladas sin que se pueda elegir el recorrido, este depende de las leyes de Kirchoff que reparte 
las corrientes en función de las impedancias de las líneas y los otros elementos que constituyen 
las vías por donde circula la electricidad. Salvo en casos muy sencillos, lo único que se puede 
decir es que se inyecta energía eléctrica en un determinado punto y que se extrae en otro, 
resultando complicado asignar el tránsito a un trayecto determinado. 
 
El tamaño inmenso de los sistemas eléctricos se debe a su extensión, pues deben dar servicio a 
prácticamente todo punto habitado, llevando la energía que se ha producido en las centrales 
eléctricas, repartidas por la geografía en función de los distintos recursos existentes para 
proporcionar la energía primaria, sean estos la energía potencial o cinética del agua o los 
distintos combustibles aprovechables. Y para llevar la energía desde la generación hasta el 
consumo se necesitan las redes de transporte y distribución que conectan todo el sistema y le 
permiten funcionar como un todo. El control del suministro es realizado con sistemas de 
monitoreo conformados por potentes computadores situados en centros de gestión de la 
energía en los que se corren múltiples aplicaciones, algunos modelos determinan la generación 
que dará cobertura a la demanda en los distintos nodos de la red, otros calculan el flujo de carga 
por cada una de las líneas y trasformadores del sistema y las tensiones en los nodos de la red, 
bajo diversas hipótesis de funcionamiento o falla de los diversos componentes y determinan las 
mejores acciones a seguir en cada caso. Otros incluso examinan el comportamiento dinámico 
del sistema eléctrico ante diferentes tipos de perturbaciones. Algunos modelos no solo tratan de 
determinar la acción de control más adecuada cuando el problema ocurre, sino también de 
anticipar la posible ocurrencia, modificando en su caso las condiciones de funcionamiento del 
sistema de forma que no sea vulnerable ante las contingencias más probables. 
 
Sin embargo, esto no es todo, se debe tener en cuenta el aspecto económico, porque los 
operadores que hacen funcionar todo el sistema pueden ser empresas privadas que lógicamente 
intentan maximizar su beneficio o bien instituciones públicas que pretenden minimizar el costo 
del servicio. En cualquier caso, las implicaciones económicas de las diversas decisiones que se 
toman no se pueden obviar, salvo que esté en peligro la propia seguridad del sistema. Cuando la 
demanda crece durante el día en forma previsible, es deseable responder con los grupos de 
generación más económicos que aún tienen capacidad sin utilizar. El objetivo es conseguir cubrir 
la demanda con la generación de más bajo costo variable que esté disponible. Esto constituye 
una nueva dimensión en el funcionamiento de los sistemas eléctricos que aparece en todo 
momento, desde el despacho horario de los grupos de generación, hasta la selección de que 
grupos deben arrancar y parar y cuando, pasando por la utilización de las reservas 
hidroeléctricas, la programación del mantenimiento de los grupos y también las decisiones de 
inversión en nuevas instalaciones. 
 
1.2 Desarrollo histórico de los Sistemas Eléctricos 
 
La energía eléctrica es una de las formas de utilización de energía más ampliamente difundida o 
más popular a nivel mundial debido a sus ventajas, ya que puede transportarse con alta 
eficiencia, de una forma muy fácil y a un costo razonable y sobre todo es la energía más ‘limpia’ 
y de mayor consumo final. Está presente en todos los procesos industriales y en prácticamente 
todas las actividades humanas, por lo que se puede considerar como insustituible. Por todas 
estas razones, es necesario que la construcción y operación de sistemas eléctricos de 
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generación, transmisión y distribución, sean más económicos, seguros, confiables y 
ambientalmente sostenibles. 
 
Sin embargo, su historia es relativamente reciente ya que el inicio de la tecnología eléctrica está 
aceptado situarlo en el último tercio del siglo XIX. Esa tecnología se desarrolla a partir de la base 
científica, experimental y teórica, que sobre la electricidad se había elaborado y formulado a lo 
largo de todo ese siglo. 
 
En 1871 Gramme presenta la primera dinamo industrial movida por una máquina de vapor, lo 
que supuso poder disponer de electricidad en forma de corriente continua y en cantidad 
“abundante”, sustituyendo así a las pilas utilizadas hasta entonces como únicas fuentes de 
electricidad (la pila había sido inventada por Alessandro Volta en el año 1800). Otro hito 
importante ocurrió el 4 de septiembre de 1882 cuando Thomas A. Edison, utilizando 6 
generadores de corriente continua con una potencia total de 900 CV y unas 7.200 bombillas 
(inventadas también por él a finales de 1879), ilumina la calle Pearl en la ciudad de Nueva York, 
la Pearl Street Station, acontecimiento que tuvo una enorme repercusión en su momento y que 
se reconoce como el primer sistema de distribución de energía eléctrica utilizado para 
alumbrado público. La estación suministraba energía en corriente continua para iluminación a 
una pequeña área de Manhattan. El principal problema que tenían estos sistemas eran las 
pérdidas y las caídas de tensión, teniendo en cuenta el bajo nivel de la tensión nominal. Los 
circuitos eran formados con lámparas conectadas en serie, por lo tanto cualquier desperfecto en 
una luminaria, implicaba el apagado de todas las lámparas. 
 
Desde ese momento quedó claro el enorme potencial técnico y económico que representa la 
energía eléctrica; la carrera por su control y utilización fue imparable. Así, en el año, 1882, L. 
Gaulard y J. Gibbs presentan la primera patente del transformador, patente que en 1885 es 
comprada por George Westinghouse. Al año siguiente, en 1886, G. Westinghouse instala el 
primer sistema de alumbrado público en corriente alterna en Great Barnington (MA, EE.UU.) y 
funda su empresa para el desarrollo y utilización de la electricidad en corriente alterna: la 
Westinghouse Electric and Manufacturing Co. En 1888 Nikola Tesla inventa y patenta el primer 
motor de inducción, Westinghouse compra la patente y contrata a Tesla. 
 
En los años 1888 y 1889 se vive una apasionante guerra tecnológica y comercial: la lucha entre 
los defensores de los sistemas de corriente continua, encabezados por Edison a través de su 
empresa, la Edison General Electric Co., y los de los sistemas de corriente alterna, con 
Westinghouse a la cabeza. Los sistemas en corriente continua presentaban el gran problema de 
las pérdidas de energía por efecto Joule debidas a la intensidad de corriente que circulaba por el 
sistema, problema más gravecuanto mayor es la potencia demandada: para minimizar en lo 
posible esas pérdidas los generadores debían estar en las propias ciudades, en el centro de la 
zona que alimentaban (de ahí el nombre de “central” que todavía se utiliza en español para 
designar a las instalaciones de generación). La gran ventaja que supuso el poder transportar la 
energía eléctrica en corriente alterna desde las centrales generadoras, situadas a muchos 
kilómetros de los consumidores, gracias a poder elevar la tensión mediante transformadores, y 
el desarrollo y la utilización en la industria de los motores de inducción a partir de la patente de 
Tesla, dieron finalmente la victoria a los sistemas de corriente alterna. 
 
Con la presentación del primer sistema trifásico, entre Frankfurt y Lauffen, presentado en 1891 
en la Exposición de Frankfurt y la construcción de la central de las Cataratas del Niágara en 1895, 
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la corriente alterna queda definitivamente aceptada como la forma de generar, transportar y 
distribuir la energía eléctrica. 
 
Sin duda, el paso de importancia revolucionaria para la extensión de la energía eléctrica a un 
elemento de consumo masivo fue el “transformador”. Este equipo permitió la utilización de 
altas tensiones y facilito la transmisión a distancias considerables, poniendo a disposición la 
potencia eléctrica en la puerta de cualquier consumidor. 
 
Los primeros sistemas eléctricos de potencia en corriente alterna se pusieron a trabajar 
prácticamente en forma simultánea en Inglaterra y Estados Unidos de Norteamérica en 1886. 
Estos pequeños sistemas de generación son los antecesores de las gigantescas centrales 
eléctricas disponibles en la actualidad, con participación privada y estatal, ya sea de orden 
nacional como internacional, tanto en la propiedad como en la explotación y concesión, 
funcionando en algunos países como verdaderas empresas comerciales, con fines de lucro y 
tratamiento del consumidor de energía eléctrica, no como un “usuario” sino en carácter de 
“cliente”, con todas las implicancias del significado de la palabra. 
 
Desde finales del siglo XIX y durante todo el siglo XX, el crecimiento de los sistemas eléctricos ha 
ido a la par del avance tecnológico de la sociedad, hasta el punto de considerar el consumo de 
energía eléctrica como uno de los indicadores más claros del grado de desarrollo de un país. Las 
redes de transmisión en general se fueron desarrollando en corriente alterna en alta tensión 
 
Debido a que la capacidad de transporte de las líneas en corriente alterna aumenta 
proporcionalmente con el cuadrado de la tensión, mientras que el costo por unidad de potencia 
transportada decrece con la misma. Fue por tanto claro el interés por superar las barreras 
tecnológicas que limitan el uso de tensiones más elevadas. En 1910 ya se habían alcanzado los 
150 kV y en 1992 se puso en servicio la primera línea de 245 kV. Desde entonces, las tensiones 
máximas de utilización de corriente alterna no han dejado de aumentar. Sin embargo la 
corriente continua nunca se ha dejado de utilizar porque presenta ventajas sobre la alterna en 
determinadas aplicaciones, tales como la tracción eléctrica y particularmente el transporte de 
electricidad, sea con líneas aéreas, subterráneas o submarinas, cuando las distancias son 
excesivas para el uso de corriente alterna. La primera red moderna de este tipo, fue construida 
por la empresa ASEA en 1954 en Suecia, con una potencia de 20 MW y una tensión de 100 kV, 
empleándose rectificadores/inversores de vapor de mercurio, posteriormente se emplearon 
tiristores y se impuso la electrónica de potencia a partir de ese entonces. 
 
En el nuevo siglo, las instalaciones de corriente continua crecieron considerablemente, por 
ejemplo en China en el año 2014 ingresó en operación una línea de HVDC de 1680 km, 800 kV y 
de 8000 MW. En el 2018 en México se realizó la construcción de una línea de CD de 1200 km, 
500 kV y 3000 MW. 
 
La frecuencia de la tensión alterna en estos sistemas fue otro parámetro básico de diseño que 
fue necesario elegir. La utilización de frecuencias más elevadas permite que los equipos de 
generación y consumo sean más compactos, pero por otro lado, aumentan las caídas de tensión 
en las líneas de transporte y distribución. Algunos países como USA, Canadá, países de América 
Central y los más septentrionales de América del Sur, adoptaron frecuencias de 60 HZ, mientras 
que el resto de países de América del Sur, en Europa y África se adoptaron los 50 HZ. En 1906 se 
creó la Comisión Electrotécnica Internacional, con el objetivo de normalizar en lo posible los 
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equipos eléctricos. Sin embargo no fueron capaces de unificar la frecuencia, que actualmente 
sigue dividiendo a los países en dos bloques. 
 
Las ventajas de interconectar entre si los distintos pequeños sistemas eléctricos aislados se 
hicieron pronto patentes porque la fiabilidad de cada uno de los sistemas individuales aumenta, 
por el apoyo que puede recibir de los demás en caso de emergencia y se reduce la necesidad de 
contar con capacidad de generación de reserva porque se puede contar con las reservas de los 
demás sistemas. Un sistema interconectado permite utilizar en cada momento las plantas de 
producción que más económicamente pueden cubrir la demanda, lo que es particularmente 
interesante cuando las demandas máximas de los distintos sistemas no coinciden en el tiempo y 
cuando la mezcla de tecnologías de generación, por ejemplo hidroeléctrica y térmica no es a la 
misma en cada sistema. . 
 
En cuanto al consumo de electricidad, se observa que la tendencia mundial se orienta a un 
aumento del consumo en kW per cápita, lo cual está estrechamente relacionado con el estándar 
de vida. Esta orientación obliga a los encargados de la previsión y planeamiento de los sistemas, 
a un considerable esfuerzo para poder responder a tales demandas, con índices de calidad altos 
y reservas del orden del 30%, con necesidades de ser incrementada para permitir el 
mantenimiento y la modificación del sistema. Además se observa un incremento de la 
participación de la energía eléctrica en el total energético, con una disminución del costo 
unitario causado por mejoras tecnológicas operativas. 
 
Figura No 1.1 Variación del costo de la energía 
 
 
 
1.3 Aspectos de Organización 
 
La organización para planificar, operar y mantener los sistemas eléctricos en el tiempo ha ido 
evolucionando, adaptándose a las condiciones impuestas por el desarrollo tecnológico y en 
función a las teorías económicas predominantes en cada tiempo y lugar. Como se mencionó, las 
primeras aplicaciones industriales de la electricidad fueron de carácter estrictamente local, con 
un generador alimentando un conjunto cercano de cargas de iluminación. Así se fueron 
desarrollando, por iniciativa privada o pública, normalmente municipal, numerosos sistemas 
eléctricos aislados, fundamentalmente dedicados a la iluminación, urbana y posteriormente el 
funcionamiento de motores eléctricos con diversas aplicaciones. El concepto de empresa 
verticalmente integrada, es decir que genera, transporta, distribuye y comercializa la 
electricidad, surgió de manera natural y así se ha mantenido en muchos países hasta que hubo 
las reformas en esta industria. El enorme desarrollo del consumo eléctrico, las fuertes 
económicas de escala en la generación de electricidad y el aumento de la capacidad de 
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transmisión de las líneas a tensiones elevadas propiciaron el desarrollo de la red de transporte, 
frecuentemente bajo tutela de los Estados, para conectar los sistemas aislados, dando lugar a 
verdaderos sistemas nacionales. 
 
Las características especiales de la electricidad han motivado que su suministro se haya 
considerado como un servicio público en la mayoría de los países, propiciando la intervención 
del Estado para garantizar una calidad y precios razonables. Esta intervención en algunos casos 
se ha concentrado en la nacionalización de la industria eléctrica,como ha sido el caso de la 
mayor parte de los países europeos hasta los años noventa. En los casos restantes la 
intervención ha consistido en imponer a las empresas la regulación típica de un monopolio, 
fijando niveles obligatorios mínimos de calidad a cumplir, precios y tarifas que remuneren los 
costos incurridos incluyendo una rentabilidad razonable del capital invertido. 
 
A inicios de los años noventa una nueva visión de organización puso en tela de juicio la 
estructura de integración vertical de la empresa eléctrica y que se impuso en el mundo entero. 
La fuerte capacidad de interconexión de la red de transporte en la mayoría de los países y 
también entre países distintos, permite que generadores situados en cualquier nodo de la red 
puedan competir entre sí por suministrar electricidad a cualquier otro nodo de la red. Así es 
posible separar las actividades de red, estrictamente monopolistas de las de generación y 
comercialización, que pueden realizarse en régimen de competencia. 
 
Bajo esta nueva concepción de organización del sector eléctrico, la operación y la planificación 
de los sistemas de energía eléctrica cobran una dimensión diferente. Cada empresa de 
generación decide individualmente cuando y cuanto producir, la gestión del agua en sus 
embalses y los programas de mantenimiento de sus plantas. Las decisiones de inversión en 
nuevas plantas de generación no se toman centralizadamente por ninguna entidad o empresa 
responsable de garantizar el suministro, sino por inversores privados que consideran que su 
inversión resultara rentable y que no son responsables de la garantía del suministro global. 
 
1.4 Los Sistemas Eléctricos 
 
Los sistemas eléctricos han evolucionado de forma parecida en todos los países convergiendo 
hacia una estructura y configuración técnica muy similar, están formados por todos los 
componentes necesarios para poder producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica y se 
pueden agrupar en dos grupos: Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) y Sistema Eléctrico de 
Distribución (SED). Los SEPs, están constituidos por generadores, transformadores y líneas de 
transmisión, se caracterizan por presentar alta redundancia, es decir son sistemas en malla, 
mientras que los SEDs, están constituidos por transformadores de distribución y redes de Media 
y Baja Tensión, presentan baja redundancia porque en general son sistemas radiales. 
 
Los sistemas eléctricos buscan proveer energía eléctrica con una continuidad del servicio, 
regulación de tensión, control de frecuencia y al menor costo posible. 
 
Básicamente el Sistema Eléctrico tiene los siguientes elementos: 
 
- Centrales o plantas de generación que producen la energía eléctrica 
- Líneas de transmisión de energía eléctrica de alta tensión 
- Estaciones transformadoras (subestaciones) que reducen la tensión de la línea 
 7 
- Líneas de distribución de media y baja tensión 
- Centro de control eléctrico desde donde se gestiona y opera el sistema de generación y 
transporte de energía eléctrica 
 
Un aspecto importante en los sistemas eléctricos, es el hecho de que la electricidad debe 
generarse al mismo tiempo que se consume, por lo que debe existir siempre una igualdad entre 
la potencia demandada por los consumidores, con la potencia generada y que procede, en el 
caso de las centrales eléctricas convencionales, de la potencia mecánica que desarrollan las 
turbinas. 
 
La generación de energía eléctrica tiene lugar en las centrales eléctricas, siendo la mayor parte 
de las centrales hidráulicas y térmicas, tanto convencionales (de carbón, de fuel óleo, de gas, de 
ciclo combinado y de cogeneración) como nucleares. Actualmente se está ampliando el tipo de 
centrales y así, aunque aún con una potencia instalada mucho menor que las anteriores, existen 
centrales basadas en energías renovables (eólicas, fotovoltaicas, de biogás obtenido a partir de 
la biomasa o de residuos sólidos urbanos, etc.). Los alternadores de las centrales producen la 
energía eléctrica en media tensión, de 6 a 30 kV, tensión que se eleva mediante los 
transformadores de salida de la central para ser inyectada en la red de transporte. La frecuencia 
del sistema de corriente alterna que se genera es fija y está normalizada: 50 Hz en Europa y 60 
Hz en gran parte de América, en el caso de Bolivia la frecuencia es de 50 Hz. 
 
La red de transporte y distribución está formada por las líneas que llevan esa energía hasta los 
consumidores. El transporte se hace en alta tensión (400, 230, 132 y 115 kV por ejemplo) para 
disminuir las perdidas. La red de alta tensión es una red geográficamente extensa, va en algunos 
casos, más allá de las fronteras de los países, y es mallada. En los nudos de esa malla, donde las 
líneas se interconectan (es decir, a donde llegan y de donde salen), se encuentran las 
subestaciones en las que están los transformadores, para cambiar a los niveles de tensión de las 
líneas, los elementos de mando y de protección, que sirven para manipular y proteger la red 
(interruptores, seccionadores, fusibles, pararrayos, etc.), y los elementos de medida, que 
permiten conocer en todo momento la situación del sistema y los valores de las variables más 
importantes. De algunas de esas subestaciones salen líneas a menor tensión que forman las 
redes de distribución en media tensión (de 34.5. 24.9 y 6.6 kV por ejemplo), mucho menos 
malladas y de menor tamaño, en las se encuentran los centros de transformación en los que la 
tensión se va reduciendo hasta que finalmente, y conforme el sistema llega hasta los últimos 
consumidores, se transforman en otras redes de baja tensión (380 y 220 V). 
 
Por último están los consumidores de esa energía eléctrica que se genera en las centrales que se 
conectan a la red de alta tensión (grandes industrias y redes de distribución en media tensión), 
de media tensión (industrias, distribución a las ciudades y redes de distribución en baja tensión) 
y de baja tensión (la mayoría de los consumidores como, por ejemplo, pequeñas industrias y los 
consumidores domésticos finales). 
 
Los primeros sistemas eléctricos estaban aislados unos de otros; el crecimiento de la demanda 
de electricidad y de la consiguiente capacidad de generación y de transporte, supuso un rápido 
proceso de concentración empresarial y de interconexión de esos pequeños sistemas dando 
lugar a otros mucho más grandes, tanto en potencia como en extensión geográfica, que son los 
que existen actualmente. La figura No 1.2, muestra un esquema de la composición de un 
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sistema eléctrico con sus distintos componentes con sus etapas definidas de Generación, 
Transmisión y Distribución de energía eléctrica. 
 
Figura No 1.2 Sistema Eléctrico 
 
 
 
En los recientes años, los sistemas eléctricos aumentaron en complejidad debido a las 
interconexiones entre países y al uso de nuevas tecnologías surgiendo conceptos como el Smart 
Grid (redes inteligentes) que utilizan la tecnología informática para optimizar la producción, el 
transporte y la distribución de electricidad con el fin de equilibrar mejor la oferta y la demanda 
entre productores y consumidores. 
 
La interconexión entre sistemas eléctricos permite garantizar el suministro eléctrico en un 
determinado territorio cuando un sistema en concreto no puede generar energía suficiente para 
cubrir la demanda. Esto sucede cuando se produce una punta extraordinaria e imprevista de 
consumo (por ejemplo. una ola de frío), o cuando algún o algunos centros de producción dejan 
de estar operativos temporalmente y no suministran energía al sistema. 
 
Por este motivo, cuanto más interconectados estén los sistemas eléctricos y mayor sea su 
capacidad de intercambio de energía, mayor será también la seguridad y calidad de servicio que 
proporcionen. 
 
Cargas en un Sistema Eléctrico de Potencia 
La carga de un sistema eléctrico está constituida por un conjunto de cargas individuales de 
diferentes tipos, industrial, comercial, domiciliario, iluminaciónpública, agua potable, etc. En 
general, una carga absorbe potencia real y potencia reactiva; es el caso de las cargas con 
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dispositivos de estado sólido, por ejemplo. Las cargas puramente resistivas absorben 
únicamente potencia real. De aquí que las cargas de un sistema eléctrico también se clasifiquen 
en lineales y no lineales. 
 
Topología de un Sistema Eléctrico 
Los tipos de configuración de un sistema eléctrico son radial, anillo y malla y cada uno presenta 
diferentes características de confiabilidad y económicas: 
 
- Sistema radial (menos confiabilidad y más económico): En un sistema radial, las cargas 
tienen una sola alimentación, de manera que una falla en la alimentación produce una 
interrupción en el suministro. 
 
Figura No 1.3 Sistema radial 
 
 
 
- Sistema en anillo (mayor confiabilidad y más costo): Con un sistema en anillo se tiene una 
doble alimentación y puede interrumpirse una de ellas sin causar una interrupción del 
suministro. 
 
Figura No 1.4 Sistema anillo 
 
 
 
- Malla o Red (mayor confiabilidad y mayor costo): Con éste tipo de sistema se aumenta el 
número de interconexiones y en consecuencia la confiablidad y seguridad del servicio de 
suministro de electricidad. 
 
Figura No 1.5 Sistema malla (red) 
 
 
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1.5 Sistemas de Generación 
 
Un sistema eléctrico tiene la constitución básica dada por la producción y el consumo de energía 
eléctrica, en otras palabras existen consumidores que demandan energía eléctrica y deben 
entonces existir medios de producción de energía eléctrica que pueden ser de diferente tipo. 
Estos medios de producción que son las centrales de generación, tienen el objetivo de producir 
la energía eléctrica que será consumida por la carga, con la máxima calidad y eficiencia que 
pueden ser del tipo: hidráulica, térmica, nuclear y centrales no convencionales. 
 
En sistemas eléctricos interconectados, no existen a la fecha consumidores alimentados 
solamente por una fuente, porque la alimentación combinada suministra una serie de ventajas 
como el ahorro que radica en el bajo costo operativo de las hidráulicas combinado con el bajo 
costo de inversión de las térmicas. En algunos casos se llegan a interconectar sistemas 
internacionales, para optimizar la reserva y aprovechar la diferencia en horas de luz y calor para 
despachar energía de un país a otro, transitando a través de un tercero. 
 
Por lo general la ubicación de las centrales eléctricas no coincide con la localización de la carga 
porque principalmente este está definido por razones debidas a la topología o accidente 
geográfico (centrales hidráulicas) o por razones de disponibilidad del recurso natural del 
combustible (más eficiente es el transporte de la energía que el del combustible). Por lo tanto, 
es necesario contar con una red de transporte para vincular el centro de producción con la 
carga. Prácticamente toda la generación de energía eléctrica disponible a nivel mundial se 
obtiene a través de máquinas de impulso de tipo rotativo, las mismas son accionadas a 
velocidades convenientes e impulsan generadores normalmente trifásicos del tipo sincrónico, 
dichos generadores alcanzan rendimientos muy elevados de manera tal que para propósitos de 
análisis sus pérdidas son despreciables. 
 
La generación no convencional con excepción de la eólica, no tiene valores de potencia instalada 
importantes en relación a las convencionales, aunque en los últimos años, la energía solar está 
teniendo un fuerte crecimiento debido a decisiones políticas de los países. Por otro lado, la 
cantidad de energía que el hombre está acostumbrado a utilizar para satisfacer sus necesidades, 
supera ampliamente las posibilidades actuales de los emprendimientos del tipo no 
convencional. Sin embargo en el momento en el que se produzca la disminución de rentabilidad 
de explotación o el agotamiento de las reservas de las convencionales, con toda seguridad, se 
estudiarán las alternativas con diferente perspectiva. 
 
Por razones constructivas no resulta ventajoso generar a mayor tensión que 30 kV, el límite está 
fijado por la combinación de la aislación eléctrica y su correspondiente aislación térmica, 
dificultando los diseños al existir la necesidad de emplearse conductores de mayor sección y por 
ende de mayor capacidad de corriente, normalmente los generadores trabajan a tensiones de 
10 kV a 30 kV, por lo tanto, es necesario disponer de una subestación de elevación de la tensión 
para poder transmitir potencias elevadas de una forma eficiente 
 
Clasificación de las centrales de generación 
 
La clasificación de las Centrales Eléctricas, pude hacerse teniendo en cuenta muchos criterios. 
Para poder tener una idea concreta de la función de cada una de las centrales dentro del 
sistema eléctrico se puede clasificarlas en función de tres criterios: 
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- Clasificación según el origen de la energía 
- Clasificación según la operatividad diaria y estacional 
- Clasificación según su participación en la curva de carga 
 
Según el origen de la energía: 
 
 Vapor 
a) Térmicas Turbogas 
Diesel 
 Nucleares 
 
 Gran Salto (Pelton) 
 Regularizadas Medio Salto (Francis) 
 Bajo salto (Kaplan) 
 
 No regularizadas Pelo de agua (Francis o Kaplan) 
b) Hidráulicas 
 Maremotrices (Kaplan) 
 Bombeo (Francis o Kaplan) 
 
c) Eólicas 
d) Geotérmicas 
e) Solares 
 
 
Según su operatividad diaria y estacional: 
 
 Nucleares 
a) Base Pelo de agua 
Vapor 
 
 Turbogas 
 Regularizadas 
b) Pico Diesel 
 Vapor obsoletas 
 
 Turbogas 
 Obsoletas 
 Vapor En años de máxima hidraulicidad 
c) Reserva 
 Diesel 
 
 Regularizadas (hidráulicas) 
 
Centrales de carga Base: Son las destinadas a suministrar la mayor parte de la energía eléctrica 
que demanda un sistema en forma continua, por lo general son centrales termoeléctricas de las 
de mayor potencia en el sistema, algunas hidroeléctricas y las nucleoeléctricas. 
 
Centrales de carga Pico: Son las que suministran la energía eléctrica en la horas de demanda 
pico y pueden ser centrales hidroeléctricas que operen en forma combinada para base y carga 
pico algunas o bien para cubrir pico no muy elevados por medio de plantas de gas o ciclo 
combinado por la ventaja de entrar en servicio rápidamente. 
 
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Centrales de Reserva: Son las que tienen como finalidad sustituir en forma parcial o total a las 
centrales hidráulicas usadas para carga base cuando falta agua o se presente una falla en la 
parte eléctrica, su operación se puede decir que es intermitente. Por lo general son pequeñas 
plantas termoeléctricas o termoeléctricas de baja eficiencia 
 
Según su participación en la curva de carga: 
 
En este criterio de clasificación se pretende ubicar a cada uno de los tipos de las centrales 
eléctricas en la curva de carga del sistema. Esta localización dependerá de las características 
propias de cada una de las unidades generadoras que componen el sistema de generación. En la 
figura 1.6 se observa esta clasificación. Si se toma como ejemplo el principal sistema eléctrico de 
Bolivia (Sistema Interconectado Nacional), donde existe una desintegración horizontal de la 
actividad de generación, el ingreso de cada una de las unidades generadoras es establecido por 
el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), según el despacho realizado en la 
programación diaria, semanal y estacional. En esta función de gestión, uno de los principales 
parámetros que se utiliza es el costo de generación de las centrales, teniendo en cuenta además 
la coordinación hidrotérmica. 
 
Figura No 1.6 Clasificación de las centrales según su participación en la curva de carga 
 
 
 
Dado que las centrales eléctricas deben suministrar energía eléctrica a diferentes tipos de 
consumidores (industrias, comercios, domicilios y alumbrado público entre otros) con 
características variadas y ubicadas en ciertos casos en forma geográfica dispersa y lo deben 
hacer en función de varios factores como son ladisponibilidad de generación, la economía de 
operación, etc., es muy útil hablar con propósitos de planificación, operación y diseño de 
centrales eléctricas, de lo que se conoce como las gráficas de curvas de carga. 
 
Las curvas de carga normalmente se obtienen por información directa de la operación de las 
centrales eléctricas identificándose la demanda máxima, mínima y el factor de potencia para los 
diferentes meses del año y que muestran por lo general grandes variaciones en la demanda de 
energía eléctrica. Con el objeto de tener una idea de las variaciones de esta demanda es común 
que se elaboren gráficas de demanda diaria en las centrales eléctricas (en el eje de las abscisas 
es normal que indique las horas del día y en el de las ordenadas el consumo de potencia en kW, 
MW ó GW) como se muestra en la figura 1.6. 
 
En una curva típica de demanda se puede observar que puede haber variaciones sensibles en el 
consumo de potencia a las diferentes horas del día particularmente en cuanto a la demanda por 
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alumbrado público se refiere, que es donde puede haber variaciones a la hora del consumo 
dependiendo de las estaciones del año ya que, por ejemplo los países que no están muy 
alejados de la línea del Ecuador no tienen una variación muy brusca en la hora que se obscurece, 
en tanto en los que sí existe este problema por estar distantes de la línea del Ecuador es notoria 
la diferencia entre las curvas de demanda de verano e invierno. Esta situación se presenta 
también en aquellos lugares en donde las condiciones del tiempo, es decir la temperatura 
cambia bastante de una estación del año a otra y entonces la demanda por calefacción y aire 
acondicionado aumenta en ciertas épocas del año y a ciertas horas. 
 
Dependiendo de los estudios de crecimiento de la demanda, para las distintas zonas de un país, 
se planifica la generación y el desarrollo de la red, la capacidad y ubicación de las centrales 
generadoras, pero estas no dependen necesariamente de los requerimientos del sistema, ya que 
por ejemplo una central hidroeléctrica está limitada por la capacidad de los recursos 
hidrológicos y su ubicación se fija de acuerdo a estos, en el caso de una termoeléctrica, su 
ubicación se define de acuerdo a un estudio técnico económico que generalmente considera dos 
alternativas: llevar el combustible a la central estando cercana al centro principal de consumo, ó 
bien instalar la central cerca del lugar de abasto de combustible y transportar mediante líneas 
de transmisión la energía eléctrica a los centros de consumo, por lo general esta última 
alternativa es preferida por ser más económica. 
 
Otro aspecto importante a considerar es que de acuerdo con las curvas de carga o demanda de 
energía eléctrica las centrales generadoras se pueden emplear para cubrir lo que se conoce 
como la Demanda Base o bien para cubrir los picos de la demanda o sea los excesos de demanda 
sobre la demanda media, en periodos más o menos cortos de tiempo con duración por ejemplo 
de una o dos horas, en este sentido es práctica común por razones de operación que las 
centrales termoeléctricas cubran la demanda base y las hidroeléctricas los picos de demanda, 
con relación a este problema tienen una gran importancia los tiempos necesarios para poner en 
marcha las unidades generadoras y de aquí se puede observar que las centrales termoeléctricas 
no se pueden usar para cubrir los picos de la demanda debido al tiempo que requieren para 
absorber carga del sistema, a este respecto se puede dar como una idea de orden de magnitud 
de estos tiempos los especificados en la Tabla Nº 1.1 
 
La interconexión con la red eléctrica se hace en algunos segundos o fracciones de segundo. 
 
Tabla. No 1.1 – Tiempos de puesta en operación de centrales eléctricas 
 
Tipo de Central Arranque en Frío Absorción de carga a partir de 
operar en vacío 
 
Termoeléctricas 
 
1.5 a 5.0 horas 10 a 30 minutos 
Termoeléctricas con 
turbinas de gas 
2 a 6 minutos 30 segundos a 1 minuto 
Hidroeléctricas 
 
20 segundos a 3 minutos 10 segundos a 3 minutos 
 
Los conceptos anteriores sirven para establecer que considerando los elementos de proyecto 
para una central eléctrica, esta no se puede proyectar para la demanda máxima ya que de 
acuerdo con las curvas de demanda se puede observar que en este caso trabajaría la mayor 
 14 
parte del tiempo con carga reducida lo que equivale a decir que trabajaría con muy bajo 
rendimiento y su operación no resultaría económica esto hace ver la utilidad de la curva de 
demanda anual que se comienza trazando con la potencia máxima en el año y después los 
puntos que corresponden a todas las horas de un año (8760 horas) en orden decreciente, el 
área bajo la curva, representa el total de la energía eléctrica suministrada en un año, por lo que 
si se designa esta área por A, la carga media anual se calcula como: 
 
 
 
La figura 1.7 muestra la forma que tiene la curva de carga anual de una central eléctrica 
considerando las 8760 horas de un año. 
 
Figura No 1.7 Curva de demanda anual de una central eléctrica 
 
 
 
Otro aspecto a considerar es que el factor de potencia varia para la central dependiendo de la 
hora del día (tipos de carga). A partir de esto se puede establecer las características de carga 
para una central eléctrica por medio de conceptos que relacionan la carga que puede 
suministrar la central eléctrica y la demanda de energía eléctrica por parte de los consumidores, 
estos conceptos son principalmente los siguientes: 
 
- Potencia o capacidad instalada 
- Factor de demanda 
- Factor de instalación 
- Utilización anual 
- Factor de utilización 
- Factor de carga 
- Factor de reserva 
 
Potencia o capacidad instalada: representa la suma de todas las cargas instaladas en un sistema 
por que se le denomina “carga instalada” 
 
Factor de demanda: es la relación entre la demanda máxima que se presenta en un sistema y la 
potencia instalada. Este factor es variable, pero se puede tomar en los sistemas eléctricos de 
potencia un valor de 0.5 
 
 15 
Factor de instalación: conocido también como factor de simultaneidad, es la relación entre la 
potencia total de la central y la carga conectada a la red que alimenta a la central. 
 
Utilización anual: es un factor que da una idea de las características de operación de una central 
anualmente. Se expresa como un cociente entre el número de horas anuales que debería 
trabajar una instalación a su plena carga para que la energía producida sea igual a la que la 
central produciría con su ciclo de carga variable. 
 
Factor de utilización: es un factor que da una idea de la utilización de una central eléctrica al 
año, se expresa como el cociente entre el número de horas de utilización anual y el número de 
horas que tiene un año. 
 
Factor de carga: es un indicativo de la naturaleza de la carga instalada y se define como la 
relación entre la potencia media y el pico máximo de un sistema. 
 
Factor de reserva: es la relación entre la potencia total de una central generadora considerada y 
la potencia máxima que ha de suministrar. 
 
Generación con combustibles fósiles 
 
La generación de electricidad a partir de combustibles fósiles ha sido el proceso de generación 
más importante del siglo XX y se anticipa que seguirá siendo dominante durante la mayor parte 
del siglo XXI. 
 
El uso de combustibles fósiles está siendo cuestionado, fundamentalmente por la producción de 
dióxido de carbono (CO2) que se emite a la atmosfera el cual contribuye a la acumulación de 
gases de efecto invernadero, que es uno de los impulsores del cambio climático. Sin embargo, 
también está claro que los combustibles fósiles y la energía nuclear, representan hoy en día las 
tecnologías capaces de cubrir significativamente la satisfacción de la demanda energética 
mundial. La Agencia Internacional de Energía (AIE) (World Energy Outlook 2008) prevé que para 
el año 2030, el porcentaje de electricidad generado con combustibles fósiles sea del 66%mostrando que no solo no disminuye el uso de esta fuente de energía, sino que aumenta 
ligeramente en este periodo de tiempo. La energía nuclear esta entrampada en una discusión 
polémica y política y aunque en algunos países se continua utilizando e incluso crece su 
participación, en la mayoría de los países desarrollados no se han instalado nuevas centrales y 
en algunos de ellos se está esperando llegar al final de su vida útil para desmantelarlas. 
 
Generación con diferentes tecnologías 
 
La generación con diferentes tecnologías tiene muchas y variadas justificaciones, la primera es 
económica que se deriva de la curva de perfil de carga de la demanda. El rango de costos fijos de 
inversión para construir la central la central y de costos de operación para generar con la central 
varía mucho de una tecnología a otra. Las centrales nucleares requieren altísimos costos de 
inversión, pero presentan costos de operación muy reducidos, que la convierte a la nuclear en 
una tecnología atractiva desde el punto de vista para cubrir la franja de la curva de carga que se 
extiende las 8760 horas del año. En el otro extremo, la tecnología basada en las turbinas a gas 
que tiene altos costos de operación pero bajos costos de inversión, por lo que es un tipo de 
 16 
generación muy atractivo para cubrir las puntas de demanda durante las pocas horas del año en 
las que tiene lugar. 
 
También hay otras razones como la política estratégica y medio ambiental que explican la 
variedad tecnológica en generación eléctrica, por ejemplo asegurarse el abastecimiento de 
combustible con la mayor independencia posible de las crisis políticas y económicas, exigen 
adoptar estrategias de diversificación. Asimismo criterios económicos de internalización de los 
costos medioambientales y planteamientos de medio y largo plazo de sostenibilidad 
medioambiental, conllevan a tomar medidas regulatorias para la promoción de tecnologías de 
producción con menor impacto ambiental. 
 
La actividad de generación de energía eléctrica con grandes centrales se caracteriza 
económicamente por requerir una inversiones muy elevadas y amortizables a muy largo plazo 
(25 o 30 años) después de varios años de construcción (hasta 5, 10 años o incluso mas para 
centrales nucleares o centrales hidráulicas de gran tamaño) El elevado riesgo económico que lo 
anterior supone solo es asumible por entidades de propiedad pública o por la iniciativa privada 
cuando existe una garantía estatal suficiente, que asegure la recuperación de los costos de 
inversión y operación por medio de unas tarifas reguladas al efecto. La introducción de la 
tecnología de los ciclos combinados de gas ha modificado sustancialmente las condiciones de 
contorno, al disminuir significativamente el riesgo porque son centrales más flexibles, 
modulares y competitivas, de tamaño más reducido y con menor tiempo de construcción. 
 
1.5.1 Centrales Hidroeléctricas 
 
Por central hidroeléctrica se entiende al complejo de obras civiles, hidráulicas y eléctricas que 
permiten transformar en energía eléctrica la energía potencial o cinética que contiene el agua 
de las caídas, de los embalses o los ríos y que depende también de un cierto desnivel entre la 
central y los ríos, caídas o embalses. 
 
Las centrales hidroeléctricas utilizan los ríos como recurso para generar energía. Primero, se 
construyen embalses donde el agua incide en una turbina hidráulica, produciéndose así energía 
mecánica, que es proporcionada a un generador para que este la convierta en energía eléctrica. 
La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua en energía 
mecánica y luego convertirla en energía eléctrica. Este proceso toma en consideración varios 
factores entre los cuales uno de los más importantes es la caída de agua. Este factor es decisivo 
al momento de escoger el tipo de turbina hidráulica que se instalará en la planta. 
 
Esto se logra al tomar el agua de una o varias fuentes (ríos, lagos, etc.) que se retiene en un 
embalse (como energía potencial), en un sitio con mayor elevación con respecto a la casa de 
máquinas. Esta agua se dirige por medio de la fuerza de la gravedad, a través de un sistema de 
conducción (túneles, canales, tuberías, tanques de oscilación, etc.), hasta llegar a la casa de 
máquinas, lográndose convertir la energía potencial en energía cinética (de movimiento) o 
energía hidráulica. Con su masa y velocidad, el agua hace girar las turbinas (tipo Pelton, Francis o 
Kaplan), ubicadas en la casa de máquinas, las cuales transforman la energía hidráulica en 
energía rotacional. 
 
Los generadores, que se encuentran acoplados a las turbinas por un eje en común, son los 
encargados de transformar la energía rotacional en energía eléctrica, la cual se traslada a la 
 17 
subestación elevadora (ubicada cerca de la casa de máquinas); esta se encarga de elevar la 
tensión o voltaje para que la energía llegue a los centros de distribución con la debida calidad. 
Todo este proceso es administrado desde la sala de control de la casa de máquinas. 
 
La energía hidráulica que existe en forma natural esta suministrada por las precipitaciones 
atmosféricas que se presentan por efecto de la condensación del vapor de agua que contiene la 
atmosfera. El agua proviene de la lluvia por la evaporación de los océanos, ríos, lagos además de 
servir para otros fines tales como el riego y recreo, sigue siendo uno de los energéticos más 
importantes por las siguientes características: 
 
a) Disponibilidad 
b) No es contaminante 
c) Produce trabajo a la temperatura ambiente 
 
Una central hidroeléctrica consta generalmente de una presa que almacena una gran cantidad 
de agua, un aliviadero que libera el agua sobrante de forma controlada y una casa de máquinas. 
La central hidroeléctrica también puede contar con diques y otras estructuras de control y 
contención del agua, que no participan directamente en la generación de electricidad. La casa 
de máquinas contiene canales de conducción que hacen pasar el agua a través de unas turbinas 
que convierten el caudal lineal en caudal rotativo. El agua cae por las palas de la turbina o fluye 
horizontalmente a través de ellas. La turbina y el generador están interconectados. De este 
modo, la rotación de la turbina hace girar el rotor del generador. 
 
El potencial de energía eléctrica del caudal de agua es el producto de la masa de agua por la 
altura de caída y la aceleración gravitatoria. La masa depende de la cantidad de agua disponible 
y de su caudal. El diseño de la central eléctrica determina la altura de caída. En la mayoría de los 
diseños se introduce el agua desde un punto situado cerca de la parte superior de la presa y se 
descarga por la parte inferior al cauce fluvial existente aguas abajo. De este modo, se optimiza la 
altura mientras se mantiene un caudal razonable y controlable. 
 
En la mayoría de las centrales hidroeléctricas modernas, los turbogeneradores están orientados 
verticalmente (son las conocidas estructuras que sobresalen del piso principal de las centrales). 
Sin embargo, casi toda la estructura está situada por debajo de lo que puede verse en el piso 
principal. Se trata del foso del generador y, por debajo de éste, del foso de la turbina y las 
tuberías de alimentación y descarga. A estas estructuras y a los canales de conducción de agua 
sólo se entra ocasionalmente. 
 
En las centrales más antiguas, el turbogenerador es de orientación horizontal. El eje de la 
turbina sobresale de una pared hacia el interior de la casa de máquinas, donde se conecta al 
generador. Este último se parece a un enorme y anticuado motor eléctrico de carcasa abierta. 
Como testimonio de la calidad de diseño y construcción de estos equipos, algunas instalaciones 
de fin de siglo todavía continúan en funcionamiento. En ciertas centrales modernas se han 
incorporado versiones actualizadas de los diseños antiguos. En ellas, el canal de agua rodea 
completamente el turbogenerador y el acceso tienelugar a través de una camisa tubular que 
atraviesa el canal. 
 
En los devanados del rotor del generador se genera un campo magnético. La energía de este 
campo procede de baterías ácidas de plomo o alcalinas de níquel cadmio. El movimiento del 
 18 
rotor y el campo magnético presente en sus devanados inducen un campo electromagnético en 
los devanados del estator. El campo electromagnético inducido crea la energía eléctrica que se 
suministra a la red. La tensión eléctrica es la presión eléctrica originada por el caudal de agua. 
Para mantener la presión eléctrica - es decir, la tensión- a un nivel constante, hay que modificar 
el caudal de agua que pasa por la turbina en función de la demanda o de cambio de condiciones. 
 
El flujo de electricidad puede producir un chisporroteo, por ejemplo en el conjunto excitador del 
rotor, que puede generar ozono, el cual, incluso a niveles bajos, resulta perjudicial para la goma 
de las mangueras contra incendios y otros materiales. 
 
Los generadores de energía hidroeléctrica producen altas tensiones e intensidades muy altas. 
Los conductores de los generadores se conectan al transformador de la unidad y desde éste a un 
transformador de potencia. El transformador de potencia incrementa la tensión y reduce la 
intensidad para su transmisión a larga distancia. Una baja intensidad minimiza la pérdida de 
energía por calentamiento durante la transmisión. En algunos sistemas se emplea como aislante 
el gas hexafluoruro de azufre en lugar de los aceites convencionales. El chisporroteo eléctrico 
puede descomponer este aislante en productos notablemente más peligrosos que el compuesto 
original. 
 
Los circuitos eléctricos contienen disyuntores que pueden desconectar el generador de la red 
eléctrica de forma rápida e impredecible. En algunas unidades se emplea un chorro de aire 
comprimido para romper la conexión. Cuando actúa una unidad de este tipo, se produce un 
altísimo ruido de impacto. 
 
No se debe olvidar que P = γQH, por lo tanto, la potencia de un rio será mayor cuanto más 
grande sea su caudal y desnivel. 
 
Al evolucionar la tecnología de la transmisión eléctrica, esta permitió el desarrollo de las plantas 
hidroeléctricas que se inició en 1910. 
 
Entre las fuentes energéticas la energía hidráulica representa un papel importante al menos en 
las actuales condiciones del desarrollo industrial y su uso por lo general solo se restringe por la 
disponibilidad de los recursos hidrológicos de un país. Las centrales hidroeléctricas utilizan la 
energía potencial del agua ya que muy rara vez se tiene la disponibilidad de disfrutar de una 
caída natural de agua que permita la inmediata instalación de las turbinas hidráulicas sin 
construir obras más o menos importantes. Por lo general se presenta en la mayoría de los casos 
la necesidad de crear en forma artificial el desnivel necesario a la masa del agua con el propósito 
de utilizar la energía disponible. 
 
La generación de energía eléctrica mediante centrales hidroeléctricas es una de las formas más 
económicas de conversión de energía desde el punto de vista de costos de operación, sin 
embargo los costos de inversión normalmente son muy elevados debido a la magnitud de las 
obras civiles asociadas. 
 
Las plantas hidroeléctricas, constituyen una de las principales fuentes de energía renovables, si 
bien dependen de la hidraulicidad de una cuenca, prácticamente sus costos variables de 
generación son despreciables. El agua no tiene “costo” -lo provee la naturaleza-, pero en 
períodos de sequía, se le puede asignar un costo; debido a que se debe respetar ciertas cotas 
 19 
mínimas, además, parte de esas aguas se utilizan en regadíos, cría de peces, centros de 
recreación, etc. 
 
El sistema hidráulico generalmente se compone de múltiples embalses y plantas hidráulicas 
dispuestas en una o varias cuencas hidrográficas. La energía hidráulica disponible se obtiene por 
la acumulación de agua en los embalses. 
 
Se denomina salto de agua, al paso brusco de un caudal de agua, de un nivel superior a otro 
inferior, muchas veces este desnivel se logra mediante la construcción de una presa. Por medio 
del teorema generalizado de Bernoulli, se puede demostrar, que la potencia mecánica obtenible 
de un salto de agua, es proporcional a la altura útil del salto (altura real menos pérdidas de 
carga), al caudal y al rendimiento de la turbina utilizada. 
 
Desde el punto de vista estimativo, se puede considerar que la potencia obtenible es: 
P = 7.35 QH (kW) 
 
donde: Q - es el caudal en m3/seg. 
H - altura en metros 
 
En general, los tipos de embalse dependerán de la topografía y de la geología del lugar. Una 
posible clasificación entre centrales hidroeléctricas, está dada por el salto de agua disponible y 
el número específico de vueltas. 
 
 
 
donde: 
 
N – velocidad en rpm 
P – potencia en hp 
H – salto útil en pies 
 
Esta magnitud es muy importante para poder seleccionar el tipo de turbina 
En forma indicativa puede realizarse la siguiente clasificación: 
 
Valores de ns 
 
Tipo de turbina 
 
12 a 50 Pelton 
50 a 300 Francis 
300 a 500 Francis extra rápidas 
500 a 100 De hélice y Kaplan 
 
La clasificación más común de las instalaciones hidroeléctricas se hace en base a los siguientes 
elementos distintivos: 
 
- Salto o caída disponible: Se pueden clasificar en instalaciones de baja media y alta caía. Son 
de baja caída para alturas menores a 50 metros, media caída para alturas comprendidas 
entre 50 y 250 metros y de alta caída para alturas mayores de 250 metros. 
 20 
 
- Capacidad: Se pueden clasificar como instalaciones de pequeña capacidad para gastos hasta 
10 m3/seg., de media capacidad para gastos entre 10 y 100 m3/seg. y de gran capacidad para 
gastos mayores de 100 m3/seg. 
 
- Sistema de utilización de agua: Pueden ser de agua fluyente (en lecho de rio), en cuenca o 
embalse y de recuperación. Las instalaciones de agua fluyente utilizan la energía hidráulica 
que se suministra de un depósito o embalse de almacenamiento pero sin tener ninguna 
posibilidad de regulación en el flujo de agua, si la capacidad del agua excede el límite para el 
que se ha proyectado la instalación se debe reforzar y por lo tanto evitar problemas con los 
efectos energéticos. En las instalaciones con depósito de regulación, los excesos de agua en 
una parte del día, de una semana, de un mes o una estación determinada se pueden utilizar 
en periodos de tiempo posteriores. En los sistemas de recuperación, el agua utilizada durante 
el día para la producción se recupera de noche mediante sistemas de bombeo (super 
regulación) 
 
- Por el servicio que desempeñan: Son dos tipos de servicio, para carga base y para carga pico. 
El servicio con carga base consiste en el suministro de la energía de una manera continua con 
una carga prácticamente constante, el servicio de carga pico consiste por el contrario, en el 
suministro de la energía en horas típicas del día para poder suministrar la demanda de los 
usuarios durante estos periodos de tiempo. Por lo general, las centrales que operan con 
carga base son aquellas que tienen suministro de agua fluyente, es decir, sin posibilidad de 
regulación, en tanto que las usadas para carga pico son aquellas que tiene posibilidad de 
regulación rápida e independiente del flujo y también atenuada con depósito de agua. 
 
Po otra parte, las centrales hidroeléctricas también pueden clasificarse según la altura del salto, 
según la forma constructiva y según el tipo de flujo de agua, de la manera siguiente: 
 
Según la altura del salto: 
 
- Instalaciones de baja presión (H de 25 m) 
- Instalaciones de media presión (H entre 25 y 100 m) 
- Instalaciones de alta presión (H > 100 m) 
 
Según la forma constructiva: 
 
- Centrales de río 
- Centrales de canal 
- Centrales de embalse 
 
Según el tipo de flujo de agua: 
 
- Centrales de aguas pasantes 
- Centrales de acumulación 
 
Ventajas de las centrales hidroeléctricas 
 
Las centrales hidroeléctricastienen las ventajas siguientes: 
 21 
 
o No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía, constantemente 
repuesta por la naturaleza de manera gratuita. 
o Es limpia, no contamina ni el aire ni el agua. 
o A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección contra las 
inundaciones, suministro de agua, caminos, navegación y aun ornamentación del terreno y 
turismo. 
o Los costos de mantenimiento y explotación son relativamente bajos. 
o Las obras de ingeniería necesarias para aprovechar la energía hidráulica tienen una 
duración considerable. 
o La turbina hidráulica es una maquina sencilla, eficiente y segura, que puede ponerse en 
marcha y detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de 
mantenimiento, por lo general, reducidos 
 
Efectos medioambientales 
 
La generación de energía hidroeléctrica es considerada respetuosa con el medio ambiente y las 
ventajas que ofrece a la sociedad en términos de suministro de energía y estabilización de los 
caudales de agua son muy importantes. Pero no deja de tener un costo ecológico, que en los 
últimos años ha sido objeto de un reconocimiento y una atención cada vez mayores por parte de 
la opinión pública. Por ejemplo, ahora se sabe que la inundación de grandes áreas de tierra y 
roca con agua ácida produce la lixiviación de los metales contenidos en las mismas. 
 
Se ha observado bioacumulación de mercurio en los peces capturados en aguas de estas áreas 
inundadas. La inundación también modifica los patrones de turbulencia del agua así como el 
nivel de oxigenación. Ambas cosas pueden tener graves efectos ecológicos. Por ejemplo, en los 
ríos represados no puede tener lugar la migración de los salmones. Esta desaparición se debe, 
en parte, a que los peces no pueden localizar o atravesar el camino al nivel de agua superior. 
Además, el agua se parece más a la de un lago que a la de un río, y el agua estancada de un lago 
no es compatible con la migración del salmón. 
 
La inundación también destruye el hábitat de los peces y puede desmantelar las zonas de cría de 
los insectos que sirven de alimento a los peces y otros organismos. En algunos casos, la 
inundación anega productivos terrenos agrícolas y forestales. La inundación de grandes áreas 
también ha provocado inquietud por el cambio climático y otros cambios del equilibrio 
ecológico. La retención de agua dulce cuyo destino era mezclarse con una masa de agua salada 
también plantea el problema de los posibles cambios de salinidad. 
 
Componentes de una Central Hidroeléctrica 
 
Una instalación hidroeléctrica está constituida en general por los siguientes elementos: obra de 
almacenamiento (presa), canal de derivación, vaso o toma de carga, conducto forzado, central o 
planta de producción, canal de descarga. 
 
La presa: Se encarga de atajar el rió y remansar la aguas. Con estas construcciones se logra un 
determinado nivel de agua antes de la contención y otro diferente después de la misma. El 
desnivel se aprovecha para producir energía. 
 
 22 
Los aliviaderos: Son elementos vitales que tienen como objetivo liberar parte del agua detenida 
sin que esta pase por la sala de máquinas. Se encuentra en la pared principal de la presa. Su 
misión es la de liberar, si es preciso, grandes cantidades de agua o atender las necesidades de 
riego. 
 
Toma de agua: Son construcciones adecuadas que permiten recoger el líquido para llevarlo 
hasta las maquinas por medio de canales o tuberías. Se hallan en la pared anterior de la prensa 
que entra en contacto con el agua embalsada. Esta toma cuenta además con compuertas para 
regular la cantidad de agua que llega a las turbinas, posee unas rejillas metálicas que impide que 
objetos extraños (troncos, ramas, etc.) lleguen a los alabes y puedan producir desperfectos. 
 
Canal de derivación: Se utiliza para conducir el agua desde la presa hasta las turbinas de la 
central. Generalmente es necesario hacer la entrada a las turbinas con conducción forzada 
siendo por ello preciso que exista una cámara de presión donde termina el canal y comienza la 
turbina. 
 
Casa de máquinas: Es la construcción en donde se ubican las maquinas (turbinas, alternadores, 
etc.) y los elementos de regulación y comando. Entre las turbinas hidráulicas hay tres tipos: 
Turbina Pelton (para saltos grandes), Turbina Francis (para saltos medianos) y Turbina Kaplan 
(para saltos pequeños). 
 
Figura No 1.8 Elementos característicos de una instalación hidroeléctrica de caída alta 
 
 
donde: 
 
1.- Obra de contención 
2.- Obra de toma 
3.- canal de derivación 
4.- Depósito de carga 
5.- Conducto forzado 
6.- Central eléctrica 
7.- Canal de descarga 
T.- Pozo piezométrico para contener el limite admisible de sobrepresión en el conducto (golpe de ariete) 
también conocido como “Chimenea de equilibrio” o “Pozo de oscilación” 
 
En Bolivia, las principales centrales hidroeléctricas que están en operación son: 
 
- Taquesi (89.3 MW) 
- Kanata (7.5 MW) 
 23 
- Corani (148.7 MW) 
- Yura (19 MW) 
- Miguillas (21.1 MW) 
- Zongo (188 MW) 
 
Sin embargo hay plantas hidroeléctricas que no están operación por diferentes motivos, como 
las de COMIBOL (debido al cierre de las minas), las de ELFEC (Angostura e Incachaca y Chocaya) 
y algunas ubicadas en los departamentos de Oruro y Potosi. 
 
El potencial hidroenergético de las tres cuencas mayores de Bolivia fue cuantificado y evaluado 
por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) encontrándose que las correspondientes a la 
cuenca del Amazonas, cuenca del Río de la Plata y la cuenca del Altiplano, tiene un potencial 
bruto de 334.100 MW y aprovechable de 347.920 MW de potencia. Este potencial está 
concentrado en su mayor parte en las cuencas altas del río Beni y Mamoré y cauce principal del 
Rio Grande y Pilcomayo. 
 
La producción hidroeléctrica no está siendo utilizada y de explotarse el potencial podría 
exportarse a los países vecinos como Brasil y Chile que tienen necesidades de energía eléctrica. 
 
1.5.2 Centrales Térmicas 
 
Son las centrales generadoras que utilizan como fuente primaria el calor proveniente de los 
combustibles, el calor del mar o del sol. De esta forma pueden ser de combustión o de no 
combustión. Las plantas Solares térmicas (las que usan el calor del sol) también están 
consideradas dentro de este tipo de plantas generadoras de energía eléctrica. 
 
El principio de funcionamiento de una central térmica se basa en la transformación de energía 
calorífica en energía mecánica y luego en energía eléctrica. Es el aprovechar la energía química 
de los combustibles derivados del petróleo como el bunker, diesel, gas natural, otros como 
carbón mineral, residuos vegetales, etc. para producir electricidad. 
 
La transformación sigue el siguiente proceso: 
 
1. La energía contenida en el combustible se transforma, por combustión en energía 
calorífica. 
2. La energía calorífica que absorbe el fluido de trabajo se convierte al expansionarse en la 
turbina o motor en energía mecánica. 
3. La energía mecánica es transformada en energía eléctrica a través del generador eléctrico. 
 
a) Centrales a Vapor 
 
El ciclo Rankine es el ciclo termodinámico que se emplea en las centrales térmicas de vapor. 
Estas centrales están constituidas por unidades – grupos, cada uno de los cuales consiste de un 
generador de vapor, un grupo turbo – generador y un transformador elevador. 
 
Existen diferentes formas de clasificar las instalaciones o centrales termoeléctricas con turbina 
de vapor, pudiendo ser de acuerdo a la forma de producir el vapor que usan. A este respecto las 
centrales termoeléctricas de vapor permiten prácticamente el uso de todo tipo de fuente de 
 24 
calor hoy día disponible, de manera que se tienen tres tipos principales de centrales 
termoeléctricas de vapor: 
 
- Con combustibles tradicionales (sólidos, líquidos o gaseosos) 
- Con combustibles nucleares 
- Con fuentes geotérmicas 
 
En las centrales térmicas a vapor, losintercambios de energía se realizan utilizando tres clases 
de circuitos principales y varios auxiliares: 
 
 Circuito de combustible: 
El combustible se quema en el hogar, constituido por un recinto cerrado por paredes de 
mampostería, en las que, generalmente, se encuentran los canales de circulación del aire 
necesario para la combustión. Después de calentar la caldera donde, tiene lugar la vaporización 
del agua, los gases residuales de la combustión o humos pasan a un conducto para ser 
eliminados al exterior. Como estos gases aún están calientes, puede aprovecharse la energía 
térmica en ellos contenida para el circuito primario de uno o varios recalentadores de vapor y 
para el circuito primario de uno o más economizadores del agua de alimentación de la caldera. 
Desde aquí los gases pasan a la chimenea de tiro natural o de tiro forzado, por donde salen al 
exterior. 
 
 Circuito de agua – vapor: 
La vaporización del agua se realiza en la caldera que es, un depósito de agua que se calienta hasta 
que el agua se convierte en vapor. Como el vapor, a la salida de la caldera, contiene todavía 
partículas líquidas, se le convierte en vapor recalentado haciéndole pasar por el circuito 
secundario de uno o más recalentadores primarios, situados en la trayectoria de los gases de 
combustión. 
 
Desde la caldera (o desde los recalentadores si los hubiere) el vapor a presión y a alta 
temperatura, se conduce hasta la turbina o hasta la máquina de vapor, donde se expansiona 
produciendo energía mecánica. En las turbinas modernas se realizan extracciones de vapor, 
conduciéndolo de nuevo hacia los recalentadores secundarios de la caldera donde el vapor sufre 
nuevos recalentamientos para ser posteriormente introducido en los siguientes cuerpos de las 
turbinas o en otras turbinas independientes. 
 
En las turbinas también se realizan extracciones de vapor que se conducen a los circuitos 
primarios de los precalentadores del agua de alimentación, para calentar ésta. 
 
Como una central térmica de vapor tiene tanto mejor rendimiento cuanto más frío esté el vapor 
de escape, a la salida de la turbina, el vapor se hace pasar por un condensador que no es más que 
un dispositivo de refrigeración donde el vapor se condensa y se transforma nuevamente en agua; 
la condensación se realiza introduciendo agua fría a presión en el condensador, a la que se obliga 
a circular por unos serpentines de refrigeración. 
 
El agua resultante de la condensación, y procedente de la turbina se impulsa hacia la caldera por 
medio de bombas de alimentación. Para aumentar el rendimiento térmico del conjunto, es 
conveniente que el agua de alimentación entre en la caldera ya caliente, para lo que se hace pasar 
previamente por los circuitos secundarios de uno o más precalentadores, calentados por las 
 25 
extracciones de vapor de las turbinas, y por uno o más economizadores, calentados por los gases 
de escape antes de su salida a la atmósfera por la chimenea. 
 
 Circuito de energía eléctrica: 
La energía eléctrica es producida en los generadores eléctricos, accionados por las máquinas o 
por las turbinas de vapor. En casi todas las centrales térmicas modernas se produce corriente 
alterna trifásica. 
 
Desde los generadores la corriente eléctrica se lleva a transformadores apropiados, donde se 
eleva la tensión de la energía producida. Los transformadores pueden alojarse en locales 
especiales o, en el mismo pabellón de distribución que, por lo general, está completamente 
separado de la sala de máquinas; esta separación viene impuesta la mayoría de las veces por la 
exigencia de que en este pabellón debe haber suficiente luz natural y que los aparatos, 
transformadores puedan inspeccionarse fácilmente y montarse y desmontarse cuando sea 
necesario, también debe haber espacio suficiente para poder instalar las canalizaciones. 
 
Las centrales térmicas de vapor necesitan, generalmente, un consumo bastante elevado de 
energía; lo más conveniente es tomar esta energía de un pabellón de distribución especial ya 
que, casi siempre, la tensión para las necesidades propias de la central es distinta a la tensión de 
distribución 
 
 Circuitos auxiliares: 
Son muy numerosos, los más importantes son: 
 
1. Circuito de tratamiento del combustible 
2. Circuito de aire de combustión 
3. Circuito de eliminación de cenizas y escorias 
4. Circuito de tratamiento del agua de alimentación 
5. Circuito de agua de refrigeración 
6. Circuito de lubricación 
7. Circuitos de mando 
8. Circuitos de hidrógeno 
 
La figura siguiente representa el esquema a bloques de las partes principales de una central 
termoeléctrica a vapor: 
 
Figura No 1.9 Representación esquemática de las transformaciones energéticas en una central 
termoeléctrica 
 
 
 
En este tipo de centrales, el vapor es generado en una caldera que es alimentada con agua; el 
calor es extraído de la combustión del carbón mineral en polvo ó petróleo u otro tipo de 
combustible primario. El vapor es sobrecalentado en las diferentes etapas de la caldera y 
alimenta a la turbina de vapor, en ésta, existe una transformación de energía, el vapor se enfría, 
pierde energía y se convierte en energía mecánica, la cual impulsa al generador y se obtiene la 
 26 
energía eléctrica. En la siguiente figura se muestra el esquema típico de generación térmica a 
vapor. 
 
Figura No 1.10 Esquema de una central térmica a vapor 
 
 
 
donde: 
B Caldera de vapor 
T Turbina de vapor 
G Generador eléctrico 
S/A Servicios auxiliares 
 
La central completa tiene los siguientes elementos. 
 
- Zona de manejo de combustible 
- Generador de vapor 
- Turbina y condensador 
- Circuitos diversos para la recuperación de calor de los gases de combustión 
 
Este tipo de centrales, desde el año 1890 han sido la mayor fuente de energía eléctrica a nivel 
mundial cuando las potencias unitarias estaban alrededor de los 2MW, alcanzando en el 
presente, potencias unitarias mayores a 1200 MW en una sola máquina. El progreso en el 
desarrollo de nuevas tecnologías y materiales permitió pasar de consumos promedio de 1 kg de 
equivalente de carbón por kWh, en este momento a máquinas actuales con 0.5 kg de 
equivalente carbón por kWh. Esta cifra es promedio, ya que debido a la necesidad de reserva de 
máquinas se debe trabajar con rendimientos más bajos. La mayor parte de las mejoras se han 
producido en los materiales de la caldera y turbina, permitiendo mayores presiones y 
temperaturas. Las pérdidas de los generadores se han bajado desde el 6% hasta el 1.5%, pero su 
importancia en el rendimiento total no es trascendente. 
 
Una turbina de vapor típica requiere del 2% al 6% de la potencia de salida del generador para 
alimentar los servicios auxiliares que comprende, entre otros, las bombas de alimentación de la 
caldera, ventiladores, bombas para la circulación de agua en el condensador, etc. La salida 
eléctrica, no está conectado solamente al sistema eléctrico de potencia, sino también al sistema 
de potencia auxiliar en la central eléctrica. 
 
La salida neta de la planta, es la potencia eléctrica disponible para ser utilizado por el sistema 
eléctrico de potencia, y es una información útil para planificar la generación. 
 
Desde el punto de vista operativo normalmente se utilizan como suministradora de energía 
base. Debe tenerse en cuenta además de los costos de operación, que estas centrales tienen 
 27 
una gran constante de tiempo térmica, resultando que la puesta en marcha desde el estado de 
reposo puede tomar varias horas e incluso días. 
 
En general al planificar centrales de vapor, debe tenerse en cuenta las grandes necesidades de 
agua, tanto para producir vapor como para propósitos de condensación. Debido a esto último, 
normalmente estas centrales son construidas cerca de ríos o lagos, donde se pueda obtener 
agua para refrigeración. 
 
Desde el punto de vista de combustible esta centrales pueden clasificarse en: petróleo, gas 
natural, carbón, energía nuclear, las últimastienen un circuito adicional para la producción de 
energía térmica (por medios nucleares) para la producción de vapor. 
 
b) Centrales a Gas 
 
Las centrales con turbinas de gas tienen la ventaja de que prácticamente no contaminan. 
Además, como apenas tienen inercia térmica se utilizan como centrales de punta o como 
centrales de reserva, es decir para sustituir total o parcialmente a las centrales hidráulicas o 
térmicas de base en el caso de escasez de agua o de avería. 
 
El estudio de los motores térmicos ha permitido que se desarrollen turbinas en las cuales se 
aprovecha directamente la energía producto de la combustión y que se expansionan en forma 
parecida al vapor sobre las paletas móviles de un rotor, a este tipo de turbinas se les conoce 
como turbinas de gas. 
 
Las turbinas de gas constituyen el último tipo de motor que ha llegado al concepto general de 
las centrales termoeléctricas, pero que han desarrollado un progreso notable, que actualmente 
se disponen de potencias unitarias del orden de 50 MW y valores mayores con un rendimiento 
no inferior al 36%. Funcionan siguiendo un ciclo de Brayton. La diferencia esencial del ciclo 
Brayton con el Rankine es que en el primero el fluido de trabajo es un gas, mientras que en el 
segundo es un vapor que se condensa y evapora en el ciclo. Además, la compresión en el ciclo 
Brayton absorbe mayor trabajo que en el ciclo Rankine por realizarse en la fase gaseosa y fase 
líquida respectivamente. Las turbinas de gas, usan directamente los productos de la combustión 
como fluido motor (sin pasar por la etapa de generador vapor) para entregar potencia mecánica 
a un árbol giratorio, se obtiene de esta manera una simplificación notable en el circuito 
fluodinamico y en las maquinas mismas con relación a las centrales de vapor convencionales. 
Por otro lado tiene la ventaja de que no ocupan mucho espacio y tener un consumo de agua 
reducido que prácticamente se puede decir que es mínimo o casi nulo en comparación con las 
turbinas de vapor, por lo que se refiere a su operación, ofrecen la prerrogativa de un arranque 
rápido y una gran simplicidad de maniobra. 
 
Por el contrario, con relación a las turbinas de vapor la potencia máxima desarrollada es menor 
y su rendimiento en ocasiones es notablemente inferior. La rapidez de la maniobra de carga y 
absorción de carga, unido a un costo de instalación relativamente bajo, hace que las turbinas de 
gas resulten particularmente apropiadas para tomar cargas pico o como servicio de reserva en 
situaciones de emergencia. 
 
La aplicación de las turbinas de gas en las centrales ofrece las siguientes ventajas: 
 
 28 
1. Para absorber cargas pico o como reserva rodante su capacidad de generación es casi 
inmediata ya que puede llegar a suministrar plena carga en tiempos inferiores a las de 
cualquier otra máquina debido a que su desarrollo está basado en los mecanismos de 
propulsión para aviones y son del orden de 2 minutos. 
2. Desde el punto de vista de combustibles no ofrece problemas ya que de hecho puede 
funcionar con derivados de petróleo, petróleos destilados, gas natural o subproductos 
gaseosos. 
3. La instalación de centrales de vapor resulta apropiada en las regiones en donde se tiene 
disponibilidad de agua para enfriamiento, pero en zonas en donde el agua es muy 
escasa, la instalación de centrales de centrales de vapor resulta prácticamente imposible 
y en estos casos la turbina de gas resulta la fuente de energía más apropiada. 
 
Los principales inconvenientes en el uso de turbinas de gas son: 
 
- Sus capacidades de producción de energía eléctrica son relativamente bajas en 
comparación con otras unidades que no son de gas. 
- Su consumo específico de combustible es más elevado que el de otros sistemas al 
mismo volumen de producción de energía eléctrica. 
 
El principio de funcionamiento de una turbina de gas es el mismo que el de una turbina de 
vapor, solo que en lugar de usar como fluido motor el vapor, estas usan gas, o mejor dicho los 
productos de la combustión del carburante usado. Se pueden distinguir dos tipos fundamentales 
de turbinas a gas. 
 
- A presión constante, en donde la combustión se realiza en forma continua en una 
cámara en la cual el aire y el combustible se encuentran bajo presión. 
- A volumen constante donde la combustión se presenta en forma intermitente y la 
presión en la cámara de combustión varia de un mínimo a un máximo (4 o 5 veces el 
primero), en este caso la turbina se le denomina también de explosión en la cámara de 
combustión y que serán también la válvula de aspiración y la de descarga. 
 
En ésta planta, la turbina de gas, aprovecha los gases de combustión para convertirlo en 
potencia mecánica y consiste en un compresor de gas y turbina, conectados por un eje único a 
una unidad generadora. El compresor comprime los gases de combustión y en la turbina se 
expande el gas y se produce la conversión de energía calorífica en energía mecánica la cual 
acciona al generador obteniéndose energía eléctrica. En la siguiente figura se muestra un 
esquema de este tipo de centrales. 
 
Figura No 1.11 Esquema de una central a turbina de gas de ciclo simple 
 
 
 
 
 
 
 29 
donde: 
 
C Compresor 
TG Turbina de gas 
G Generador eléctrico 
 
La turbina de gas de ciclo simple, tiene un rendimiento en el rango de 25 al 30 % (es decir, la 
tasa de calor de la unidad es de 13.600 a 11.400 MBtu/kWh, basado en el valor del 
calentamiento más alto del combustible), requiere diesel o gas natural como combustible. Estas 
unidades se utilizan principalmente, para horas punta en los sistemas eléctricos. 
 
Se utilizan dos tipos de turbinas de gas para la generación de energía eléctrica: 
 
1. Turbinas de combustión directa del combustible, en las cuales el combustible es inyectado 
a una cámara de combustión a partir de la cual los gases o productos de combustión 
impactan las paletas de la turbina, produciendo energía mecánica de rotación sobre el 
árbol. En la actualidad se han diseñado unidades grandes de 70 MW o mayores, pero la vida 
útil de las mismas está limitada por las altas temperaturas de los gases de escape, que 
sumadas a las altas velocidades de rotación, producen corrosión en las paletas. Las 
temperaturas típicas de los gases de escape son del orden de 900°C y las velocidades de 
rotación del orden de 6000 r.p.m. 
 
2. Turbinas con generadores de gas. Dicha combinación consiste en un generador de gas que 
alimenta a una turbina de baja presión. Este último tipo de diseño denominado “de eje 
libre” utiliza una turbina generadora de gases, que envía los gases a otra turbina acoplada a 
un generador. La primera turbina (generadora de gases) es del tipo de aviación y puede 
girar a velocidades altas (por ejemplo 30.000 r.p.m). Normalmente la segunda turbina gira a 
la velocidad de sincronismo (3000 o 3600 r.p.m). Este último tipo de instalación evita los 
problemas de corrosión mencionados anteriormente, como también evita la necesidad de 
una caja reductora de velocidades entre turbina y generador 
 
En la actualidad, se ha llegado a potencias del orden de 70MW con este tipo de diseño. La 
vida útil de estas instalaciones es del orden de 1500 hs., al cabo de las cuales es necesario 
un mantenimiento de la turbina de aviación. El generador puede estar acoplado a través de 
un embrague para su utilización como compresor sincrónico. 
 
En general las instalaciones de generación de energía eléctrica con turbinas de combustión 
interna a base de gas, tienen costos de inversión relativamente bajos, pero costos de operación 
elevados. Como resultado normalmente se las utiliza como variables de ajuste en los programas 
de planificación de largo plazo. 
 
La turbina de gas es mecánicamente más sencilla que la turbina de vapor y requiere un motor 
eléctrico o un motor de combustión interna para el arranque. No se requiere agua para 
refrigeración. 
 
En Bolivia la generación de energía eléctrica con Gas Natural tiene una presencia predominantellegando a alcanzar un 60% de la potencia instalada y en los próximos años se prevé la 
incorporación de nuevos emprendimientos como la Central Termoeléctrica del Sur ubicado en el 
 30 
departamento de Tarija con una potencia instalada de 160 MW y la Central Termoeléctrica 
Warnes, ubicado en el departamento de Santa Cruz con una potencia instalada de 200 MW 
 
c) Centrales con motores Diesel 
 
Este tipo de centrales contienen generadores de energía eléctrica movidos a través de motores 
de combustión interna. Este tipo de generación, sigue siendo la base principal de generación en 
zonas alejadas o en áreas rurales (sistemas aislados), donde los beneficios de los sistemas 
interconectados nacionales, aún no se han hecho presentes, también son utilizados cuando hay 
déficit en la generación de energía de algún lugar, o cuando hay corte en el suministro eléctrico 
y es necesario mantener la actividad. 
 
Una central de este tipo consta de lo siguiente: 
 
• Motor de combustión interna. El motor que acciona el grupo electrógeno suele estar 
diseñado específicamente para ejecutar dicha labor. Su potencia depende de las 
características del generador. Pueden ser motores de gasolina o diesel. 
• Sistema de refrigeración. Puede ser refrigerado por medio de agua, aceite o aire. 
• Alternador. La energía eléctrica de salida se produce por medio de un alternador 
apantallado, protegido contra salpicaduras, autoexcitado, autorregulado y sin escobillas, 
acoplado con precisión al motor. El tamaño del alternador y sus prestaciones son muy 
variables en función de la cantidad de energía que tienen que generar. 
• Depósito de combustible y bancada. El motor y el alternador están acoplados y montados 
sobre una bancada de acero. La bancada incluye un depósito de combustible con una 
capacidad mínima de funcionamiento a plena carga según las especificaciones técnicas que 
tenga el grupo en su autonomía. 
• Sistema de control. Se puede instalar uno de los diferentes tipos de paneles y sistemas de 
control que existen para controlar el funcionamiento, salida del grupo y la protección 
contra posibles fallas en el funcionamiento. 
• Interruptor automático de salida. Para proteger al alternador, llevan instalado un 
interruptor automático de salida adecuado para el modelo y régimen de salida del grupo 
electrógeno. Existen otros dispositivos que ayudan a controlar y mantener, de forma 
automática, el correcto funcionamiento del mismo. 
• Regulación del motor. El regulador del motor es un dispositivo mecánico diseñado para 
mantener una velocidad constante del motor con relación a los requisitos de carga. La 
velocidad del motor está directamente relacionada con la frecuencia de salida del 
alternador, por lo que cualquier variación de la velocidad del motor afectará a la frecuencia 
de la potencia de salida 
 
En los sistemas interconectados, en ocasiones se utilizan unidades diesel transportables como 
solución de emergencia, sin embargo dicho tipo de solución normalmente presenta problemas 
de estabilidad. Por otra parte, es de tener en cuenta, que a nivel mundial, la turbina de gas está 
sustituyendo casi enteramente a los motores diesel como solución de emergencia. 
 
En el país este tipo de centrales están presentes en prácticamente todos los departamentos y 
mayormente en poblaciones del departamento de Beni, Pando y Santa Cruz como por ejemplo 
las siguientes: 
 
 31 
- Central Moxos, Trinidad 
- Central en Cobija 
- Centrales en algunas provincias de Santa Cruz 
 
d) Centrales Geotérmicas 
 
La energía geotérmica la que proviene del calor interno natural de la tierra, se la extrae como un 
fluido a elevadas temperaturas, generalmente en forma de agua caliente o una mezcla de vapor 
y agua caliente. 
 
Las centrales geotérmicas entonces, son las que utilizan el vapor de agua, almacenado bajo la 
superficie de la tierra. En su estado natural a esta fuente de energía se le llama energía calórica 
o geotérmica, que luego es transformada en energía eléctrica. El recurso primario puede 
consistir en agua caliente o en vapor a alta temperatura, acumulados en formaciones geológicas 
subterráneas a las que se accede mediante pozos perforados en la corteza terrestre con técnicas 
similares a las de las empresas petroleras. 
 
Para contar con el vapor debe existir una fuente de calor magmático, el cual se transfiere hacia 
un flujo de agua, elevando la temperatura y presión de este líquido a un punto en el cual cuenta 
con la energía necesaria para mover las turbinas en la casa de máquinas. Este líquido se 
encuentra confinado en una zona de roca permeable y una capa sello (que impide que los 
fluidos calientes suban hasta la superficie), llamado yacimiento. 
 
En los yacimientos se perforan pozos (productores) para extraer una mezcla de agua líquida y 
vapor. Esta mezcla es conducida por medio de tuberías especiales hasta un separador ciclónico, 
que se encarga de separar el vapor del líquido. El líquido es reinyectado de nuevo al suelo, 
mientras que el vapor es conducido hasta la casa de máquinas. En la casa de máquinas el vapor 
entra a la turbina y la energía hidráulica que proviene del movimiento del vapor, es 
transformada en energía rotacional que a través del generador se convierte en energía eléctrica. 
 
El vapor ya utilizado, es transformado en líquido por medio de un condensador y luego es 
trasladado a la torre de enfriamiento, donde se enfría por medio de grandes ventiladores. Por 
último, este líquido es utilizado en el condensador para rociar el vapor que proviene de la 
turbina. 
 
Las centrales geotérmicas tienen las ventajas siguientes: 
 
 Las Centrales geotérmicas son constantes en el tiempo, su producción energética no 
sufre variaciones estacionarias como las plantas hidroeléctricas, y su costo es casi la 
mitad de una planta térmica muy eficiente, todo ello debido a que trabajan con energía 
natural almacenada en forma de calor bajo la superficie de la tierra. 
 La energía geotérmica es un recurso de bajo costo, confiabilidad y ventajas ambientales 
que superan a las formas de producción de energía convencionales. 
 La piedra seca y caliente, el magma y la energía geotérmica presurizada en la tierra 
tienen un inmenso potencial que permite la generación de energía eléctrica. 
 
Las instalaciones de una planta de generación geotérmica, son muy similares a las 
convencionales de vapor donde la caldera es sustituida por la fuente geotermal. 
 32 
 
La generación de energía eléctrica utilizando como fuente primaria una geotermal, guarda cierta 
similitud con la generación hidroeléctrica. En efecto ambas fuentes de generación requieren 
inversiones iniciales cuantiosas y costos de combustible nulos, de manera que centrales con 
factores de carga elevados pueden resultar económicamente atractivas a largo plazo. 
 
En nuestro país, existe un potencial de generación eléctrica con fuente geotérmica de 350 MW 
en el sud oeste boliviano (Uyuni, Potosí) que ha sido detectado en el campo geotérmico “Sol de 
mañana” donde inicialmente podrían instalarse 100 MW proyectados a ser construidos por 
ENDE para el año 2015 con un costo estimado de 227.5 Millones de dólares americanos. 
 
e) Centrales de Ciclos Combinados 
 
Una central de ciclo combinado es aquella en la que la energía térmica del combustible es 
transformada en electricidad mediante el acoplamiento de dos ciclos termodinámicos 
individuales, uno que opera a alta temperatura y otro con menores temperaturas de trabajo. El 
calor residual del proceso de generación de trabajo neto en el ciclo de alta temperatura se 
aprovecha en su mayor parte en un intercambiador de calor para producir trabajo en un ciclo 
termodinámico de baja temperatura. 
 
Con el objetivo de aumentar el rendimiento térmico de las instalaciones de producción de 
energía eléctrica, se han diseñado diversos tipos de instalaciones denominados ciclos 
combinados, de estas, la de mayor éxito comercial es la de los ciclos de vapor y gas. 
 
En la práctica,el término ciclo combinado es la conjunción en una única central de dos ciclos 
termodinámicos, Brayton y Rankine, que trabajan con fluidos diferentes: gas y agua-vapor. El 
ciclo que trabaja con aire-gases de combustión (Brayton) opera a mayor temperatura que el 
ciclo cuyo fluido es agua-vapor (Rankine) y ambos están acoplados por el intercambiador de 
calor gases/agua-vapor, que es la caldera de recuperación de calor. La unión termodinámica de 
estos ciclos conduce generalmente a la obtención de un rendimiento global superior a los 
rendimientos de los ciclos termodinámicos individuales que lo componen. 
 
En los ciclos combinados el escape de la turbina de gas se utiliza como fuente calorífica para un 
ciclo de turbina de vapor, llegando a alcanzar en aplicaciones de plantas para generación de 
energía eléctrica, rendimientos térmicos superiores al 50%. 
 
Una planta simple de ciclo combinado consiste en una instalación de turbina de gas (ciclo 
Brayton) mejorada, por cuanto los gases de escape de dicha turbina pasan a través de un 
generador de vapor, que forma parte de un ciclo de vapor. El generador de vapor utiliza como 
fuente calorífica los gases de escape de la turbina de gas, para configurar un ciclo Rankine con su 
turbina de vapor. Se genera electricidad con los trabajos mecánicos de la turbina de gas y la 
turbina de vapor. 
 
En el ciclo combinado, el generador de vapor recupera el calor residual que tienen los gases de 
escape de la turbina de gas, que se comporta como una caldera de recuperación, o caldera de 
calor residual. 
 
 33 
En este tipo de instalaciones, es necesaria la disponibilidad de agua en cantidades considerables 
para refrigeración y el objetivo de estas centrales, es mejorar los rendimientos, porque usando 
una turbina de gas es posible llegar a rendimientos mayores, se incrementa el rendimiento en 
aproximadamente 50% que el correspondiente a la turbina de gas. 
 
La eficiencia global del ciclo combinado gas-vapor es determinada por las eficiencias individuales 
de los ciclos Brayton y Rankine que lo componen, así como por la capacidad para realizar un 
adecuado trasvase del calor residual presente en el escape del ciclo Brayton al ciclo Rankine por 
medio de la caldera de recuperación de calor. 
 
El rendimiento del ciclo combinado viene dado por: 
 
 WTG + WTV 
ɳCOMB = -------------- 
 WTG 
 
El rendimiento global del ciclo combinado depende también del rendimiento obtenible en la 
caldera de recuperación de calor. 
 
En nuestro país en la Central Guaracachi ubicada en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, se 
instaló y se puso en operación el año 2012 la primera central de ciclo combinado (gas natural y 
vapor) con una potencia de 82 MW que pertenece a la Empresa Eléctrica Guaracachi y se tiene 
previsto ampliar estas instalaciones a otras centrales en actual operación. 
 
1.5.3 Centrales No Convencionales con Energías Renovables 
 
El Consejo Mundial de la Energía definió en 1992 como fuente renovable de energía a toda 
aquella que “está disponible a partir de procesos permanentes y naturales de conversión de 
energía, explotables económicamente en las condiciones actuales o en las de un futuro 
próximo”. 
 
Esta definición da las claves de las dos características fundamentales que definen a las energías 
renovables: por un lado, que respondan a procesos naturales y permanentes, es decir, procesos 
que aseguren la existencia de esas fuentes de energía primaria de forma continua dentro de una 
escala de tiempo acorde con la del hombre y con la de nuestra sociedad y, por otro, que estén 
disponibles de forma económica hoy en día o en poco tiempo mediante el desarrollo de nuevas 
tecnologías. Conforme a esta definición, las energías renovables que se utilizan como energía 
primaria para la producción de electricidad son: 
 
 La energía hidráulica de potencia inferior a 10 MW. 
 La energía eólica. 
 La energía solar, tanto su aprovechamiento térmico (solar de alta temperatura) como 
directo (solar fotovoltaica). 
 La energía geotérmica. 
 La energía del mar, tanto de las mareas como de las olas y de las corrientes marinas. 
 La energía almacenada en la biomasa. 
 La pila de combustible. 
 
 34 
Con la centrales no convencionales con energías renovables, se evita contaminar el medio 
ambiente debido a que para generar este tipo de energías no es necesaria la utilización de 
hidrocarburos y por consiguiente se contribuye en gran manera con el ahorro de los recursos no 
renovables. 
 
Las energías renovables ofrecen importantes oportunidades para aplicaciones en entornos 
donde la energía convencional no llega, o llega solo de manera parcial. La falta de energía en 
comunidades constituye una situación crítica, ya que suele estar asociada con la ausencia de 
telecomunicaciones, educación, servicios de salud, y frecuentemente, agua potable. 
 
a) Centrales Eólicas: 
 
Una central eólica obtiene la energía de la fuerza del viento. En este sistema se utiliza el mismo 
principio de los molinos de viento, es decir, se aprovecha la energía eólica que mueve las aspas, 
que a su vez mueven el eje de unión con el generador. Se transforma con ello la energía 
mecánica en energía eléctrica. Existen diferentes tipos de diseños, con eje vertical o eje 
horizontal. El generador junto con las aspas se encuentran sobre una estructura llamada torre 
de soporte. La energía eléctrica producida por varios aerogeneradores de un mismo 
emplazamiento, que forman lo que se conoce como parque eólico o central eólica, se concentra 
en un punto del parque en el que están los transformadores de salida de la central que elevan la 
tensión para su inyección en la red eléctrica. 
 
La energía eólica presenta varias ventajas, entre las cuales se pueden destacar las siguientes: 
 
• Su impacto al medio ambiente es mínimo: no emite sustancias tóxicas o gases, por lo que no 
causa contaminación del aire, el agua y el suelo, y no contribuye al efecto invernadero y al 
calentamiento global. 
• Es una energía limpia ya que no requiere una combustión que produzca dióxido de carbono 
(CO2), y no produce emisiones atmosféricas ni residuos contaminantes. 
• La producción de energía por medios eólicos no presenta incidencia alguna sobre las 
características fisicoquímicas del suelo, ya que no se produce ninguna contaminación que 
incida sobre este medio. Puede convivir con otros usos del suelo, por ejemplo prados para 
uso ganadero o cultivos bajos como trigo, maíz, papas, remolacha, etc. 
• El viento es una fuente de energía inagotable, abundante y renovable, es decir, no se gasta o 
tarda poco tiempo en volver a regenerarse. 
• La tecnología no usa combustibles y el viento es un recurso propio de la región, por lo que 
es una de las fuentes más baratas. 
• En comparación con otras tecnologías aplicadas para electrificación rural, la operación de un 
sistema eólico es muy barata y simple. El sistema no requiere mayor mantenimiento, aparte 
de una revisión periódica de las baterías, en caso de tenerlas, y una limpieza de las aspas en 
épocas secas. 
• Proyectos de energía eólica se pueden construir en un plazo relativamente rápido. 
 
Sin embargo tiene las desventajas siguientes: 
 
• El aire al ser un fluido de pequeño peso específico, implica fabricar máquinas grandes y en 
consecuencia caras. 
http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#hidro
http://www.monografias.com/trabajos15/ahorro-inversion/ahorro-inversion.shtml
http://www.monografias.com/trabajos4/refrec/refrec.shtml
http://www.monografias.com/trabajos901/praxis-critica-tesis-doctoral-marx/praxis-critica-tesis-doctoral-marx.shtml
http://www.monografias.com/trabajos33/telecomunicaciones/telecomunicaciones.shtml
http://www.monografias.com/Educacion/index.shtml
http://www.monografias.com/trabajos14/verific-servicios/verific-servicios.shtml
http://www.monografias.com/Salud/index.shtml
http://www.monografias.com/trabajos32/derecho-al-agua/derecho-al-agua.shtml
http://www.monografias.com/trabajos15/medio-ambiente-venezuela/medio-ambiente-venezuela.shtmlhttp://www.monografias.com/trabajos13/termodi/termodi.shtml#teo
http://www.monografias.com/trabajos10/contam/contam.shtml#atmo
http://www.monografias.com/trabajos14/problemadelagua/problemadelagua.shtml
http://www.monografias.com/trabajos5/efeinver/efeinver.shtml
http://www.monografias.com/trabajos14/impacto-ambiental/impacto-ambiental.shtml
http://www.monografias.com/trabajos14/ciclos-quimicos/ciclos-quimicos.shtml#car
http://www.monografias.com/trabajos54/produccion-sistema-economico/produccion-sistema-economico.shtml
http://www.monografias.com/trabajos14/medios-comunicacion/medios-comunicacion.shtml
http://www.monografias.com/trabajos10/contam/contam.shtml
http://www.monografias.com/trabajos/elmaiz/elmaiz.shtml
http://www.monografias.com/trabajos10/formulac/formulac.shtml#FUNC
http://www.monografias.com/trabajos/aire/aire.shtml
 35 
• La variabilidad del viento: para proyectos aislados se requiere de un mecanismo de 
almacenamiento en batería de la energía generada, para poder disponer de energía cuando 
no haya suficiente viento. 
• El alto costo inicial: en comparación con fuentes térmicas de generación, un proyecto eólico 
tiene un alto costo inicial. 
• Cantidad de viento: es una opción factible y rentable sólo en sitios con suficiente viento, lo 
cual significa que no se puede aplicar en cualquier lugar. 
• El impacto visual: desde el punto de vista estético, produce un impacto visual inevitable, ya 
que, por sus características, precisa emplazamientos físicos que normalmente evidencian la 
presencia de las máquinas (cerros, colinas, litoral). 
• Un impacto negativo es el ruido producido por el giro del rotor. 
• Riesgo de mortandad al impactar las aves con las aspas. 
 
En Bolivia, la Empresa Eléctrica Corani de la Corporación ENDE, puso en operación el año 2013, 
la primera central eólica en la localidad de Qollpana del departamento de Cochabamba, 
instalando en la primera fase una potencia de 3 MW, previéndose en una segunda fase alcanzar 
los 10 MW. 
 
b) Centrales Fotovoltaicas: 
 
Una central solar fotovoltaica es un sistema que utiliza la radiación solar para producir 
electricidad. Para esto, se utilizan paneles fotovoltaicos, que son unos dispositivos que 
convierten la energía solar en energía eléctrica de corriente directa. Estos reciben la radiación 
solar, la cual contiene cargas llamadas fotones, que inciden sobre las placas del panel, llamadas 
celdas, constituidas de silicio, provocando el movimiento de los electrones libre. De esta manera 
se presenta un flujo de electrones a través de las placas de la celda, lo que constituye una 
corriente eléctrica. Como los módulos fotovoltaicos producen electricidad solamente en horas 
luz, utilizan una o más baterías que acumulan energía para uso nocturno y durante periodos de 
lluvia o nubosidad. 
 
Una central solar fotovoltaica consta de un generador solar formado por un conjunto de 
paneles, conectados en serie y en paralelo para conseguir las condiciones nominales de tensión 
e intensidad de la instalación. Los paneles pueden ser fijos (con una inclinación fija durante todo 
el año) o tener sistemas de seguimiento del Sol, en uno o dos ejes, para aumentar la radiación 
solar captada. La energía eléctrica generada por los paneles es en corriente continua por lo que 
debe ser transformada en corriente alterna para ser inyectada a la red eléctrica. Esto se realiza 
mediante los inversores y sus filtros de salida para disminuir la distorsión y el contenido de 
armónicos de la onda de tensión. Ya en corriente alterna, la tensión es elevada mediante los 
transformadores de salida de la central e inyectada en la red a través de las líneas 
correspondientes 
 
La generación con paneles fotovoltaico presenta las ventajas siguientes: 
 
• La energía solar presenta varias ventajas, entre las cuales se pueden destacar las siguientes: 
• No consume combustible, pues obtiene su energía del Sol, lo cual significa que, 
económicamente, en el largo plazo estos sistemas son más viables y estables. 
• Los sistemas que hoy llegan a cortos tiempos de amortización (3-6 años) son los sistemas 
térmicos de bajas temperaturas. 
http://www.monografias.com/trabajos12/pmbok/pmbok.shtml
http://www.monografias.com/trabajos12/dispalm/dispalm.shtml
http://www.monografias.com/trabajos35/el-poder/el-poder.shtml
http://www.monografias.com/trabajos12/pmbok/pmbok.shtml
http://www.monografias.com/trabajos5/hiscla/hiscla2.shtml#aves
http://www.monografias.com/trabajos15/amortizacion-gradual/amortizacion-gradual.shtml#SISTEM
 36 
• Impacto ambiental prácticamente nulo 
• Es un recurso inagotable. 
• El generar energía térmica sin que exista un proceso de combustión, desde el punto de vista 
medioambiental, es un procedimiento muy favorable por ser limpio y no producir 
contaminación. 
• Los sistemas fotovoltaicos no producen ningún sonido molesto cuando operan debido a que 
no poseen partes y movimientos mecánicos por lo que no ocasionan ningún tipo de 
contaminación sonora. 
• Los sistemas tienen una vida útil larga (más de 20 años). 
• El mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos es sencillo y tiene costos muy bajos. 
• La instalación de los sistemas fotovoltaicos individuales es simple, rápida y sólo requiere de 
herramientas y equipos de medición básicos. 
 
Las desventajas que presentan estos sistemas son las siguientes: 
 
• Las cantidades de potencia y energía que se pueden obtener de un sistema fotovoltaico 
están limitadas por la capacidad de generación y almacenamiento de los equipos instalados, 
especialmente de los módulos y la batería respectivamente, y por la disponibilidad del 
recurso solar. 
• Limitaciones presupuestarias en cuanto a la capacidad que se puede instalar. 
• El tiempo de instalación de una planta eléctrica de combustible es menor que el de un 
sistema fotovoltaico. 
• Los sistemas fotovoltaicos no producen humo; sin embargo, durante el proceso de carga las 
baterías liberan al ambiente hidrógeno en cantidades moderadas. 
• El derrame de la solución de ácido sulfúrico de las baterías representa un peligro para la piel 
de las personas y para el suelo 
• La disponibilidad de energía es variable y depende de las condiciones atmosféricas. 
 
En Bolivia, en la ciudad de Cobija, la Empresa Guaracachi de la Corporación ENDE, instalo el año 
2014 una central de generación fotovoltaica con una potencia de 5 MW. Así también CRE Ltda,, 
el año 2015 instalo un sistema hibrido fotovoltaico diesel en una comunidad en el Municipio de 
Charagua de 180 kW de potencia. 
 
c) Centrales de Biomasa: 
 
Desde el punto de vista energético, como fuente de energía renovable, se define como biomasa 
cualquier tipo de materia orgánica que haya tenido su origen como consecuencia de un proceso 
biológico, incluyendo los materiales procedentes de su transformación natural o artificial, y que 
sea susceptible de ser utilizada para producir energía. 
 
Bajo esta definición tan genérica, se engloban muchos materiales energéticos de muy distinta 
clase y origen. Así se distingue entre: 
 
 Biomasa primaria, que es la producida por la actividad de fotosíntesis de las los vegetales, 
es decir, la materia orgánica formada por las plantas. 
 Biomasa secundaria o residual, que es la producida por los animales, en su alimentación, y 
por la actividad humana como productos residuales de actividades forestales, agrícolas, 
ganaderas y domésticas. Algunos ejemplos son los restos de las podas, las cáscaras de 
http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE
http://www.monografias.com/trabajos13/mapro/mapro.shtml
http://www.monografias.com/trabajos5/elso/elso.shtml
http://www.monografias.com/trabajos/contamacus/contamacus.shtml
http://www.monografias.com/trabajos11/contrest/contrest.shtml
http://www.monografias.com/trabajos15/la-estadistica/la-estadistica.shtml
http://www.monografias.com/trabajos34/hidrogeno/hidrogeno.shtml
http://www.monografias.com/trabajos10/protoco/protoco.shtml#CINCO
 37 
frutos secos,la paja, el estiércol, los purines, los residuos urbanos (sólidos y aguas 
residuales), los residuos de la industria agroalimentaria, etc. 
 Biomasa de cultivos energéticos, que es la obtenida de cultivos realizados con el único fin 
de obtener materia prima para su posterior aprovechamiento energético, bien para su 
combustión (cultivos leñosos de crecimiento rápido y herbáceos) o bien para producir 
biocarburantes como bioetanol (a partir de cultivos azucarados y amiláceos) o biodiesel (de 
cultivos oleaginosos). 
 
La biomasa, según el tipo de producto de que se trate, se trasforma mediante distintos procesos 
(refino, pirólisis, gasificación, digestión anaerobia, fermentación alcohólica, etc.) para su 
aprovechamiento para producir calor, electricidad o combustible para vehículos. 
 
Para producir electricidad, los productos energéticos obtenidos a partir del tratamiento de la 
biomasa se utilizan como combustibles en centrales similares a las vistas en los apartados 
anteriores, la gran mayoría de ellas térmicas basadas en el ciclo de agua/vapor (térmicas 
convencionales, de ciclo combinado y de cogeneración). 
 
En Bolivia, los ingenios azucareros producen electricidad a partir del bagazo de caña para su 
propio consumo y solamente el Ingenio Azucarero Guabirá, a través de su empresa eléctrica 
Guabirá Energía S.A., genera electricidad para inyectar al Sistema Interconectado Nacional. 
 
d) Pila de combustible: 
 
Una pila o célula de combustible es una instalación o un equipo electroquímico en el que se 
produce la reacción química por la combinación de oxígeno e hidrógeno, en la que se obtiene 
agua, calor y electricidad en forma de corriente continua. El oxígeno se toma del aire y el 
hidrógeno, el elemento más abundante de la naturaleza, se puede obtener de diversas fuentes 
mediante distintas tecnologías. Los productos obtenidos de esta reacción no son contaminantes 
y, en general, los componentes de la célula son reciclables. Esta tecnología está creando grandes 
expectativas aunque está todavía en fase de investigación y desarrollo (materiales, procesos de 
fabricación, explotación industrial y aplicaciones, etc.); sin embargo, la experiencia de las 
primeras instalaciones ya existentes y su gran potencial parecen garantizar su futuro. 
 
La reacción que se produce es la combustión del hidrógeno (la oxidación del hidrógeno, que es 
la reacción inversa a la electrolisis del agua) y en ella se liberan en el ánodo de la pila electrones 
que se pueden extraer y hacer circular por un circuito exterior hasta el cátodo; el circuito 
eléctrico se cierra por el electrolito de la pila. En esa reacción también se genera calor que se 
debe extraer y que se puede utilizar en cualquier proceso secundario de la instalación o incluso 
para generar más electricidad (cogeneración). 
 
Desde el punto de vista de la instalación, las pilas de combustible se conectan entre sí en serie y 
en paralelo para conseguir los niveles de tensión y de intensidad correspondientes a su potencia 
nominal. Como la corriente eléctrica obtenida es continua, si el objetivo de la instalación es 
producir energía eléctrica para inyectarla a la red, es necesario convertirla a corriente alterna 
mediante inversores de potencia. En la instalación también son necesarios sistemas de 
alimentación de combustible, de recirculación y de extracción tanto del calor como de los 
productos de la reacción. 
 
 38 
Existen distintos tipos de pilas de combustible en función de la tecnología empleada y del 
electrolito utilizado, que condicionan los materiales de los electrodos y el modo de 
funcionamiento de la instalación. 
 
Una de las principales características de la pila de combustible es su modularidad lo que permite 
diseñar y construir instalaciones de muy distinto tamaño y potencia eléctrica, desde unos pocos 
kilovatios hasta algunos cientos. Por eso su objetivo principal no es tan solo el de producir 
electricidad en gran cantidad para inyectarla a la red, sino que son también los de generar 
electricidad de forma autónoma en zonas concretas o aisladas de la red (generación distribuida 
y autoproducción), servir como forma de almacenamiento de energía (almacenando hidrógeno 
producido por otro tipo de centrales) y, sobre todo, el de funcionar en combinación con otros 
equipos como por ejemplo, en la industria del automóvil, para alimentar motores eléctricos en 
vehículos totalmente eléctricos o híbridos que los combinan con motores de combustión 
interna. 
 
1.5.4 Reservas en Sistemas de Generación 
 
La energía eléctrica a diferencia de otros bienes, presenta algunas singularidades que es 
necesario tener presente y que actúan como condicionantes en el momento de su utilización. 
 
El condicionante más importante es posible que sea, el hecho que la energía eléctrica no puede 
almacenarse, salvo que se la someta a un proceso de conversión a otra forma de energía, por 
ejemplo la energía potencial en centrales hidroeléctricas de bombeo. Es por ello que la energía 
debe ser generada en el mismo instante en que es demandada por los consumidores o carga. 
 
Las maquinas generadoras tienen un índice de indisponibilidad para el sistema eléctrico, por 
mantenimiento programado, por mantenimiento correctivo o por falta de combustible o agua 
del rio (para el caso de centrales hidroeléctricas). Cualquiera sea la fuente de generación, las 
maquinas pueden salir de servicio durante la operación diaria por fallas intempestivas. 
 
Es por ello que para la gestión de un sistema eléctrico de potencia sea confiable, seguro y para 
mantener los más elevados estándares de calidad de servicio, se deben tener presentes estas 
indisponibilidades de las maquinas generadoras y el sistema deberá contar con reservas 
suficientes en generación, transmisión y distribución para garantizar el normal abastecimiento 
de la demanda y la calidad de servicio. 
 
La reserva del sistema puede considerarse como el conjunto de equipos de generación a los que 
puede recurrirse ante cualquier falla o situación de emergencia. Estos representan un excedente 
respecto de los equipos que están en funcionamiento para poder alimentar la curva de carga 
diaria. La inversión en los componentes de la reserva puede ser importante dependiendo de la 
magnitud del sistema. La reserva toma en cuenta situaciones de contingencia imprevistas en la 
planificación de la operación del sistema, que deberán ser resueltas para poder salir del estado 
de emergencia y retornar al estado de operación normal. Las variaciones de carga, que no han 
sido tenidas en cuenta en la programación estacional (debidas a factores fortuitos), deberán ser 
absorbidas por las maquinas que están cumpliendo la función de regulación de carga. 
 
En generación, hay dos tipos de reservas, las de corto plazo y las de mediano plazo, las primeras 
están asociadas con la operación diaria de un sistema de potencia y las segundas con la 
 39 
operación anual del parque generador del sistema siendo ambas requeridas por calidad y 
seguridad del servicio. 
 
Desde el punto de vista de la planificación de la expansión del sistema eléctrico, la reserva 
puede plantearse como un sobredimensionamiento del sistema y no deberá ser un porcentaje 
muy alto debido a que representa capital invertido con baja tasa de retorno. Se establece que 
una reserva aceptable es de un valor del 20 al 30 % de la potencia total instalada. 
 
a) Reserva rotante 
 
La reserva rotante representa el conjunto de medios que deben estar en funcionamiento y listos 
para suplir la salida de servicio de un generador o equipo que esta despachado o incluido en la 
alimentación de la carga. Este tipo de reserva, se denomina también caliente porque se asocia a 
la disponibilidad instantánea que deberá presentar la reserva, dada las condiciones de exigencia 
del sistema. 
 
Se establece que la magnitud de esta reserva deberá ser igual o mayor a la maquina más grande 
del sistema, pensando lógicamente en una salida de servicio de esta. Este margende reserva 
puede lograrse, suponiendo que gran parte del parque generador, trabaja a un porcentaje 
menor que la potencia nominal, alrededor del 80 % que es un valor para el cual los distintos 
tipos de máquinas tienen un alto rendimiento. Por lo tanto, con el restante 20% se puede 
configurar la reserva caliente. Las maquinas, al absorber 20% de carga pasan a trabajar al 100%, 
durando este estado hasta que entren en paralelo las maquinas que componen la reserva fría. 
 
Para poder definir con exactitud el valor de la reserva caliente, se deberán tener en cuenta las 
características propias del sistema, de la carga y del parque generador (antigüedad y la 
diversidad de las centrales). 
 
b) Reserva fría 
 
La reserva fría es el conjunto de medios que debe disponerse para asegurar el suministro de la 
carga en condiciones de emergencia o que no se han podido tener en cuenta durante la 
programación estacional y cuando la reserva caliente ha sido utilizada. Este tipo de reserva, 
también se establece para poder suplir las paradas de máquinas previstas o las imprevistas 
producidas por casos fortuitos. 
 
La magnitud de esta reserva dependerá principalmente de las características del parque de 
generación que se disponga, aumentando considerablemente si las maquinas térmicas tienen 
una antigüedad mayor a los 30 años. Es indudable que la experiencia en la operación del sistema 
establecerá criterios claros en la asignación de la magnitud de reserva. 
 
En la actualidad la reserva fría, se puede asociar con los contratos de “potencia puesta a 
disposición” de los generadores con el Operador del Sistema (Comité Nacional de Despacho de 
Carga , en el caso de Bolivia), donde se les remunera para que tengan disponible su potencia 
para entrar en servicio cuando lo disponga la administración del sistema. 
 
Es común asociar las máquinas de reserva fría con las de punta (turbinas de gas) porque se 
piensa en su rápida puesta en marcha (10 minutos), pero esto no es correcto ya que el despacho 
 40 
de las unidades generadoras se conoce de antemano conjuntamente con la información día a 
día de todas las maquinas que participaran de la curva de carga diaria. 
 
Por lo tanto se puede pensar para abastecer el pico, en utilizar máquinas de rápida puesta en 
marcha (a pesar de los costos mayores), con un intervalo de funcionamiento reducido. En 
cambio, cuando se establece la reserva fría, se utilizaran máquinas de cualquier tipo, 
principalmente la de menor costo operativo, debido a que se dispone de tiempo para su puesta 
en marcha y el tiempo de funcionamiento puede ser prolongado. Por último, no puede ser tan 
viable utilizar en reserva una central nuclear, debido a que su puesta en marcha desde arranque 
a plena potencia puede demorar más de una semana, no pudiéndose operar a carga parcial 
(central típica de base). 
 
1.5.5 Despacho de Carga 
 
En un sistema eléctrico de potencia como en cualquier sistema, siempre se busca el mejor 
rendimiento económico a la inversión realizada y llevar la gestión económica de un sistema 
eléctrico de potencia es complejo porque intervienen aspectos de orden financiero, tarifario, 
social, empresarial, medioambiental, operacional y en algunos casos hasta políticos. Además la 
gestión debe realizarse considerando los marcos regulatorios de cada país porque estos 
condicionan las actuaciones y medidas que se toman en cuanto al despacho de carga a realizar. 
 
El Despacho de Carga es la forma en que se programa el funcionamiento de las plantas 
generadoras para abastecer la demanda del sistema eléctrico en un momento determinado, de 
tal manera que se obtenga el costo mínimo de operación, respetando las restricciones técnicas 
de confiabilidad y calidad del suministro. 
 
La operación del sistema se realiza buscando la eficiencia económica de manera de minimizar el 
costo del servicio y asegurar un nivel mínimo de calidad. La eficiencia de un sistema eléctrico 
está determinado por: 
 
- Despacho económico, que se refiere a las condiciones de producción de la electricidad 
- Perdidas en la red, que se refieren a las pérdidas que ocurren en el transporte y 
distribución de la electricidad. 
 
El despacho económico busca minimizar el costo de producción de cada unidad de energía 
producida y distribuida, lo que implica también tener un precio final para el consumidor final. 
Los costos de generación de electricidad se conforman de dos partes: los costos fijos o de 
inversión y los costos de operación, el despacho de carga busca optimizar estos últimos. 
 
Los costos fijos son: intereses, retorno de las inversiones, impuestos, seguros y costos fijos de 
operación y mantenimiento 
 
Los costos de operación son: Costos de combustible y costos variables de operación y 
mantenimiento. 
 
El Despacho de carga debe considerar como demanda a cubrir la correspondiente a los 
Consumidores (Distribuidores y Grandes Industrias) y como oferta a los Generadores. Los 
resultados del Despacho son útiles para: 
 41 
 
- Ventas de Electricidad 
- Presupuesto de Combustibles 
- Programación de Mantenimiento de Unidades de Generación 
- Determinar niveles de reserva 
- Establecer la coordinación Hidrotérmica 
 
1.6 Sistemas de Transmisión 
 
Excepto en algunos casos muy concretos, la energía eléctrica no se produce en el lugar en que se 
consume, por lo que es necesario transportarla desde los grandes centros de producción de 
energía eléctrica que generalmente están dispersos geográficamente, hasta los grandes núcleos 
de demanda, normalmente ubicados en las ciudades y zonas industriales en ocasiones a 
centenares de kilómetros. 
 
Por regla general, las centrales generadoras de energía eléctrica se instalan junto a los saltos 
hidráulicos, yacimientos de gas, de carbón o cualquier otra fuente de energía y una vez 
transformada, se traslada al centro de consumo mediante grandes líneas de Transmisión que 
funcionan a muy altas tensiones para reducir la intensidad que circula y por tanto las pérdidas. 
Estas líneas generalmente son del tipo aéreo y en ocasiones en los centros urbanos son del tipo 
subterráneo. Con estos sistemas de transporte de energía, se consigue aprovechar mejor las 
fuentes de energía, a la vez que se reducen los costos de transformación al centrarlos en pocos 
lugares. También de esta forma, es posible la instalación de industrias en zonas que carezcan de 
fuentes primarias de energía. El sistema de transmisión vertebra todo el sistema eléctrico, 
interconectando todos los centros neurálgicos, es un elemento de suma importancia en el 
equilibrio dinámico entre la producción y el consumo y por ello adopta una configuración 
típicamente mallada, permitiendo que todas las centrales puedan servirse de respaldo entre 
ellas para cubrir eventuales fallas y está dotada de sofisticados equipos de medición, protección 
y control para que las fallas como los cortocircuitos, rayos, falsas maniobras, fallas de equipos 
no comprometan el correcto funcionamiento de todo el sistema 
 
Para realizar el transporte de energía eléctrica, es necesario superar muchos problemas: los 
propios de la complejidad de la instalación, el cruce sobre ríos, carreteras y otras líneas de 
transmisión de energía o de telecomunicaciones, su instalación en terrenos accidentados y a los 
que es difícil hacer llegar los elementos necesarios para la instalación de las líneas de 
transmisión (conductores, apoyos, torres, herrajes y otros). 
 
La transmisión tiene la función de transportar la energía producida en las centrales de 
generación hasta los sistemas de subtransmisión. El sistema de transmisión está constituido por 
redes de alta tensión (AT) para poder transmitir cantidades importantes de energía en forma 
eficiente, teniendo en cuenta la reducción de pérdidas y una buena regulación de tensión. En 
nuestro país se utilizan tensiones de 115 y 230 kV para la transmisión, pero en otros países con 
mayor desarrollo, las tensiones son mayores por ejemplo de 330 kV, 500 kV e inclusive superanlos 1000 kV. 
 
Los costos del sistema de transmisión el cual conecta los puntos de generación con los puntos 
de distribución en bloque, pueden llegar hasta un cincuenta por ciento del costo total de un 
 42 
determinado esquema electro energético, por lo que su óptimo diseño técnico económico 
produce ahorros significativos en el costo global del sistema. 
 
Los objetivos de un buen diseño en el sistema de transmisión son: 
 
- Máxima seguridad de suministro, acorde al costo de proveer el servicio 
- Posibilidad de futuras expansiones 
- Seguridad en la operación 
- Mínimos costos de operación 
 
En general la transmisión de energía eléctrica por líneas aéreas de alta tensión se justifica por 
los siguientes motivos: 
 
- Transportar la energía económica de una fuente remota a los centros de consumo 
- Interconectar las distintas fuentes y los distintos centros de consumo entre sí, de 
manera tal que la seguridad de suministro se vea incrementada. 
 
A medida que la electricidad viaja por las líneas de transporte, ésta va perdiendo energía debido 
a la resistencia que ofrece el conductor eléctrico, la cual se transforma en calor que incrementa 
la temperatura del cable. La resistencia que ofrece dicho conductor depende de diversos 
factores que se deben tener en cuenta a la hora de diseñar y construir una línea eléctrica: 
 
- su diámetro o área de la sección transversal, puesto que la conductividad baja cuando 
disminuye su grosor, 
- el material con el que está fabricado, 
- la longitud, porque la resistencia del cable aumenta cuando también lo hace su longitud, 
- la temperatura, puesto que la resistencia aumenta con el incremento de temperatura. 
 
La mejor manera de vencer dicha resistencia, reducir las pérdidas y aumentar la eficiencia del 
sistema de transporte, es incrementar el voltaje o tensión a la que circula la electricidad, y 
utilizar materiales altamente conductores. 
 
Los cables conductores de las líneas de alta tensión están formados por un núcleo de acero, que 
es el que da la resistencia mecánica, recubiertos por el exterior de aluminio, material buen 
conductor de la electricidad. 
 
Las líneas eléctricas 
 
Las líneas de la red de transmisión son cables de aluminio con alma de acero que se suspenden 
en torres de soporte, teniendo su diseño un fuerte componente mecánico y eléctrico. Las torres 
deben soportar el peso y la tensión de los cables y mantener las distancias mínimas de seguridad 
entre los cables y de estos con la torre y con el suelo. Los anclajes sujetan los cables a la torre 
por medio de una cadena aisladores, cada uno soporta una diferencial de tensión entre los 12 y 
18 kV, por lo que líneas de 400 kV, requieren del orden de 20 a 25 aisladores en la cadena 
aislante. 
 
Eléctricamente la sección de los cables marca el límite de la intensidad que pueden transportar y 
por lo tanto la capacidad de transporte de la línea, así también se tiene que uno de los 
 43 
parámetros importantes de la línea, es su inductancia que depende de la forma geométrica 
relativa de las tres fases sobre la torre, así también las líneas provocan un efecto capacitivo con 
la tierra que fija el valor de su capacitancia a tierra, de esta forma cuando las líneas están 
cargadas, el efecto inductivo predomina, siendo la línea consumidora de energía reactiva y 
cuando esta descargada, típicamente en las noches, el efecto capacitivo es el predominante, 
convirtiendo a la línea en generadora de energía reactiva. 
 
Limitaciones en la transmisión de energía eléctrica 
 
Antes de elegir la alternativa de transmisión de energía eléctrica, se debe hacer una 
comparación económica frente a otros tipos de transporte de energía desde la fuente al 
consumidor. Es en esencia un problema de transporte, para el cual las siguientes comparaciones 
pueden ser válidas: 
 
- Petróleo o gas licuado transportado en tanques 
- Petróleo por oleoducto 
- Gas natural por gasoducto 
- Carbón transportado 
 
En cambio si la energía eléctrica es generada a partir de un recurso hidráulico o partir de una 
central existente, no hay alternativa a considerar. 
 
Los factores que limitan el diseño de un sistema de transmisión de energía eléctrica se analizan 
en los parágrafos siguientes. 
 
 
 
Selección del nivel de tensión 
 
El incremento del nivel de tensión en transmisión se ha producido muy rápidamente como se 
muestra en la siguiente figura y muestra como esta cambio con el tiempo. 
 
El primer sistema de transmisión se instaló en la localidad de Cerchi, Italia, transmitiendo 150 hp 
a 27 km empleando una tensión de 2000 V. El crecimiento desde esos comienzos fue continuo, 
puede observarse que se ha alcanzado un límite el cual aparentemente no puede superarse. 
Este valor máximo se encuentra en los 1100 kV, hay varios sistemas funcionando a ese nivel en 
forma experimental en centros de investigación. La máxima tensión de uso normal es de 750 kV 
y 800 kV, instalada en Canadá y Rusia, la máxima utilizada en Bolivia es de 230 kV. 
 
Figura No 1.12 Evolución de la tensión nominal de las líneas de transmisión 
 
 44 
 
 
Las razones de este límite se deben fundamentalmente al elevado costo de los elementos de 
transformación, maniobra y protección, conjuntamente con el desconocimiento sobre el efecto 
en el ambiente (vegetales, animales y por supuesto el ser humano) de los elevados potenciales 
eléctricos que se alcanzan en el suelo. 
 
Por otra parte la necesidad de aislaciones voluminosas, eleva las impedancias de los elementos 
involucrados, con lo que se contrarresta el beneficio obtenido en la reducción de sección de 
conductores. En tales casos una posible solución es compensar a nivel óptimo las caídas 
reactivas, con lo que se eleva el límite económico de la potencia transmitida. 
 
Se han hecho varios intentos para obtener una expresión analítica que indique cual es el nivel de 
tensión más adecuado para cada aplicación sin éxito hasta el presente en razón de la gran 
cantidad de factores involucrados, como regla practica se aconseja 1 kV por cada km de 
distancia de transmisión. 
 
Sin bien teóricamente la gama de voltajes a seleccionar es amplia, desde el punto de vista 
práctico y debido a normas existentes o a niveles de tensión ya en uso, la selección caerá en 
algunas alternativas. Se deberá realizar estimaciones de costos para cada alternativa, una vez 
que la estructura general del sistema haya sido decidida. 
 
Los factores principales de los cuales depende la selección del nivel de tensión son: 
 
- Longitud de la transmisión 
- Voltajes existentes en sistemas vecinos 
- Pérdidas I2R, por efecto corona y pérdidas por corrientes de fuga. 
- Corriente de carga en vacio 
- Regulación de voltaje en el extremo receptor de la línea, entre vacío y plena carga. 
Normalmente para propósitos de diseño este valor debe estar entre 5% y 10% 
- Límite de estabilidad del estado estacionario, dando una capacidad de transferencia de 
potencia aproximada de: 
 
V1V2 
P = ---------- sen β 
 X 
 donde: 
 
 V1 es el módulo de voltaje (en p.u.) del extremo transmisor 
 45 
 V2 es el módulo del voltaje (en p.u.) del extremo recpetor 
 X es la reactancia de transferencia en p.u. 
 β es el desfasaje angular entre las tensiones de los extremos transmisor y receptor 
- Límite de estabilidad del estado transitorio 
 
Estos factores deben ser ampliamente estudiados en cada caso en particular. Sin embargo a 
modo de guía existen algunos gráficos como el de la figura siguiente debida a Ailleret, que 
relacionan la potencia recibida como función de la distancia y el voltaje óptimo de transmisión. 
Según la mencionada figura, los voltajes de transmisión están limitados por dos rectas límites. La 
primera corresponde a un nivel de pérdidas de 5% de la potencia recibida y la segunda a un 20% 
de la misma variable. 
 
Figura No 1.13 Tensiones de transmisión recomendadas en función de la potencia y longitud de la 
transmisión 
 
 
 
Selección de la sección del conductorPor problemas de mejoramiento de los parámetros eléctricos de una línea de alta tensión, 
normalmente se suelen usar conductores múltiples por fase. Esta práctica, por otra parte 
disminuye las solicitaciones de tipo dieléctrico como las pérdidas por efecto “corona”. Los 
factores a considerarse para la selección de la sección de cada conductor, como también el 
número de conductores por fase son: 
 
- Nivel de voltaje 
- Distancia mínima desde el punto más bajo del conductor al terreno 
 
Estos dos últimos factores, determinan el tamaño de las torres 
 
- Tipo de terreno sobre el cual pasa la línea 
- Condiciones climáticas 
- Límite de estabilidad (la inductancia serie de la línea disminuye al aumentar el número 
de conductores por fase) 
- Efecto corona y radio interferencias. 
 
En general la capacidad de transporte de una línea de transmisión dependerá de su longitud a 
un determinado nivel de voltaje, al margen de la sección del conductor. Dicha sección de 
conductor deberá ser tal que las pérdidas por efecto joule a plena carga estén dentro de un 
límite pequeño de la plena capacidad, por ejemplo 3%. 
 46 
 
Desde el punto de vista económico existen procedimientos de selección del conductor que 
minimice los costos de inversión y las pérdidas de energía durante la vida útil de la línea. 
 
Uno de los factores más importantes es la “potencia natural” de una línea. La potencia natural 
está definida como la potencia que transporta una línea en cuyo extremo receptor la carga tiene 
una impedancia igual a la impedancia característica de la línea. 
 
 
 
En general, la impedancia característica de una línea es de carácter capacitivo, al ser la 
conductancia en derivación muy pequeña. Sin embargo en líneas de transmisión en las que se 
suele despreciar tanto r como g a afectos de análisis, resultara que la impedancia característica 
es un número real (resistencia) de valor 
 
 
 
En estas condiciones, la potencia consumida por la carga resistiva en su extremo receptor será: 
 
 
 
Es fácil demostrar que bajo estas condiciones, la potencia reactiva absorbida por la inductancia 
serie de la línea (I2X1) es igual a la potencia reactiva generado por la capacitancia en derivación 
de la línea (V2/ Xc). Esto significa que en estas condiciones de transporte, el voltaje se mantiene 
constante a lo largo de la línea. 
 
Cuando la potencia transportada es menor que la potencia natural el voltaje del extremo 
receptor ((Vr) es mayor en modulo que el del extremo transmisor (Vs). En forma inversa, cuando 
la potencia transmitida es mayor que la potencia natural, el voltaje del extremo receptor es 
menor en modulo que el voltaje del extremo transmisor. 
 
Como resultado práctico de estas consideraciones teóricas, se suele diseñar las líneas de manera 
tal que las de longitud corta estén cargadas por encima de su potencia natural, y las líneas largas 
por debajo de su potencia natural. 
 
La figura 1.14 es representativa del estado de carga máximo para líneas no compensadas como 
función de su longitud. El estado de cargas máximo esta expresado en por unidad, tomando 
como base la potencia natural. Esta curva corresponde a la máxima carga admisible en una línea 
de transporte en condiciones técnicamente aceptables. Los criterios técnicos para su 
elaboración han sido: máxima regulación de tensión 10%, límite máximo de estabilidad 
estacionaria de 35%. 
 
Figura No 1.14 Estado de carga máxima de una línea no compensada en función de la distancia 
 47 
 
 
 
 
Según dicha figura, conocida la longitud de la línea, se puede estimar la máxima capacidad de 
transporte (como función de la potencia natural) en condiciones técnicamente aceptables, 
donde, P significa la potencia transmitida por la línea y Pn la potencia natural de la misma. 
 
Debido a que el desfasaje angular entre Vs y VR depende del estado de carga de la línea, la 
potencia natural y la longitud de la línea serán indicativas del grado de estabilidad de la misma. 
 
Para reducir el desfasaje angular entre Vs y VR en algunas líneas se recurre a la práctica de 
“compensación serie” que consiste en la inclusión de capacitores en serie para reducir la 
distancia eléctrica de la línea. Normalmente el uso de compensación serie en líneas largas es 
más económico que la instalación de líneas en paralelo. 
 
Un buen diseño debe asegurar que el sistema sea capaz de soportar la salida de una línea 
importante, generador o barra colectora sin causar: a) sobrecargas inaceptables, b) reducción de 
voltaje mayor al 5%, c) inestabilidad 
 
Limitaciones en el diseño de líneas de transmisión 
 
Como limitaciones en el diseño de líneas de transmisión se pueden considerar el efecto corona, 
interferencias con circuitos de comunicación, la regulación de voltaje y los niveles de aislación. 
Efecto corona 
 
El aire, actuando como medio dieléctrico, pierde su rigidez dieléctrica cuando la intensidad 
decampo eléctrico llega a 30 kV/cm, en condiciones normalizadas de presión y temperatura de 
750 mm Hg y 20 °C respectivamente. Para este valor de gradiente de potencial, el aire pierde sus 
propiedades dieléctricas debido a la ionización de las moléculas del medio. 
 
Dicho gradiente de potencial puede calcularse a partir de la fórmula: 
 
 
 
Donde V en kV es el potencial pico del conductor cilíndrico de radio r (cm) a una altura h (cm) de 
plano de tierra. 
 
 48 
Existen fórmulas que toman en cuenta factores de corrección debidos a condiciones de 
temperatura y presión distintas a las condiciones normalizadas arriba mencionadas. 
 
Sin embargo, desde el punto de vista práctico, conviene mantener los datos de diseño, 
utilizando la anterior formula de manera tal que: 
 
E max ≤ 23 kV pico/cm 
 
Físicamente el efecto corona se manifiesta como una luminosidad violácea, con un zumbido 
característico y normalmente se puede detectar la presencia de ozono. 
 
La presencia del efecto corona, trae aparejada una pequeña pérdida de potencia y radiaciones 
en las basadas de frecuencia de radio y televisión. El modo más eficaz para disminuir el efecto 
corona es la utilización de varios conductores por fase. 
 
Interferencia con circuitos de comunicación 
 
En muchas circunstancias (aun sin la presencia de efecto corona) una línea de energía puede 
causar problemas de interferencia por ejemplo a circuitos de comunicaciones vecinos. Esta 
interferencia puede deberse a fenómenos de inducción electrostática y electromagnética. La 
inducción electromagnética normalmente producirá corrientes que se superponen a las 
corrientes del circuito de comunicaciones, distorsionando de esta manera la transmisión. 
 
La inducción de tipo electrostático normalmente elevara el potencial del equipo poniendo en 
peligro la integridad de usuarios y equipos. Obviamente este tipo de interferencia dependerá de 
la proximidad y de la longitud en la cual los circuitos de energía y comunicaciones corren 
paralelos. En cada caso en particular, se deberán tomar las precauciones que sean necesarias. 
 
Regulación de voltaje 
 
Se ha mencionado previamente, que para un diseño económico, la tensión entre líneas no debe 
superar un valor de por ejemplo 10% del nominal. Utilizando las conocidas constantes ABCD de 
la línea como cuadripolo tenemos: 
 
 
 
 
Las ecuaciones anteriores nos dan los parámetros de salida (Vs, Is) como función de los 
parámetros de recepción. Vs en algunos casos estará mantenida por ejemplo por reguladores de 
voltaje. Sin embargo si no se tiene en cuenta la presencia de estos últimos y se presenta el 
generador equivalente de salida por un voltaje E’o detrás de una reactancia transitoria X´ 
tendremos: 
 
 
 
Si bajo estas condiciones se pierde bruscamente la carga en el extremo receptor (IR = 0) el 
voltaje en el recibo será: 
 
 49 
 
 
Es decir, VR dependerá del valor de E’o, A, C y X’. 
 
Se ve entonces que para una determinada línea de transmisión (A y C) contantes), la elevación 
del voltaje (en el estado sinusoidal estacionario) en el extremoreceptor dependerá del valor de 
la reactancia transitoria del generador equivalente conectado a la salida. 
Puesto que por otra parte E’o /X´ será el aporte de falla del generador para una falla en la barra 
de salida, se suele decir que la elevación de voltaje en el extremo receptor de una línea al 
perderse súbitamente la carga, depende del nivel de corto circuito. 
 
La siguiente figura, muestra las curvas típicas calculadas para una línea de 400 kV 
 
Figura 1.15 Niveles de falla trifásica 
 
 
En un sistema real, tanto el efeto corona, como las corrientes de magnetización de los 
transformadores (los cuales tienen una relación no lineal con el voltaje) limitarán la 
sobreelevación del voltaje. 
 
Niveles de aislación 
 
El costo de una red de alta tensión, no depende solamente del valor de la tensión nominal, sino 
del máximo voltaje a tierra para el cual debe estar aislado el sistema. Cualquier método de 
supresión o reducción de las sobrecorrientes contribuirá sustancialmente a reducir los costos 
totales del sistema. 
 
1.6.1 Comparaciones entre métodos alternativos 
 
En la etapa de planificación, se deberán hacer comparaciones entre métodos alternativos de 
instalación de equipos, tales como: líneas aéreas o cables, circuitos simples o dobles, recierre 
unipolar o tripolar, recierre rápido o temporizado, transmisión en corriente continua o en 
corriente alterna, etc. 
 
Líneas aéreas o cables 
 
Las líneas aéreas son vulnerables a: 
 
- Descargas atmosféricas 
- Contorneos y daños debidos pájaros, aviones, etc. 
 50 
- Contaminación ambiental, hielo, nieve, etc. 
 
La tasa de interrupciones depende de la exposición a descargas atmosféricas y la protección que 
brindan los hilos e guardia. Estadísticamente, el 70% de las fallas normalmente son de fase a 
tierra o entre líneas, las cuales pueden ser eliminadas con sistemas de recierre automático de 
alta velocidad. En algunas circunstancias se debe tener en cuenta el aspecto estético, 
accesibilidad para el montaje y mantenimiento, distancias de paso, etc. 
 
Por otra parte, los cables subterráneos pueden costar varias veces mas que su equivalente 
aéreo, sin embargo, las tasas de fallas son menores, pero rquieren mucho mas tiempo para su 
reparación. La mayoría de las fallas en cables subterráneos se deben a malas junturas, malos 
tratos durante el montaje o por trabajos descuidados de mantenimiento en instalaciones 
vecinas tales como gas o agua. En algunas instalaciones grandes se requieren reactores de 
compensación en derivación. 
 
Circuitos dobles o simples 
 
Las ventajas en la duplicación de circuitos son: 
 
- Mayor seguridad (nunca se llega al 100% a no ser que los circuitos estén dispuesto en 
torres distintas y a distancias considerables, por ejemplo 300 mts. en cuyo caso los 
derechos de paso son muy costosos) 
- Mayores márgenes de estabilidad 
- Mayor regulación de voltaje 
 
Como desventajas se pueden citar los elevados costos y los mayores niveles de corrientes de 
corto circuito. 
 
Recierre automático monopolar o tripolar 
 
Debido a que la mayoría de las fallas son del tipo de arqueos fugaces existe la justificación para 
la detección de fallas y operación de interruptores del tipo monopolar. 
 
En líneas aéreas de simple circuito, la operación del tipo monopolar incrementa la seguridad y el 
margen de estabilidad. Obviamente como contrapartida se debe sopesar que: 
 
- Se requiere un mecanismo independiente por polo en los interruptores 
- Se requiere mejor mantenimiento 
- El peligro de operación sin una fase está presente 
- Se requieren sistemas de protección mucho más elaborados 
 
Por otra parte, el recierre automático tripolar, puede ser bloqueado si este falla en restablecer 
el suministro y bajo estas circunstancias puede proveer seguridad extra, para líneas de circuitos 
dobles o sencillos. 
 
Recierre automatico rápido o lento 
 
 51 
En sistemas interconectados, diseñados para operar con seguridad el margen de la perdida de 
una línea de transmisión importante, se obtiene muy poco beneficio al incrementar el costo de 
la protección utilizando esquemas de recierre de alta velocidad (0.3 – 0.5 seg.) 
 
En efecto, incluso la estabilidad del sistema puede verse perjudicada. Tal el caso de un recierre 
en el momento en que los generadores s encuentren considerablemente fuera de fase debido a 
una oscilación previa. 
 
Bajo estas circunstancias, será más seguro temporizar o retardar el recierre por 10 – 15 seg. 
Después de ocurrida la falla de manera tal, que se permita al sistema ajustarse a su nueva 
condición de operación. 
 
1.6.2 Transmisión en Corriente Continua 
 
Durante el siglo XX los sistemas eléctricos de transmisión en el mundo, basaron su 
funcionamiento en la corriente alterna mediante líneas HVAC (High Voltage Alternating 
Current), siendo uno de los principales motivos por los que se imponía la utilización de dicha 
tecnología frente a la transmisión en corriente continua, que estaban más desarrolladas las 
técnicas de fabricación de transformadores y motores de inducción, componentes 
indispensables en la distribución y generación de energía, pero se siguieron investigando los 
sistemas de transmisión en corriente continua, hasta que hoy en día ambas tecnologías 
compiten por la hegemonía del sistema de transporte eléctrico. 
 
Entre los inconvenientes que presenta la utilización de líneas de transmisión en corriente alterna 
se encuentran los efectos ambientales, ya que los conductores generan campos 
electromagnéticos. Otros de los inconvenientes están relacionados con las instalación de las 
torres necesarias para transportar y sostener el cableado y las limitaciones en la distancia 
máxima que puede haber entre torre y torre. 
 
Debido a estas limitaciones, diferentes empresas, universidades y gobiernos, han desarrollado 
planes de investigación, desarrollo e implementación de diferentes métodos de transporte de 
energía, como el HVDC (High Voltage Direct Current). Aunque dicha tecnología, fue estudiada 
incluso antes que las líneas de transmisión convencionales (corriente alterna), no fueron 
implementadas, debido a que la tecnología necesaria para su aprovechamiento, en el momento, 
no estaba lo suficientemente desarrollada, por lo que los sistemas HVDC eran más costosos que 
los de transmisión en alterna. 
 
El uso de una tecnología u otra depende de la viabilidad técnica, económica y ambiental de cada 
una. En caso que se requiera conectar dos sistemas que funcionan a diferente frecuencia 
(asíncronos), es necesario usar la tecnología HVDC. Por otro lado, la potencia que se transmite 
mediante un sistema HVDC prácticamente no varía con la distancia, mientras que sí lo hace en 
HVAC, como consecuencia de los efectos de la potencia reactiva inherente que circula por los 
cables. Además, en las conexiones HVAC pueden aparecer inestabilidades debido al desfase que 
produce el efecto inductivo de los cables en los extremos de la transmisión. En HVAC, son 
necesarias compensaciones de potencia reactiva para mantener la tensión deseada en ambos 
extremos y los requisitos de estas compensaciones aumentan con la distancia. En cambio, la 
tecnología HVDC las líneas no necesitan compensación y los convertidores permiten dar soporte 
a la red a través del control de potencia reactiva. 
 52 
 
A pesar de las ventajas que presenta la tecnología HVDC frente a la HVAC, siguen existiendo 
factores que justifican la opción HVAC en multitud de aplicaciones. Éstos son, 
fundamentalmente, la complejidad de las protecciones en HVDC, la dificultad de la 
transformación de tensiones de corriente continua y el elevado costo de las estaciones de 
transformación 
En términos económicos, resulta muy interesante comparar instalaciones equivalentes en 
transmisión de potencia, de tecnología HVDC y HVAC, analizando los costos asociados a cada 
una de ellas en función de la distancia de transmisión (ver Figura 1.16). 
 
Figura No 1.16 Evolución de los costos de instalación HVDC y HVAC enfunción de la distancia de 
transmisión 
 
 
 
En sistemas HVDC, el centro de conversión (elemento imprescindible) supone un mayor costo 
fijo, que se ve corregido por un menor costo de las líneas HVDC (menores pérdidas). Existe un 
punto de equilibrio (distancia crítica) donde el costo de las instalaciones DC y AC se iguala. Para 
distancias inferiores a la crítica (dcrítica en la Figura anterior) los costos de la conversión y sus 
pérdidas encarecen la opción HVDC frente a la HVAC. Pero, para distancias superiores a la 
crítica, la instalación HVDC resulta más económica. Cuanto mayor es la distancia de la 
transmisión más económica es la instalación HVDC frente a la HVAC. En transmisiones 
subterráneas y submarinas el valor de la distancia crítica se sitúa entre 50 y 100 km, mientras 
que en transmisiones con líneas aéreas, la distancia crítica se aproxima a los 600-800 km. Este 
análisis demuestra que la transmisión de energía en corriente continua no es solo viable 
tecnológicamente, sino que en económicamente resulta más rentable que la transmisión en 
alterna, en multitud de aplicaciones. 
 
Las ventajas de transmitir en C.C. de alta tensión pueden resumirse de la manera siguiente: 
 
- No existen problemas de sincronización ni de control de frecuencia 
- Una línea de C.C. para la misma capacidad de transporte, es más económica que su 
equivalente en C.A. (los costos de inversión son del orden del 70%) 
- No se requieren capacitores en serie ni reactores en derivación para propósitos de 
compensación, tanto en líneas aéreas como en cables subterráneos. 
- Son factibles las transmisiones submarinas de larga distancia 
- Se puede disponer de retorno por tierra en casos de emergencia. 
- Se tienen menores niveles de ruido y de efecto corona, a iguales niveles de solicitación 
dieléctrica 
 53 
- La excavación de zanjas en aéreas urbanas y los requerimientos de derecho de paso son 
menores comparados con su equivalente en C.A. 
 
Las desventajas de los sistemas de C.C. son: 
 
- Las estaciones rectificadoras o inversoras tienen costos muy elevados 
- Los problemas de control y en especial las derivaciones son muy complicadas 
- El margen de estabilidad transitoria del sistema puede verse disminuido a no ser que se 
adopten medida especiales de control 
- Los retornos por tierra pueden producir serios problemas de corrosión en estructuras 
aterradas. 
 
Como resultado de lo expuesto, se concluye que los esquemas de C.C. son aplicables 
normalmente a situaciones donde la distancia, el cruce de ríos o mar, niveles de falla o control 
de flujo de carga son un problema muy complicado. 
 
Básicamente los sistemas HVDC cuenta con dos convertidores de potencia, (uno en cada uno de 
los extremos de la red), inductancias de línea, filtros de AC a la salida de cada convertidor y 
cables conductores que comunican la estaciones. 
 
1.7 Sistemas de Distribución 
 
Los sistemas eléctricos de distribución se configuran de manera distinta al sistema de 
transmisión y están compuestos por un conjunto de líneas y subestaciones que permiten 
transportar la energía retirada en los puntos de conexión con las instalaciones de transmisión 
(subestaciones primarias), hasta los diferentes sectores o puntos de consumo al interior de una 
zona de concesión (zona de operación). 
 
En un primer nivel, se extiende una red, todavía de alta tensión, típicamente de 69 kV o 115 kV, 
llamada red de reparto y que puede tener aún una estructura poco mallada y desde 
subestaciones transformadoras de esta red se cuelga a su vez una red de media tensión que se 
acerca ya al consumo más desagregado y constituye la red de distribución propiamente dicha 
 
Los niveles de media tensión de distribución (34.5 kV, 24.9 kV y 10.5 kV por ejemplo) son 
utilizado para abastecer a consumidores industriales y/o transmitir energía en bloque hacia el 
interior del sistema de distribución, lo que se denomina distribución primaria. En el interior de 
dichos sistemas, se reducen los niveles de tensión en las denominadas subestaciones 
secundarias para realizar la distribución de energía mediante redes de baja tensión (220 voltios 
monofásico y 380 voltios trifásico) para el suministro a consumidores residenciales, comerciales 
e industriales pequeños. 
 
Las redes de distribución en zonas urbanas en países desarrollados son subterráneas y se 
caracterizan por una gran densidad de carga en poco espacio y por la gran cantidad de usuarios, 
los requerimientos de fiabilidad son mayores. 
 
En zonas rurales, las redes de distribución suelen ser radiales y áreas, porque la densidad de 
carga no es muy elevada y la fiabilidad requerida es menor por la cantidad de usuarios, no hay 
problemas de espacio y resultan más baratas. 
 54 
 
La inversión en infraestructura de distribución presenta algunos grados de indivisibilidad y 
economías de densidad, en relación con la capacidad de equipamiento eléctrico (conductores y 
transformadores), las estructuras de soporte y las servidumbres que deben establecerse para 
acceder a los distintos puntos del área servida. Por ello, el dimensionamiento óptimo lleva a 
realizar inversiones en equipamiento con ciertos niveles de holgura y una larga vida útil 
económica. Es decir, los costos de invertir en capacidades mayores que las mínimas técnicas 
para cada nivel de demanda, con las consiguientes holguras temporales de capacidad, son 
compensados por costos medios menores según la demanda va creciendo. 
 
El efecto de las economías de densidad puede apreciarse del siguiente modo. El crecimiento de 
la demanda puede darse de dos formas: por aumento en el área de distribución o por 
incremento de las intensidades de consumo en una misma área de distribución. Ahora bien, si 
aumenta el área de cobertura, debe aumentar la capacidad instalada para abastecerla. Si se 
asume que el área adicional que debe cubrirse posee una densidad promedio más baja que el 
área inicialmente cubierta, entonces el costo medio será mayor. Es decir, en caso que el 
incremento en la zona de distribución se debiera a la incorporación de áreas rurales con baja 
densidad geográfica, lo que significa una disminución en la densidad, se observarían costos 
medios mayores. 
 
Alternativamente, en el caso de un aumento en la potencia consumida dentro de un área fija de 
distribución (que puede ocurrir, por ejemplo, debido a un aumento en el número de edificios 
verticales construidos en el área), dadas las economías de densidad, se producirá una caída en 
los costos medios 
 
De esta manera, es razonable encontrar que empresas de distinto tamaño pero de igual 
densidad tengan costos medios similares, lo cual muestra la inexistencia de economías de escala 
significativas a igualdad de densidad de distribución. 
 
Bajo la misma lógica de análisis, puede comprobarse que la distribución posee características de 
monopolio natural. Suponiendo que una empresa es dividida en dos, de forma de abastecer 
igual demanda, dada la existencia de indivisibilidades en la inversión y de economías de 
densidad, los costos medios finales serían mayores respecto a la situación original. 
 
En cuanto a lo que representa el sistema de distribución en cuanto a costos de inversión en el 
sistema eléctrico, se estimas que aproximadamente las 2/3 partes de la inversión total de un 
sistema eléctrico de potencia, están dedicados a la parte de distribución (Gigante Invisible), lo 
que implica necesariamente un trabajo cuidadoso en la planificación, diseño y construcción y en 
la operación del sistema de distribución, lo que requiere manejar una información voluminosa y 
tomar numerosas decisiones, lo cual es una tarea compleja pero de gran trascendencia. 
 
Es en esta parte del sistema eléctrico donde se producen los porcentajes más grandes de 
pérdidas de energía en todas sus manifestaciones debido al gran volumen de elementos que lo 
conforman, y a los bajos niveles de tensión que se manejan. 
 
El sistema de distribución a su vez está conformado por:55 
a) Circuitos de Subtransmision o la llamada red de reparto, con niveles de tensión 
generalmente de 69 kV y 115 kV 
b) Subestaciones receptoras secundarias: donde se transforma la energía recibida de las 
líneas de subtransmisión y dan origen a los circuitos de distribución primarios. 
c) Circuitos primarios: que recorren cada uno de los sectores urbanos y rurales 
suministrando potencia a los transformadores de distribución a voltajes como 34.5 kV, 
24.9 kV, etc. 
d) Transformadores de distribución: se conectan a un circuito primario y suministran 
servicio a los consumidores o clientes conectados al circuito secundario. 
e) Circuito secundario: encargados de distribuir la energía a los usuarios con voltajes como 
380/220 V y en general voltajes hasta 600 V. 
 
La distribución de energía eléctrica es una actividad cuyas técnicas están en un proceso 
constante de evolución reflejada en el tipo de equipos y herramientas utilizadas, en los tipos de 
estructuras, en los materiales con los que se construyen las redes de distribución y en los 
métodos de trabajo de las cuadrillas de construcción y mantenimiento, reflejada también en la 
metodología de diseño y operación empleando computadores (programas de gerencia de redes, 
software gráfico, etc). Algunos de estos factores de evolución son: 
 
 Expansión de la carga. 
 Normalización de materiales, estructuras y montajes. 
 Herramientas y equipos adecuados. 
 Métodos de trabajo específico y normalizado. 
 Programas de prevención de accidentes y programas de mantenimiento. 
 Surgimiento de industrias de fabricación de equipos eléctricos. 
 Grandes volúmenes de datos y planos. 
 
Los sistemas de distribución pueden ser del tipo aéreo o subterráneo, si son aéreas, el 
conductor usualmente está desnudo y va soportado a través de aisladores instalados en 
crucetas, en postes de madera o concreto. 
 
Las ventajas del sistema aéreo respecto del subterráneo son: 
 
 Costo inicial más bajo. 
 Son las más comunes y materiales de fácil consecución. 
 Fácil mantenimiento. 
 Fácil localización de fallas. 
 Tiempos de construcción más bajos. 
 
Y tiene las siguientes desventajas: 
 
 Mal aspecto estético. 
 Menor confiabilidad. 
 Menor seguridad (ofrece más peligro para los transeúntes). 
 Son susceptibles de fallas y cortes de energía ya que están expuestas a: descargas 
atmosféricas, lluvia, granizo, polvo, temblores, gases contaminantes, brisa salina, 
vientos, contactos con cuerpos extraños, choques de vehículos y vandalismo. 
 56 
 
El sistema subterráneo se emplea en zonas donde por razones de urbanismo, estética, 
congestión o condiciones de seguridad no es aconsejable el sistema aéreo. Actualmente el 
sistema subterráneo es competitivo frente al sistema aéreo en zonas urbanas céntricas. 
 
Tiene las siguientes ventajas: 
 
 Mucho más confiable ya que la mayoría de las contingencias mencionadas en las redes 
aéreas no afectan a las redes subterráneas. 
 Son más estéticas, porque no están a la vista. 
 Son mucho más seguras. 
 No están expuestas a vandalismo. 
 
Tienen las siguientes desventajas: 
 
 Su alto costo de inversión inicial. 
 Se dificulta la localización de fallas. 
 El mantenimiento es más complicado y las reparaciones más demoradas. 
 Están expuestas a la humedad y a la acción de los roedores. 
 
Los conductores utilizados son aislados de acuerdo al voltaje de operación y conformados por 
varias capas aislantes y cubiertas protectoras. Estos cables están directamente enterrados o 
instalados en ductos (dentro de las excavaciones), con cajas de inspección en intervalos 
regulares. 
 
1.7.1 Tipos de Sistemas de Distribución 
 
Existen tres tipos de sistemas básicos de distribución, los cuales son: 
 
- Sistema radial 
- Sistema anillo 
- Sistema en malla o mallado 
 
Sistema Radial 
 
Un sistema radial es aquel que tiene un simple camino sin regreso sobre el cual pasa la 
corriente, parte desde una subestación y se distribuye por forma de “rama”, es decir cuenta con 
una trayectoria entre la fuente y la carga, proporcionando el servicio de energía eléctrica. 
 
 57 
 
 
Este tipo de sistema de distribución tiene como característica básica que está conectado a un 
sólo juego de barras. Existen diferentes tipos de arreglo sobre este sistema y la elección del 
arreglo está sujeta a las condiciones de la zona, demanda, confiabilidad de continuidad en el 
suministro de energía, costo económico y perspectiva a largo plazo. 
 
Es el más simple y el más económico debido a que es el arreglo que utiliza menor cantidad de 
equipo, sin embargo, tiene varias desventajas por su forma de operar: 
 
- El mantenimiento de los interruptores se complica debido a que hay que dejar fuera 
parte de la red. 
- Son los menos confiables ya que una falla sobre el alimentador primario principal afecta 
a la carga. 
 
Este tipo de sistemas es instalado de manera aérea y/o subterránea. 
 
Sistemas radiales aéreos 
 
Los sistemas de distribución radiales aéreos se usan generalmente en las zonas urbanas, 
suburbanas y en las zonas rurales. 
 
Los alimentadores primarios que parten de la subestación de distribución están constituidos por 
líneas aéreas sobre postes y alimentan los transformadores de distribución, que están también 
montados sobre postes. En regiones rurales, donde la densidad de carga es baja, se utiliza el 
sistema radial puro. En regiones urbanas, con mayor densidad de carga se utiliza también el 
sistema radial, sin embargo, presenta puntos de interconexión los cuales están abiertos, en caso 
de emergencia, se cierra para permitir pasar parte de la carga de un alimentador a otro, para 
que en caso de falla se pueda seccionar esta y mantener su operación al resto mientras se 
efectúa la reparación. 
 
La principal razón de ser de los sistemas radiales aéreos radica en su diseño de pocos 
componentes, y por ende su bajo costo de instalación aunque puede llegar a tener problemas 
de continuidad de servicio. 
 
 58 
 
 
Sistemas radiales subterráneos 
 
La necesidad de líneas subterráneas en un área en particular es dictaminada por las condiciones 
locales. La elección del tipo de sistema depende sobre todo de la clase de servicio que se 
ofrecerá a los consumidores en relación al costo. 
 
Los sistemas de distribución radiales subterráneos se usan en zonas urbanas de densidad de 
carga media y alta donde circulen líneas eléctricas con un importante número de circuitos dando 
así una mayor confiabilidad que si se cablearan de manera abierta. 
 
Los sistemas de distribución subterráneos están menos expuestos a fallas que los aéreos, pero 
cuando se produce una falla es más difícil localizarla y su reparación lleva más tiempo. Por esta 
razón, para evitar interrupciones prolongadas y proporcionar flexibilidad a la operación, en el 
caso de los sistemas radiales subterráneos se colocan seccionadores para permitir pasar la carga 
de un alimentador primario a otro. También se instalan seccionadores para poder conectar los 
circuitos secundarios, para que en caso de falla o de desconexión de un transformador, se 
puedan conectar sus circuitos secundarios a un transformador contiguo. 
 
 
Sistema Anillo 
 
Es aquel que cuenta con más de una trayectoria entre la fuente o fuentes y la carga para 
proporcionar el servicio de energía eléctrica. 
 59 
 
Este sistema comienza en la estación central o subestación y hace un “ciclo” completo por el 
área a abastecer y regresa al punto de donde partió. Lo cual provoca que el área sea abastecida 
de ambos extremos, permitiendo aislar ciertas secciones en caso de alguna falla. 
 
Este sistema es más utilizado para abastecer grandes masas de carga, desde pequeñas plantas 
industriales, medianas o grandes construcciones comerciales donde es de gran importancia la 
continuidad en el servicio. 
 
 
Cualquier variante del sistema en anillo, normalmente provee de dos caminos de alimentación a 
los transformadores de distribución o subestacionessecundarias. En general, la continuidad del 
servicio y la regulación de tensión que ofrece este sistema son mejor que la que nos da el 
sistema radial. La variación en la calidad del servicio que ofrecen ambos sistemas, depende de 
las formas particulares en que se comparen. 
 
Regularmente, el sistema anillo tiene un costo inicial mayor y puede tener más problemas de 
crecimiento que el sistema radial, particularmente en las formas utilizadas para abastecer 
grandes cargas. Esto es principalmente porque dos circuitos deben ponerse en marcha por cada 
nueva subestación secundaria, para conectarla dentro del anillo. El añadir nuevas subestaciones 
en el alimentador del anillo obliga a instalar equipos que se puedan anidar en el mismo. 
 
Las ventajas en operación de este sistema son: 
 
- Más confiables ya que cada carga en teoría se puede alimentar por dos trayectorias. 
- Permiten la continuidad de servicio, aunque no exista el servicio en algún transformador de 
línea. 
- Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos interruptores 
adyacentes, se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el servicio 
instantáneamente. Si falla un transformador o una línea la carga se pasa al otro 
transformador o línea o se reparte entre los dos adyacentes. 
- Si el mantenimiento se efectúa en uno de los interruptores normalmente cerrados, al 
dejarlo desenergizado, el alimentador respectivo se transfiere al circuito vecino, previo 
cierre automático del interruptor de amarre. 
 60 
 
Sistema Red o Malla 
 
Este sistema provee una mayor confiabilidad en el servicio que las formas de distribución radial 
o en anillo ya que se le da alimentación al sistema desde dos plantas y le permite a la potencia 
alimentar de cualquier planta de poder a cualquier subestación de distribución. 
 
Este sistema es utilizado donde la energía eléctrica tiene que estar presente sin interrupciones, 
debido a que una falta de continuidad en un periodo de tiempo prolongado tendría grandes 
consecuencias. 
 
 
 
 
1.8 Subestaciones Eléctricas 
 
Una subestación eléctrica es un conjunto de dispositivos eléctricos que forman parte de un 
sistema eléctrico de potencia y se encarga de transformar tensiones y derivar circuitos de 
potencia, pudiendo ser de corriente alterna (A.C.) y de corriente directa (C.D.). 
 
Está constituida por un conjunto de equipos que cumplen la función de unir eléctricamente 
varios circuitos proporcionando funciones de maniobra, protección y supervisión necesarias 
para la operación segura y confiable de un Sistema Eléctrico. 
 
Las subestaciones cumplen tres funciones principales: son los nudos de interconexión de todas 
las líneas entre sí, son los puntos de transformación desde donde se alimentan las redes de 
distribución que llegan hasta el consumo los centros donde se instalan los equipos de medida, 
protección, corte y maniobra del sistema. 
 
 61 
Pueden clasificarse de acuerdo con el tipo de función que desarrollan en: 
 
a) Subestaciones de transformación de tensión: puede ser subestación elevadora y/o 
subestación reductora, en estas, es necesaria la presencia de uno o varios transformadores. 
b) Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito: destinada a la interconexión de dos 
o más circuitos. 
c) Subestaciones mixtas (mezcla de las anteriores): de transformación/maniobra, destinada a 
la transformación de tensión y a la conexión entre circuitos del mismo nivel. 
d) Subestaciones de rectificación: destinada a alimentar una red de corriente continua 
(subestación de tracción). 
 
También pueden clasificarse en subestaciones de: 
 
- Generación: Su función es elevar los niveles de tensión para transmitir la energía en forma 
más eficiente. 
- Transmisión: Permiten unir circuitos de tal forma que se aumente la confiabilidad del SEP. 
Ante una falla en un circuito cualquiera, se aísla solo la porción pequeña de la red. 
- Distribución: Su función es reducir la tensión de las redes de alta tensión a otros niveles para 
distribuir. 
 
Asimismo, pueden agruparse de acuerdo con la potencia y tensión que operan en: 
 
a) Subestaciones de transmisión. Son las que operan con tensiones comprendidas entre 230 
kV, 765 kV y mayores. 
b) Subestaciones de subtransmisión. Operan con tensiones desde 69 kV hasta 230 kV 
c) Subestaciones de distribución primaria. Operan desde 4.16 kV hasta 34.5 kV 
d) Subestaciones de distribución secundaria. Operan con tensiones menores a 34.5 kV 
 
La localización de una subestación eléctrica depende o se deriva de un estudio de planificación, 
a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación, el centro de carga de la región que se 
necesita alimentar. 
 
Muchos factores influyen para la correcta selección del tipo de subestación para una aplicación 
dada. El tipo de subestación más apropiado depende de factores tales como el nivel del voltaje, 
capacidad de carga, consideraciones ambientales, limitaciones de espacio en el terreno y 
necesidades de derecho de vía de la línea de transmisión 
 
En el planeamiento de sistemas de transmisión, es esencial que los circuitos puedan ser 
mallados fácilmente. Los objetivos en la localización y disposición física de subestaciones son: 
 
- Facilidad de mantenimiento. Para esto normalmente se requiere una sección separada 
por circuito, guardándose distancias adecuadas entre secciones adyacentes 
- Facilidad de recambio de equipos y circuitos. Esto implica flexibilidad de operación 
dentro de límites razonables de costo y por otra parte cierta redundancia de equipo. 
- Posibilidad de futuras expansiones. Esto significa lugares físicos disponibles para 
extensiones de circuitos de llegada y/o salida para incrementar la capacidad de 
transformación y la extensión de barras colectoras. 
 
 62 
Al ser las subestaciones tan importantes, se debe analizar la confiabilidad que se tiene al brindar 
el servicio así como la importancia de la subestación en el sistema, de aquí nacen las distintas 
configuraciones de barras de la instalación en donde se plantea en un diagrama unifilar la 
filosofía de funcionamiento de la subestación. Dependiendo de la función que desempeñan las 
subestaciones se pueden clasificar en: 
 
- Subestaciones de centrales eléctricas: elevan la tensión de generación con valores 
típicos entre los 5 kV y los 25 kV a niveles que rondan los 69 kV, 115 kV, 138 kV, 230 kV, 
etc. dependiendo del volumen de la energía a transportar en líneas de transmisión para 
disminuir las perdidas por efecto Joule ya que al elevar el voltaje disminuye la corriente. 
- Subestaciones receptoras primarias: recibe directamente una línea de transmisión y 
bajan el nivel de voltaje a niveles de 115 kV y 138 kV típicamente para subtransmisión y 
hasta 69 kV y 34.5 kV para distribución. 
- Subestaciones receptoras secundarias: reciben líneas de subtransmision para alimentar 
líneas de distribución a niveles típicos de 34.5 kV 
 
El arreglo de las barras colectoras va a definir la distribución de los componentes de la 
subestación que van a realizar la función deseada teniendo en cuenta el espacio físico donde se 
hará la construcción 
 
Principales equipos de una subestación eléctrica 
 
En una subestación eléctrica se encuentran muchos dispositivos, los cuales cumplen funciones 
distintas como los siguientes: 
 
Transformador de potencia: Es el elemento más importante ya que se encarga de elevar o 
disminuir los niveles de tensión. 
 
Figura 1.17 Transformador de potencia sumergido en aceite 
 
 
 
 
La transformación se realiza electromagnéticamente por medio de dos juegos de bobinas (de 
alta y baja tensión) arrolladas en torno a un núcleo ferromagnético y todo ello sumergido en una 
cuba de aceite que garantiza un mejor aislamiento de los conductores. Son equipos 
voluminosos, costosos y pesados, de muy alto rendimiento, que presentan una tasa de falla muy 
reducida. Estas máquinas presentan un pequeño porcentaje de pérdidas por loque la potencia 
que entra a la maquina es mayor a la que sale. 
 63 
 
Interruptores: Son de suma importancia en la subestación ya que deben operar para la 
desconexión de carga, para la interrupción de corrientes de falla, para cierre con corrientes de 
falla, etc. Los interruptores constan de muchos elementos como los aisladores terminales donde 
generalmente se encuentran los transformadores de corriente (TC), válvulas para el llenado, 
descarga y muestreo del fluido aislante de los dispositivos, conectores a tierra, placa de datos, el 
gabinete que es donde están los dispositivos mecánicos como el compresor, resortes, bobinas 
de disparo y los equipos de control, protección y medición. 
 
La maniobra puede ser local o remota, por si solo no puede operar, sobre el actúan por medio 
de un conjunto de entradas y salidas, las unidades de control y protección. Debido a que operan 
bajo carga necesitan una cámara de extinción de arco eléctrico, siendo los medios de extinción 
de arco más utilizados, el aceite y el SF6 (hexafloruro de azufre) soplado a alta presión. 
 
Seccionadores: Son usados para maniobra sin carga en las subestación. Poseen una capacidad 
de interrupción del arco eléctrico casi nula, por lo que se podrían destruir de inmediato con una 
falla por arco eléctrico. 
 
Su aplicación típica es ubicarlas a ambos lados del interruptor para aislarlo, una vez que el 
interruptor este abierto. Su accionamiento puede ser manual o motorizado. 
 
Los tipos de seccionadores son: 
 
- Seccionado de línea: se usa para aislar la línea de transmisión de los interruptores para 
que de esta manera no haya presencia de tensión en la línea 
- Seccionador de barra: se ubica entre la barra y el interruptor de barra, aisla 
eléctricamente el interruptor de la barra. 
- Seccionador de puesta a tierra: se encuentran únicamente en módulos de línea y 
generalmente forma parte del seccionador de línea. Su función es no permitir que la 
línea tenga presencia de tensión por inducción una vez que está aislada. 
 
Transformadores de potencial y transformador de corriente (TC y TP): Los transformadores de 
instrumentos son dispositivos electromagnéticos que reducen a escala las magnitudes de 
tensión y corriente que se utilizan para la protección y medición de los circuitos de una 
subestación, ya que los aparatos que realizan éstas funciones no están diseñados para soportar 
grandes tensiones y corrientes. 
 
El Transformador de potencial (TP): reduce la tensión de la línea del orden de los kV a niveles 
bajos de tensión para alimentar equipos de control y medición este nivel de tensión es 
generalmente 120 V. Hay dos tipos de TP los inductivos y los capacitivos, los del tipo inductivo 
responden rápidamente a cambios de tensión, esta característica lo hace ideal para ser utilizado 
en esquemas de protección. El del tipo capacitivo es apto para tele protección debido a que 
permite filtrar y sintonizar determinadas frecuencias, este tipo de TP no es el adecuado para el 
esquema de protección debido a que no detecta rápidamente los cambios de tensión 
 
Los parámetros más importantes de los TP son: 
 
 64 
- Tensión primaria: se usa el voltaje estándar inmediato superior a la línea en que se 
conectara 
- Tensión secundaria: generalmente es de 120 V 
- Carga: es la cantidad de dispositivos conectados al TP para ser alimentados por baja tensión 
- Precisión 
01% para aparatos de medición y calibraciones de laboratorio 
02 a 03% mediciones de laboratorio. Vatímetros y wathorimetros 
05 a 0.6% wathorimetros de facturación en suministros industriales y distribución 
1.2% boninas de potencial de aparatos de medición, indicadores o registradores 
3 a 5% bobinas de relevadores de tensión, frecuencímetros y sincroscopios 
 
Transformadores de corriente (TC): transforma niveles de corriente a valores pequeños para 
alimentar equipos de medición y control, generalmente el valor para alimentar estos equipos es 
de5 A. Se da un pequeño desfase entre la corriente del primario con respecto a la del 
secundario. Se caracteriza por tener una tensión variable, la carga del secundario aumenta 
cuando aumenta la impedancia en el circuito secundario (mayor cantidad de equipos) 
 
Hay varios tipos: 
 
- TC para medición: la precisión para estos efectos debe estar garantizada desde el 10% 
de la corriente nominal hasta un 120% del valor de la misma, esto debido a que se 
deben saturar para valores altos de corriente para proteger a los equipos. 
- TC para protección: Deben tener precisión de hasta 20 veces la corriente nominal, esto 
debido a que debe operar bajo falla (no debe saturarse en niveles altos de corriente) 
- TC para protección y medición: el diseño es una combinación de los TC para protección y 
medición, los núcleos son de alta precisión en cuanto a los niveles de saturación. 
 
Algunas características importantes son: 
 
- Corriente primaria: las corrientes del circuito primario utilizadas son la superior a la 
corriente circulante en este circuito 
- Carga en el secundario: suma de la impedancia total en el secundario que será la suma 
de los dispositivos alimentadores 
- Precisión: 
0.1% para medición y calibraciones en laboratorio 
02 a 0.3% para laboratorio y wathorimetros de alimentadores de potencia 
05 a 0.6% wathorimetros de facturación en circuitos de distribución es industrias 
1.2% bobinas de corriente de los aparatos de medición, indicadores, registradores y 
relevadores de protección diferencial, de impedancia y de distancia 
3 a 5% alimentación a las protecciones contra sobrecorriente 
 
Bancos de Capacitores: Los capacitores instalados en grupos son llamados bancos y se instalan 
en los sistemas eléctricos para suministrar potencia reactiva y mejorar el bajo factor de 
potencia, logrando con esto reducir el flujo de potencia reactiva en líneas y equipos y con ello 
incrementar la capacidad de carga en los transformadores, líneas y generadores; así como la de 
regular la tensión de suministro. 
 
1.9 Sistemas Eléctricos Aislados 
 65 
 
Los sistemas eléctricos de pequeño tamaño, que no están conectados a otros sistemas, 
presentan una serie de características que complican y elevan los costos del suministro de 
electricidad. Las unidades de producción no pueden ser muy grandes ya que la pérdida de un 
grupo supondría un gran peso sobre el sistema global. Esto implica que no se puedan explotar 
adecuadamente las economías de escala al mismo nivel que los grandes sistemas eléctricos y 
que sea más complicada la gestión técnica de la red en relación con la frecuencia y la tensión. El 
aislamiento también obliga a mantener una mayor capacidad de reserva para asegurar el 
suministro adecuadamente, no permitiendo aprovechar las posibilidades que suponen las 
interconexiones eléctricas, que generan una mayor estabilidad en un sistema. 
 
Los principales problemas a los que se enfrentan los sistemas eléctricos aislados de pequeño 
tamaño, son los relacionados a que el suministro de electricidad en estos territorios es más caro 
porque se producen altos costos de transporte del combustible. 
 
En estas circunstancias, la introducción y el desarrollo de energías renovables, puede ser una 
alternativa interesante a los modelos convencionales basados en combustibles fósiles, desde el 
punto de vista socioeconómico. Con ello se presenta una herramienta sólida para alcanzar los 
principales objetivos de política energética: la eficiencia económica, el respeto al medio-
ambiente y la seguridad y diversificación del suministro. Sin embargo, su carácter interrumpible 
e irregular, unido al aislamiento, condicionan de forma importante su tasa de penetración en 
estos sistemas eléctricos. 
 
En relación a la introducción de competencia, los sistemas aislados se enfrentan a grandes 
dificultades por el propio tamaño del mercado, lo que ha conducido a la existencia mayoritaria 
de empresas tradicionalmente integradas, es decir bajo una misma administración la generación 
y la distribución. 
 
EnBolivia hay muchos sistemas aislados que se encuentran en casi todos los departamentos de 
Bolivia, especialmente en los departamentos de Beni y Santa Cruz, el departamento que esta 
aislado y no forma parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN) es Pando que en su ciudad 
capital se genera con combustible diesel y está concluyéndose una central de energía solar con 
paneles fotovoltaicos para disminuir el consumo del diesel. 
 
1.10 La Frecuencia en un Sistema Eléctrico 
 
La frecuencia de un sistema eléctrico está estrechamente relacionada con el equilibrio entre 
generación y carga. En régimen permanente todos los generadores síncronos de una red 
eléctrica funcionan en sincronismo, es decir, la frecuencia de giro de cualquiera de ellos 
multiplicada por el número de pares de polos es precisamente la frecuencia eléctrica del sistema 
(50 o 60 Hz). Mientras persiste el régimen permanente, el par acelerante aplicado por cada 
turbina sobre cada generador síncrono es igual, descontando las perdidas, al par 
electromagnético que tiende a frenar la máquina. Si en un momento dado aumenta la carga, es 
decir la potencia eléctrica demandada en el sistema, entonces aumenta el par electromagnético 
en los generadores, ´estos comienzan a frenarse, y la frecuencia eléctrica disminuye 
progresivamente. 
 
 66 
La frecuencia de la onda de tensión debe permanecer dentro de unos lımites estrictos para que 
el suministro eléctrico se realice en condiciones de calidad aceptables. Variaciones de la 
frecuencia alejadas del valor nominal pueden provocar el mal funcionamiento de diversos 
equipos industriales o domésticos. Por ejemplo, algunos motores pueden verse forzados a girar 
a velocidades distintas de aquella para la que fueron diseñados, y relojes y automatismos que 
miden el tiempo en función de la frecuencia de alimentación pueden adelantar o atrasar. 
 
Los sistemas eléctricos de potencia se han desarrollado en dos frecuencias, 50 ó 60 Hz. Siendo el 
primer valor utilizado en Europa y algunos países como Bolivia, la frecuencia de 60 HZ es 
utilizada en Estados Unidos y algunos países americanos entre los que están Brasil y México por 
ejemplo. 
 
Determinar cuál es la mejor decisión es difícil, no obstante hay razones técnicas y económicas a 
considerar, los 60 Hz permiten velocidades máximas de 3600 r.p.m. en contraste con los 3000 
r.p.m. de los 50 Hz. 
 
El material para el hierro de los transformadores y motores en general es 10 ó 15% inferior con 
60 Hz ya que a igualdad de tensión y mayor frecuencia podemos emplear menor densidad de 
flujo y por ende secciones de núcleo menores, como puede verse del análisis de la siguiente 
expresión: 
 
E = 4.44 x k x ϕ x f 
 
Si f se incrementa, podemos reducir en igual medida ϕ y si se mantiene la densidad de flujo B 
constante, se puede reducir la sección del circuito magnético en igual proporción. 
 
En cambio si analizamos líneas de transmisión largas, menor frecuencia produce menor caída 
inductiva y mayor capacitiva, produciendo un aumento en la capacidad de carga de la línea y 
mejorando la regulación. 
 
Xl = ω x L = 2 x π x f x L 
 
Xc = 1 / ω x C = 1 / 2 x π x f x C 
 
La transmisión en corriente continua se emplea también, pero bajo condiciones muy especiales, 
como por ejemplo para pasar de 50 Hz a 60 Hz y a la inversa, ya que el costo de la inversión en 
convertidores y rectificadores es muy elevado. Además la generación y distribución es en 
alterna, efectuándose solo la transmisión en corriente continua. 
 
Regulación de frecuencia en el Sistema Interconectado Nacional 
 
El control de frecuencia en los Sistema Eléctricos de Potencia, es uno de los objetivos 
primordiales de los Centros de Control. El control de frecuencia en un Sistema Interconectado 
Nacional (SIN) se realiza de forma centralizada en el Centro de Control con el objeto de dar 
seguimiento a la planificación de la operación que se realiza a diferentes horizontes de tiempo 
(Corto, Mediano y Largo Plazo), de tal forma de optimizar y coordinar los diferentes recursos de 
generación disponible, así como el uso de la red de transmisión. 
 67 
Un sistema eléctrico se caracteriza por poseer un gran dinamismo, razón por la cual cuenta con 
una serie de servicios complementarios que se encargan de arreglar situaciones no deseadas 
que pongan en riesgo la correcta operación del sistema. En este sentido, la situación más 
frecuente y que ocurre segundo a segundo es el desafío de que la generación esté siempre al 
mismo nivel de la carga que suministra, la cual presenta perfiles similares en el tiempo pero está 
determinada en su mayoría por un gran nivel de aleatoriedad, generando un nivel de carga difícil 
de seguir con un respectivo nivel de generación, esto produce una diferencia entre ambos 
niveles comúnmente conocida como desbalance que debe ser equilibrada por algún servicio 
complementario. 
 
La regulación de frecuencia busca, a través de mecanismos de control en la red y con capacidad 
de generación lista para entrar en acción, responder en forma adecuada a las exigencias del 
sistema y corregir así, las variaciones de frecuencias que surgen como producto de este 
desbalance. Por lo tanto, la capacidad de regular esta frecuencia y mantenerla dentro de ciertos 
límites otorga mayor seguridad, rigidez y control sobre la operación del sistema, siendo un 
factor clave a considerar para las empresas de transmisión y de distribución, ya que deben 
cumplir con ciertos requisitos de calidad de servicio. 
 
La regulación de frecuencia se puede dividir a nivel general en los siguientes tipos: 
 
a) Regulación de frecuencia primaria: Es la más rápida en actuar ya que establece una 
regulación automática de cada generador en su producción mediante cambios en su 
velocidad con el fin de poder equilibrar las variaciones de carga. En un sistema de 
potencia, todas las unidades poseen uno, por lo que todas las unidades deben ejercer 
regulación primaria de frecuencia. 
b) Regulación de frecuencia secundaria: Es la regulación suplementaria que se realiza en 
forma centralizada en una o más unidades de una central, puedes ser automática o 
manual. Esta regulación actúa a nivel de la zona de control donde se monitorea la 
frecuencia y flujo de potencia respecto a los nodos vecinos 
c) Regulación de frecuencia terciaria: Se establece a nivel más amplio en un sistema 
eléctrico, distribuyendo las cargas de forma óptima tal que se asegure potencia en 
reserva que permita actuar ante variaciones. Por ejemplo ante escenarios donde exista 
déficit de generación, es necesario que el sistema de potencia posea una línea de 
defensa denominada Alivio de Carga por mínima frecuencia, para evitar que el sistema 
de potencia opere a valores bajos de frecuencia o valores de desconexión de unidades 
generadoras por sus protecciones de mínima frecuencia. También están los esquemas 
de desconexión automática de generación por sobrefrecuencia que son esquemas 
especiales de protección para evitar que los sistemas de potencia operen a valores altos 
de frecuencia. 
 
1.11 El futuro de los Sistemas Eléctricos 
 
Los sistemas eléctricos en el mundo están experimentando una importante transformación, 
están pasando de ser sistemas de electricidad principalmente basados en tecnologías de 
generación, transmisión y distribución, espaciosas y centralizadas a sistemas que también 
comprenden tecnologías distribuidas, digitalmente mejoradas y con bajas emisiones de carbono. 
Lo tradicional y lo emergente, lo físico y lo digital, lo grande y lo pequeño. Todos estos aspectos 
están convergiendo para crear una nueva red energética del siglo XXI. 
 68 
 
Esta transformación supone un avance positivo para la humanidad y el planeta porque la 
electricidad segura, eficiente, fiable y asequible es un factor de crecimiento económico y mejora 
la calidad de vida. 
 
De hecho, los sistemas eléctricos están evolucionando desde un sistema centralizado y 
unidireccional a uno más descentralizado y bidireccional;en el que, a futuro, diferentes agentes 
de la red, incluyendo los consumidores, participarán de manera más activa. 
 
La transición hacia esta nueva era ya ha empezado. Por ejemplo, más de la mitad de los nuevos 
pedidos de centrales eléctricas en 2016 fueron de tecnologías de energías renovables y en ese 
mismo año se vendieron en el mundo 750.000 vehículos eléctricos. No obstante, dada la 
magnitud, complejidad y vida útil de los sistemas de electricidad, así como la topología 
normativa y tecnológica, y la inercia que impera en el sector actual, la transformación no se va a 
producir de la noche a la mañana. Además, la transformación se está desarrollando a diferentes 
velocidades en distintas geografías de todo el mundo. El ritmo del cambio y la combinación de 
soluciones energéticas variará según la geografía. 
 
Las condiciones de operación y el desarrollo de los sistemas eléctricos de potencia están 
condicionados por requerimientos crecientes de competitividad y de la calidad del servicio. A la 
vez, se va tornando más compleja la sostenibilidad de estos, habida cuenta de la limitación y de 
los efectos de la utilización de los recursos energéticos disponibles, en un contexto de oposición 
pública por afectaciones del medio ambiente, aunque sean debidamente controladas, lo que le 
quita racionalidad a la posibilidad de satisfacer todas las demandas. 
 
Debido a la facilidad de su utilización y al bajo impacto ambiental en el punto final de uso, el 
consumo de electricidad está creciendo a ritmo constante en todo el mundo y en especial en 
países como Bolivia que tiene planes de alcanzar el acceso universal hasta el año 2025. A 
mediano y largo plazo, la energía eléctrica será la forma más preferida para satisfacer las 
necesidades energéticas de la humanidad. Desde el punto de vista de la generación, se 
considera que la electricidad producida a partir de combustibles fósiles tiene hoy un importante 
impacto en el calentamiento global y las infraestructuras de transmisión y distribución son cada 
vez menos aceptadas. En consecuencia, los desafíos para el sector de la energía eléctrica son 
considerables. Con el fin de satisfacer las demandas de los consumidores, cada recurso para la 
generación de energía eléctrica, en particular las fuentes de energías renovables por ejemplo, 
energía eólica y solar, deberán estar completamente desarrolladas e integradas al sistema 
eléctrico de potencia. La eficiencia energética tendrá que ser mejorada en cada nivel, lo que 
involucra a la generación, a la transmisión, a la distribución y al consumo de energía eléctrica. 
Además, el mayor desarrollo del mercado de la energía al por mayor y al por menor y las cada 
vez más restrictivas regulaciones ambientales regirán significativamente el desarrollo futuro del 
sistema eléctrico de potencia. En consecuencia, el sistema eléctrico de potencia del mañana será 
diferente y los desarrollos tecnológicos y las herramientas de la tecnología de la información, 
metodologías y herramientas de desarrollo inimaginables hace unos años atrás ayudaran a 
hacer frente a estos desafíos. 
 
Los sistemas eléctricos serán redes inteligentes, conocidas en inglés por el nombre de Smart 
Grids, que permitirán integrar el comportamiento y las acciones de todos los usuarios 
conectados a ellas (los generadores y los consumidores) con el fin de funcionar de manera 
 69 
eficiente, sostenible y económica, garantizando el suministro de electricidad. Las Smart Grids no 
sólo suministrarán energía sino también información. La generación convencional centralizada, 
dará paso a una generación local distribuida, permitiendo una reducción drástica de las pérdidas 
por el transporte. Esta generación descentralizada estará basada en energías renovables y 
permitirá a los individuos, comunidades, barrios y ciudades, generar su propia electricidad y 
utilizarla en micro-redes internas, vendiendo los excedentes a la red principal. El papel del 
consumidor será mucho más activo y flexible, asumiendo también el rol del productor. Para ello, 
será necesario avanzar también en el desarrollo del mercado de la electricidad, permitiendo 
nuevas funcionalidades y servicios a los comercializadores y a los consumidores. 
 
El almacenamiento eléctrico a través de diversas tecnologías, permitirá desacoplar el equilibrio 
clásico entre la generación y la demanda, almacenando el excedente de generación para 
recuperarlo posteriormente en periodos de menor consumo. 
 
El almacenamiento también podrá ayudar a solventar el problema de la integración de las 
energías renovables, ya que este tipo de energías tiene un elevado grado de incertidumbre en 
su previsión y puede variar fuertemente en periodos de tiempo muy cortos. El trabajo 
combinado de estos sistemas de almacenamiento con fuentes intermitentes de energía 
renovable permitirá una mayor regulación de este tipo de centrales. 
 
El sector del transporte es una actividad que requiere un gran consumo energético y es el mayor 
productor de emisiones de efecto invernadero en el entorno urbano. Los altos índices de 
contaminación elevan los riesgos para la salud pública y por ello, la electrificación del transporte 
se presenta como una de las vías reales para avanzar en la mejora del medio ambiente a nivel 
mundial. 
 
En los próximos años vamos a ser testigos del despliegue masivo de vehículos eléctricos. Estos 
vehículos son más eficientes, no emiten gases contaminantes de forma local, y tampoco 
producen ruidos. Este nuevo consumidor de electricidad con seguridad ayudara al sistema 
eléctrico, porque permitirá aplanar la curva de carga. 
 
Además, y puesto que los vehículos están estacionados la mayor parte del tiempo, se podrán 
utilizar sus baterías como sistemas distribuidos de almacenamiento de energía, pudiendo 
prestar servicios al sistema eléctrico, permitiendo aportar energía a la red durante las horas 
punta, mediante aplicaciones conocidas por sus siglas en inglés V2G. 
 
El despliegue masivo de sensores a todos los niveles de la red eléctrica permitirá una mayor 
supervisión y control de la red eléctrica, gestionándola de forma más eficiente y aumentando la 
resiliencia de esta infraestructura crítica, haciendo que opere de forma ininterrumpida y sin 
incidencias. 
 
La instalación de medidores inteligentes en los sistemas eléctricos, está permitiendo a los 
consumidores recibir información en tiempo real de su consumo eléctrico, ayudándoles a 
concienciarse sobre su consumo y a hacer un uso más racional de la energía eléctrica. 
 
Con la actual explosión de datos generados por la interacción de los usuarios a través de las 
redes sociales y de los millones de sensores y dispositivos conectados a la red, la gestión y 
análisis de dichos datos para extraer conocimiento y facilitar la toma de decisiones va a ser 
 70 
fundamental dentro de la Smart Grid. El conocido como Big Data va a tener un papel clave en el 
desarrollo de las estas redes, permitiendo gestionar un gran volumen de datos, de diversos tipos 
y orígenes, con una gran velocidad de procesamiento y obtener la información correcta en el 
momento adecuado. 
 
Ahora bien el futuro del sector eléctrico estará entonces condicionado por los factores 
siguientes: 
 
a) La demanda de energía eléctrica 
 
La demanda de electricidad está creciendo en todas partes del mundo a diferentes ritmos y 
continuará creciendo. Unos dos mil millones de personas todavía no tienen acceso a la 
electricidad en numerosos países, y se requerirán respuestas técnicas específicas en muchos 
casos. En otros países, el desarrollo en el nivel de vida, nuevas aplicaciones, o el reemplazo 
de otras formas de energía por la electricidad, dan como resultado un mayor consumo: 
nuevos electrodomésticos, computadoras, transporte eléctrico (por ejemplo, vehículos 
eléctricos recargables y la electrificación de trenes). 
 
Por lo tanto, es un hecho indiscutible que veremos un desarrollo y un cambio significativo en 
el consumo de electricidad, es decir, encantidad, en su naturaleza, en el espacio –nuevos 
consumidores con servicio–, con el uso de la generación más barata en todo momento, con 
la gestión de la carga a nivel de hogares, con condiciones de entrega específicas como calidad 
de onda, continuidad, con recarga de alta velocidad de las baterías. 
 
Adicionalmente, el desarrollo continuo de los mercados de energía al por mayor y al por 
menor y la necesidad de los consumidores de estar más estrechamente vinculados al sistema 
de potencia, requerirán la utilización de tecnologías tales como medidores inteligentes y 
otros servicios basados en la tecnología de la información 
 
La sociedad se está electrificando cada vez más, tendencia que irá en aumento con el paso de 
los años, por ejemplo las predicciones de Bloomberg Energy Finance señalan que el consumo 
de electricidad en el mundo aumentara un 57% para el 2050. 
 
En los países emergentes de África, Oriente Medio y el sudeste asiático y en Latinoamérica, 
este crecimiento viene asociado al aumento de la población, el crecimiento del PIB y a un 
mayor acceso a la electricidad por parte de la ciudadanía. En el caso de la sociedad 
occidental, el crecimiento de la demanda no será tan notable gracias a una eficiencia 
energética cada vez mayor y al decreciente uso de las industria electrointensiva, pero aun así 
se hará notar. 
 
Se estima que la demanda de electricidad en Latinoamérica y el Caribe hasta el año 2040 se 
duplicará motivado por el incremento demográfico y el crecimiento económico proyectado a 
un 3% anual y en el caso de Bolivia, se tiene previsto que al año 2015, se logre una cobertura 
del 100% en todo el territorio y alcanzar el acceso universal. 
 
b) Medio ambiente 
 
 71 
Las restricciones medioambientales y la progresiva internalización de los costos derivados del 
impacto ambiental, junto con los planteamientos de largo plazo sobre la seguridad del 
suministro, irán progresivamente influyendo de forma significativa en las futuras inversiones 
en nuevos medios de producción, es asi que se prevé se generalizaran mercados específicos 
para la “·electricidad verde”, así como los mercados de emisiones contaminantes. 
 
Es importante en la actualidad la aceptación pública de la infraestructura de los sistemas 
eléctricos, sobre todo de las nuevas instalaciones que son necesarias instalarlas en centros 
urbanos. La escasez de espacio disponible para esta nueva infraestructura, el efecto 
hipotético de los campos eléctricos y magnéticos (CEM), las perturbaciones eléctricas, el 
ruido, las cuestiones estéticas y de necesidad de espacio, están en la raíz de la mayoría de las 
preocupaciones públicas. 
 
Las respuestas tecnológicas las han de dar, por ejemplo, los sistemas de transmisión 
subterránea o de cable submarino, el mejor uso de los derechos de paso. Es imperativo que 
se dé información técnico-científica concisa e imparcial para el público y los políticos en una 
forma fácilmente entendible. 
 
La búsqueda de mayor eficiencia o de ahorro de energía será de interés a lo largo de la 
cadena. Las tecnologías de los sistemas de potencia desempeñarán un papel importante en 
esta búsqueda. 
 
Como el cambio climático es hoy motivo de gran preocupación, el desafío para el sistema 
eléctrico de potencia es la forma de integrar el creciente número de fuentes de electricidad 
sin emisión de carbono, ya sea como energía a granel, a larga distancia de la carga, (grandes 
centrales hidroeléctricas, nucleares, parques eólicos) o como pequeñas y muy pequeñas 
unidades distribuidas (millones de pequeñas turbinas de viento, unidades solares, plantas de 
biomasa, pilas de combustible, energía de las olas y conjuntos motor-generador Stirling). Las 
dos características distintivas de estas fuentes son la intermitencia o falta de flexibilidad y su 
condición remota. Esto implica la necesidad de almacenamiento, de interconexiones fuertes 
y de grandes capacidades de transmisión a larga distancia, con las tecnologías asociadas 
como vínculos de alta tensión en corriente continua (ATCC; HVDC en inglés), sistemas de 
transmisión flexibles en corriente alterna (STFCA; FACTS en inglés), controles avanzados, 
locales y, sobre todo, de sistema. 
 
Los cambios climáticos pueden dar lugar a las condiciones climáticas más extremas, lo que 
significa nuevas condiciones de diseño de la infraestructura: más robusta y más intrusiva o 
recurrir a tecnologías menos vulnerables: instalaciones subterráneas, subestaciones metal 
clad. 
 
c) La regulación, la legislación y los objetivos de distintos países 
 
Las regulaciones nacionales de cada país, las nuevas normas y el grado de estandarización 
entre los distintos países, directa o indirectamente influirán en el desarrollo de los sistemas 
eléctricos de potencia. Bajo la influencia de las consideraciones ambientales, los aspectos 
técnicos y/o económicos pueden no ser tenidos plenamente en cuenta en las decisiones 
políticas. 
 
 72 
d) Las nuevas tecnologías 
 
Las nuevas tecnologías que satisfagan las necesidades técnicas, socioeconómicas y 
ambientales influirán en el desarrollo y el funcionamiento del sistema eléctrico de potencia. 
Nuevos materiales, tales como superconductores, los aislantes basados en nanopartículas, un 
mejor tratamiento de los polímeros, los sustitutos del aceite aislante, etc., darán lugar a un 
equipo más optimizado y amigable con el medio ambiente. 
 
Un mayor uso de sistemas computacionales, telecomunicaciones, sensores, electrónica de 
potencia, contribuirán a un mejor diseño y control a nivel de equipos, así como a nivel del 
sistema El sistema y la seguridad cibernética tienen que abordarse por completo en este 
contexto. Cables de potencia avanzados y líneas aisladas con gas (LAG; GIL en inglés) pueden 
ser una alternativa aceptable a un costo razonable en un futuro próximo. 
 
Los Smart Grid o redes inteligentes serán la repuesta a los requerimientos energéticos 
incorporando intensivamente la tecnología digital para que haya una comunicación fluida 
entre el productor y el consumidor. 
 
Una smart grid se entiende es una red eléctrica que integra, de manera económicamente 
eficiente, el comportamiento y las acciones de todos los usuarios conectados a la misma 
(generadores, consumidores y productoresconsumidores) para garantizar un sistema 
energético sostenible y económicamente eficiente, con pocas pérdidas y alto nivel de calidad, 
protección y seguridad de suministro. 
 
La generación distribuida o descentralizada puede tener un desarrollo espectacular debido al 
fomento de las energías renovables y de la cogeneración que se está dando en el mundo 
entero por consideraciones medioambientales, unido a los avances tecnológicos y a la 
reducción de costos en la generación eólica y las micro turbinas o las células de combustible. 
 
e) Mantenimiento y expansión de los sistemas eléctricos de potencia existentes 
 
Los sistemas actuales con todos sus problemas económicos, ecológicos y técnicos tienen que 
mantenerse y operarse con seguridad porque son los que garantizan el abastecimiento de la 
demanda. 
 
En muchos países industrializados, para el sistema o partes de él que alcanzan el final de la 
vida útil (prevista originalmente cuando el equipo se instaló), deben desarrollarse estrategias 
de mantenimiento óptimo, rehabilitación, rejuvenecimiento y reemplazo. El desafío a 
encarar es el mantener o mejorar la fiabilidad/disponibilidad del sistema, sin dejar de dar 
cumplimiento a los requisitos de la regulación y de hacer frente a los problemas propios de la 
evolución de los mercados de la electricidad. 
 
Finalmente, se deben tomar en cuenta varios factores de cambio que contribuirán para que la 
red de distribución del futuro sea sustancialmente diferente a la actual. 
 
a) El primero, son los medidores inteligentes, que siendo parte de las smart grids, juegan 
un papel fundamental en el desarrollo de las mismas. Se trata de elementos clave, que 
proporcionarán una valiosa información quepodrá ser intercambiada entre el 
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consumidor y otros agentes del sistema. Además, estos medidores facilitarán la 
participación activa de la demanda e inducirán a una mayor automatización de la red, 
posibilitando la reducción de los costos operativos, y contribuirá con una potencial 
reducción de costos para los consumidores. 
b) El segundo, es el aumento de la generación distribuida y la participación activa de la 
demanda. Los recursos energéticos distribuidos suponen también una oportunidad y un 
reto, tanto para los diversos agentes del sistema como para el desarrollo de la 
tecnología y para la gestión, operación y protección de la red. Su progresiva 
incorporación en un entorno de redes inteligentes, permitirá mejorar la estabilidad, la 
seguridad y, por tanto, la fiabilidad del sistema eléctrico. Además, las smart grids 
permitirán integrar más generación renovable, reduciendo la necesidad de capacidad de 
respaldo y facilitando el cumplimiento de los compromisos medioambientales. 
c) El tercer factor es la política de mejora continua de la calidad de servicio, las inversiones 
en smart grids contribuirán a mejorar la calidad, mediante la implementación de 
sistemas de monitorización, supervisión y automatización, que son la base de las redes 
eléctricas del futuro.