S&C Power E-Magazine Abril 2012

Año 7 • Newsletter No. 90 • Abril 2012

S&C POWER E-Magazine

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DirectorioCoordinación EditorialLic. Sandra Sánchez [email protected]

Diseño EditorialD.G. Luis Eduardo Figueroa Orozco

Traducción y Corrección de Ortografía y EstiloLic. José de Jesús Santos Arias

Directorio de VentasMÉXICOGerente VentasAlfredo [email protected]

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EL CARIBEPuerto Rico [email protected] República Dominicana melisa@ lightningconductor.com Otros países en el Caribe international@ sandc.com Jamaica [email protected]

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ESPAÑASADESJordi Pla [email protected]

Sistemas para Almacenamiento de Energía: Cumpliendo con la Necesidad de Almacenamiento de Energía al Borde de la Red -

Parte Final

A Preguntas Complejas . . . Respuestas Simples.

Editorial

INSIDE S&C• Sistemas para Almacenamiento de Energía: Cumpliendo con la Necesidad de

AlmacenamientodeEnergíaalBordedelaRed-ParteFinal• S&C Electric Company Amplía su Capacidad de Manufactura para Producir

ProductosparalaRedEléctricaInteligentealigualqueProductosparaCuestiones

deEnergíaRenovable

S&C TOP NEWS• NXPyS&CUnenFuerzasparaMejorarlaSeguridaddelosComponentesCríticosde

laRedEléctricaInteligente• VisualizandolaRedEléctricadelSigloXXI-ParteFinal

WHAT’S NEW IN S&C• ReadaptaciónconSeccionadorconGabineteMetálicoTipoMetal-EnclosedImpulsa

ConfiablidaddeSistemaBART• S&CAnunciaelLanzamientodelaSeriedeSeminariosdeCortesíaporInternet2012• SolucionesdelaRedEléctricaInteligenteconInteligenciaenCapas™-Primerade

DosPartes

LOCAL HEADLINES• Cubierta,demandaenergéticahasta2040• SubutilizalaCFEsusplantaseléctricas

INTERNATIONAL HEADLINES

• PlanesparapotenciarenergíaeólicaenArgentina

• Energíasube5%enabrilporajustedecombustibleenHonduras

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Estimados Amigos:

Le invitamos a que nos envíe sus cuestionamientos referentes a la protección y seccionamiento de sistemas eléctricos de potencia, así como sus soluciones a problemas presentados en sus redes eléctricas.

Sus solicitudes serán revisadas y respondidas por nuestros expertos en la industria, aquellas con mayor importancia y jerarquía, serán publicadas en este espacio, para beneficio de todos ustedes. Debemos destacar que todas serán respondidas a sus correos, colaboremos en esta era de efusión de tecnología y calidad, apoyándonos a dar solución a esas dificultades surgidas en sus sistemas.

Sabemos que será un gran espacio para usted, envíenos sus comentarios a [email protected]

Muchas gracias por el interés mostrado en este boletín informativo. Nos llena de satisfacción que sea de su agrado; nos complace aún más que los profesionales puedan enriquecer su experiencia con la información que a usted presentamos mes a mes.

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Que rápido se va el año, estamos entrando ya alcuarto mes de este 2012 con mucha energía ymotivación.Siustednoseencuentraasí, lerecomiendoquebusque a su alrededor y sé que encontrará en

su familia, en sus logros, en sus amigos o en símismo,la fortaleza que necesita para seguir adelante. Estemesesdíade losniñosgrandesypequeños, festéjesecomosifueraunpequeñoydisfrutedeunaricamalteada,ounvideojuego,uncocheacontrolremotoosúbaseaunjuegomecánico.¡Seguroselapasaraengrande!

Yaestá listayen línea, lanuevaedición#90deNuestrarevista Digital S&C Power E-News Magazine de abril yquieropedirlequeingreseenlíneaanuestrapáginawww.sandc.comydisfrutedeestaediciónconartículosdegraninteréscomo:

• SistemasparaAlmacenamientodeEnergía:Cumpliendocon la Necesidad de Almacenamiento de Energía al

BordedelaRed-ParteFinal• Soluciones de la Red Eléctrica Inteligente con

InteligenciaenCapas™-PrimeradeDosPartes.• VisualizandolaRedEléctricadelSigloXXI-ParteFinal

Además usted puede tener acceso a cualquier edicióndesdeelaño2010ydescargarlaenformatopdf.Nodejedeseguirnos,aquíseguimosenviándoleslomejorde la información sobreCalidad de Energía en SistemasdeTransmisiónyDistribución,noolvidequeS&Ceslídera nivel mundial con equipos como el Seccionador deDistribuciónSubterráneaVista,elRestauradorporPulsosIntelli-Rupter,elTrip-Saver—lasoluciónparalaproteccióndecircuitos ramales.Tambiéncontamoscon losmejoresequiposparasusredesdedistribucióninteligentesymás.

Sitieneproblemasparateneraccesoalaedicióndeestemesodemesesanteriores, lepidomemandeuncorreodirectamenteparaenviarleporlamismavíalosarchivosenformatopdf.

¡Hasta la próxima!

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“Recuerdequeestaediciónesmensualyqueestállegandosuscorreosporqueustedsolicitósuscribirseatravésdenuestrapági-nawebwww.sandc.com.mx.Siustedestárecibiendoéstecorreopor error, le pediré mandarme un e-mail a [email protected]“DARMEDEBAJA”y loeliminare-mosde labasededatos.Siporelcontrario,ustedrecibióestecorreoporqueselopasóuncolegaoamigo,lepedimosquehagadirectamentesususcripciónentrandoalayamencionadapágina

webdeS&Cybusquelaopción“SuscribirmealNewsletter”,soloescuestiónde llenarsusdatoscompletosyes todo,cadamesestará recibiendo demanera gratuita en su correo, el aviso deque laediciónyaestáen línea.Losdatosque lesolicitamosenelformulariodecontactoúnicamenteseránutilizadosparapoderestablecercontactoconustedosuempresayestosnoserándi-fundidos,distribuidosocomercializados”.

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La instalación a gran escala del CES da a las compañías eléctricas un mayor control de las fuentes del sistema de distribución. Las com-pañías eléctricas pueden agregar con facilidad grandes cantidades de unidades CES distri-

buidas en grupos, mismos que pueden tener un impac-to significativo en el nivel de confiabilidad y eficiencia de la red eléctrica. Cuando un grupo CES se hace funcio-nar mediante un sistema controlador para Gestión de Energía Distribuida (DEM por sus siglas en inglés), éste se puede distribuir y controlar como una fuente sencilla para un alimentador o subestación . . . mientras que al mismo tiempo monitorea y controla la subestación indi-vidual, el sistema, y los niveles del circuito.

En los sistemas tradicionales de las compañías eléctricas, la comunicación con SCADA se ha limitado a las aplicaciones de automatización de la distribución más allá de la subestación . . . y las instalaciones de control central cuentan con una capacidad muy limitada para monitorear los dispositivos más allá de dicho punto. Las instalaciones de la red eléctrica inteligente que incluyen sistemas CES hacen posible deshacerse de esa limitación, permitiendo que la comunicación se extienda hasta llegar a los sistemas de distribución. La comunicación de los grupos CES se puede implementar de varias formas, aunque la más común implica las redes de área ancha (WANs) controladas por radios.

Al estar instalado en una oficina o subestación central, el controlador DEM permite el control total de las fuentes distribuidas y cuenta con dispositivos de primera para distribución de la energía. La concientización situacional mejorada se logra gracias al respaldo total de SCADA y a la integración perfecta con los demás sistemas de la oficina central. Por ejemplo, el operador de SCADA se adaptará a las condiciones del grupo CES y a la disponibilidad de un grupo en particular para neutralizar picos y realizar otras aplicaciones. La comunicación del sistema CES normalmente utiliza un protocolo de red distribuida (DNP por sus siglas en inglés) e implementa medidas de seguridad adicionales para que el sistema tenga la mayor protección posible.

Cuando se agregan muchas unidades CES mediante un controlador DEM, la compañía eléctrica podrá operarlas como una planta eléctrica virtual distribuida (de almacenamiento de energía). Por ejemplo, un grupo de 80 CES de 25-kW en un alimentador de tipo domiciliar proporciona la capacidad equivalente a la de una planta de 2-MW. Sin embargo, un grupo CES es capaz de brindar una solución más adaptable. No sólo puede aligerar las sobrecargas en los alimentadores ramales, sino que también brinda mayor protección contra apagones. Además, debido a que las capacidades de gestión y comunicación de los dispositivos CES se extiendan hasta los circuitos de los clientes particulares, las compañías eléctricas cuentan con un control sin precedentes.

La Instalación a Gran Escala del CES Brinda un Control Sin Precedentes a las Compañías Eléctricas


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Al utilizar un controlador DEM en una subestación u oficina central para hacer funcionar el grupo CES, las compañías eléctricas cuentan con capacidades de monitoreo y gestión nunca antes vistas . . . hasta llegar al nivel de los circuitos individuales.

Comunicación por radio (típicamente)

Controlador DEM de la Subestación Transformador

Montado en PedestalUnidad CES

El CES Integra y Amortigua las Fuentes de Energía Renovables

Como resultado de la intermitencia y a otros factores, puede resultar todo un reto integrar las fuentes de energía renovable, tales como la energía solar y la eólica, a la red eléctrica. Debido a que las unidades CES están ubicadas en proximidad a los hogares de los usuarios, éstas son capaces de amortiguar las fuentes renovables de los usuarios de una manera más eficiente y económica. Dichas fuentes incluyen los pequeños aerogeneradores y los paneles fotovoltaicos (PF). El grupo CES no sólo es capaz de lograr una integración perfecta de las fuentes renovables comunitarias en la red eléctrica, sino que puede distribuir la energía almacenada según sea necesario, reduciendo así la demanda de las cargas picos de la red eléctrica.

Debido a que la instalación de PFs es cada vez más común, cada vez hay más energía solar disponible para ser utilizada. El CES puede resolver los problemas de control de la distribución que de lo contrario supondrían un límite con respecto a la capacidad de las compañías eléctricas para utilizar dicha energía. Cuando la energía generada por los clientes supera la demanda, dicha energía solar se puede regresar a los sistemas CES para luego ser distribuida y así cumplir con las demandas pico. Por ejemplo, debido a que las cargas pico de los clientes suelen tener un retraso de varias horas con respecto a los picos de producción

solar, el CES puede almacenar dicha energía para que se utilice en las noches cuando la demanda aumenta

El CES Mejora la Calidad de la Energía para Mejorar la Confiabilidad y Estabilidad de la Red Eléctrica

Los sistemas de distribución son más susceptibles a los problemas en la calidad de la energía, como por ejemplo, las fluctuaciones en el nivel de tensión y los

cortes de energía prolongados. Los problemas en la calidad de la energía no sólo afectan el servicio a los clientes y dañan los equipos electrónicos sensibles, sino que también degradan los equipos de distribución y disminuyen el grado de estabilidad de la red eléctrica. Con el fin de mejorar la calidad de la energía, las compañías eléctricas requieren sistemas que proporcionen control de respuesta rápida para la energía real y la tensión/energía reactiva (VAR). La necesidad

de administrar las cargas que cambian rápidamente y la intermitencia de las fuentes renovables hace que dichos elementos sean aún más críticos.

Las unidades CES pueden lograr que la red eléctrica sea más confiable y eficiente al habilitar el control de tensión distribuida en el punto de las cargas de los clientes. Proporcionan un control de tensión local eficaz en puntos múltiples a lo largo del alimentador, reduciendo las pérdidas de electricidad al aumentar la eficiencia de las líneas—una más de las metas de la red eléctrica inteligente.

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Las unidades CES amortiguan las fluctuaciones, disminuciones, y aumentos de tensión al igual que otras perturbaciones que se presentan en el sistema de distribución y en la generación de energía renovable. Por ejemplo, en la medida que más clientes instalan más paneles FV en sus azoteas, las nubes que pasen tendrán un mayor impacto en los niveles de tensión local, provocando disminuciones repentinas en la producción de energía y tensión. Para contrarrestar este problema, el CES es capaz de absorber o liberar rápidamente la energía para “amortiguar” la producción de energía y ayudar a mantener niveles de tensión adecuados.

Debido a que las unidades CES responden con rapidez a las perturbaciones locales al igual que a las que se presentan en puntos distantes del sistema, la implementación de CES a gran escala puede mejorar la estabilidad de la red eléctrica. Por ejemplo, cuando la frecuencia de potencia de la red disminuye, las compañías eléctricas pueden administrar la demanda sin interrumpir el suministro al conectar una cantidad considerable de la carga regional a dichas unidades de almacenamiento distribuido.

Cuando las unidades CES son controladas por un sistema DEM, éstas son capaces de proporcionar control de VAR perfectamente ajustado al actuar como dispositivo de corrección del factor de potencia próximo a las cargas de los clientes. Una sola unidad Ces puede producir o consumir hasta 25 kVARs, mismos que las compañías eléctricas pueden utilizar para controlar el factor de potencia en la medida que las condiciones cambian en un alimentador. Los capacitores de línea no permiten realizar ajustes incrementales de compensación de VAR; un banco de 600-kVAR se enciende o se apaga. Con el CES, las compañías eléctricas pueden ajustar la compensación de VAR según sea necesario, haciendo correcciones continuas e incrementales en el flujo de la energía reactiva. Durante los periodos de carga ligera, los sistemas de cables pueden llevar a provocar altas

tensiones debido a la reactancia capacitiva de los cables. En las zonas con grandes cantidades de cables subterráneos, las unidades CES pueden reducir las altas tensiones al agotar los VARs.

El CES Proporciona un Remedio para los Equipos Mediante la Neutralización de PicosUn grupo CES de grandes dimensiones controlado por DEM puede funcionar como una “planta de almacenamiento de energía distribuida”, proporcionando un remedio para los equipos al distribuir la energía almacenada para cumplir con las demandas de carga pico. La capacidad

de la “planta” CES se puede aumentar en incrementos de 25-kW, lo cual supone una ventaja significativa para las compañías eléctricas. Por ejemplo, en vez de comprometerse a agregar una planta de energía de 50-MW, una compañía eléctrica puede agregar y agrandar los grupos de unidades CES según sea necesario para cumplir con las crecientes demandas

pico locales. Además, los grupos CES responden a las limitaciones de capacidad de una manera altamente flexible, enfrentando las necesidades a nivel de alimentador, transformador y sistema.

Al distribuir estratégicamente la energía almacenada, los sistemas CES reducen la necesidad de generar electricidad a partir de fuentes emisoras de carbono, reduciendo así los costos y emisiones de gases de efecto invernadero. Los grupos CES nivelan las cargas al neutralizar los picos (distribuyendo la energía almacenada de regreso a la red eléctrica para cumplir con la alta demanda) e implementar la gestión de carga (almacenando la energía de la red cuando la demanda es baja) en respuesta a las condiciones cambiantes de la subestación y de la red eléctrica. Gracias a sus capacidades de neutralización de picos, los grupos CES son capaces de proporcionar una gestión eficaz de la demanda.

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El CES Puede Proporcionar Servicios Auxiliares para la Red Eléctrica Las compañías eléctricas que implementen grupos CES podrán utilizarlos eventualmente como reserva rodante, regulación de frecuencia y otros servicios auxiliares. Los sistemas CES serán capaces de ayudar a cumplir con los requisitos de generación . . . sin tener que agregar elementos nuevos de generación central. Por ejemplo, la reserva rodante es crítica para la operación segura del sistema eléctrico. En vez de recurrir a la costosa generación central, el CES regresará la energía almacenada proveniente de fuentes renovables y fuentes de otros tipos a la red eléctrica según se necesite. El CES también responderá más rápidamente a las fluctuaciones del suministro y demanda, garantizado un mayor grado de estabilidad en la red eléctrica.

Las Compañías Eléctricas Pueden Diferir los Gastos Importantes de Capital Gracias al CESAl implementar grupos CES, las compañías eléctricas pueden posponer las costosas y tardadas actualizaciones a la subestación y al sistema de distribución. En muchos de los casos, los problemas de capacidad son tratados con actualizaciones incrementales . . . hasta que llega a ser necesario implementar mejoras considerables a las instalaciones, lo cual implica grandes erogaciones de

capital. Debido a que se pueden instalar unas cuantas unidades CES a la vez, éstas son ideales para proyectos montados que miden el crecimiento de la carga, logrando así diferir los gastos en periodos de varios años.

Las compañías eléctricas también pueden incluir los sistemas CES en sus programas normales de actualización principal. Se están fijando precios competitivos rápidamente para las unidades CES en comparación a los equipos de generación complementarios. Las cuadrillas de trabajadores de las compañías eléctricas pueden instalar y echar a andar las unidades CES con rapidez casi en cualquier parte, esto sin implicar requisitos de mantenimiento significativos ni declaraciones de impacto ambiental. Además, obtener permisos para generadores pico y unidades de almacenamiento masivo puede llegar a ser un proceso más largo y tedioso que en el caso de las unidades CES.

Almacenamiento Comunitario de Energía en el TrabajoEl potencial del CES está siendo reconocido en gran medida. Las principales compañías eléctricas y proveedores de almacenamiento de energía están acelerando la implementación del CES con el objetivo de crear una red eléctrica más inteligente y dinámica. Los proyectos de demostración de CES a gran escala y a pequeña escala están siendo financiados parcialmente por la DOE.

S&C Electric Company, líder mundial en la creación de soluciones para la red eléctrica inteligente al igual que en la integración de fuentes de energía renovable, recién anunció que realizará una importante ampliación a sus

instalaciones de producción e ingeniería en la ciudad de Franklin, Wisconsin. Dichas instalaciones sirven

de apoyo al área de productos para la calidad de la energía de S&C, las cuales incluyen soluciones para la integración del almacenamiento de energía, sistemas de compensación reactiva para aplicación en plantas de energía renovable, al igual que suministro eléctricos ininterrumpibles de operación ultrarrápida para los usuarios eléctricos de misión crítica.

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“Los productos para la calidad de la energía de S&C se utilizan con el fin de implementar las tecnologías más recientes de la red eléctrica inteligente que ayudan a mejorar la confiabilidad, capacidad y eficiencia de las redes eléctricas. Esto es de suma importancia debido a que las comunidades alrededor del mundo están trabajando para integrar las nuevas tecnologías disruptivas, tales como las fuentes de energía renovable y los vehículos eléctricos a la red eléctrica”, dijo Jim Sember, Vicepresidente del Área de Productos para la Calidad de la Energía de S&C. “Esta ampliación pondrá a S&C en una posición mediante la cual podrá cumplir con la creciente demanda de productos que ayuden a nuestros clientes a enfrentarse a estos diversos retos”, recalcó.

En el campo de la generación de energía renovable, el cual evoluciona con gran rapidez, se necesitan soluciones para la calidad de la energía que ayuden a integrar las fuentes renovables, y a menudo se necesitan dichas soluciones para cumplir con los requisitos de interconexión a la red eléctrica. Al garantizar que se cumpla con estos requisitos,

las soluciones de compensación reactiva de S&C ayudan a que los propietarios y operadores de plantas de energía renovable optimicen la producción de la energía renovable, evitando así incurrir en multas y maximizando el retorno sobre la inversión. Adicionalmente, los sistemas de energía almacenada protegen a los clientes contra los cortes de energía y permiten que la energía renovable sea optimizada en la red eléctrica.

“En la medida que la red eléctrica se hace más compleja, las soluciones para la calidad de la energía de S&C son un elemento vital para permitir que las plantas de energía renovable cumplan con los requisitos de interconexión y para permitir también que las compañías eléctricas manejen los problemas de intermitencia relacionados con las fuentes renovables”, mencionó Sember. “Las soluciones de S&C ayudan a que la red eléctrica permanezca en un estado estable y confiable para los usuarios y empresas que dependen de ésta, y para poner a las compañías eléctricas en una mejor posicionar para que puedan cumplir con las demandas energéticas futuras”.

Los productos para la calidad de la energía de S&C se utilizan con el fin de implementar las tecnologías más recientes de la red eléctrica inteligente que ayudan a mejorar la confiabili-dad, capacidad y eficiencia de las redes eléctricas.

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La modernización de la red eléctrica del siglo XXI implica todo un trayecto en el cual puede haber más preguntas que respuestas. ¿Cuál es la visión de la red eléctrica futura? ¿De qué manera las

nuevas tecnologías afectan dicha visión? ¿Qué innovaciones provocan la necesidad de cambiar la manera en que la red eléctrica funciona y los procesos que la respaldan? ¿Qué cambios son necesarios con el fin de obtener un sistema eléctrico más eficiente y confiable? La revista Electric Energy T&D lanzó una nueva serie intitulada “Foro de Transformación de la Red Eléctrica”, en la cual se discute el razonamiento de los líderes de la industria eléctrica en pos de responder a éstas y otras interrogantes.

Publicada al mismo tiempo que se llevó a cabo la expo DistribuTech 2012, la primera entrevista con la Vicepresidente del Área para Servicios de S&C, Wanda Reder, discute las tendencias de la industria, los problemas que afectan a la red eléctrica, y su visión de lo que vislumbra el futuro. El artículo incluye nuevas percepciones sobre la manera en que la economía actual está cambiando el desarrollo de la red eléctrica inteligente, los retos implicados al integrar las fuentes renovables a la red eléctrica, y la manera en que las nuevas tecnologías pueden contribuir a incrementar la eficiencia y confiabilidad de la distribución eléctrica.

EET&D: Parece ser que muchos de los aspectos de la red eléctrica inteligente se están desarrollando simultáneamente, por ejemplo, los vehículos eléctricos, los medidores inteligentes, la energía renovable, y la lista continúa. ¿El orden en el que estos elementos aparecen se basa únicamente en aspectos económicos, en la tecnología disponible, o en asuntos regulatorios?

Reder: Hay toda una gama de variables que entran en dicha ecuación y, una vez más, dependiendo de la aplicación y de la situación, es algo que variará bastante en base a las diversas regiones y compañías eléctricas

individuales. Por ejemplo, algunas situaciones quedan limitadas por el congestionamiento en la transmisión, algo que debe ser resuelto antes de que se pueda dar la integración de las fuentes de energía renovable. En otros de los casos, es posible que las compañías eléctricas estén satisfechas con su mezcla de fuentes de generación y, en su lugar, se enfoquen en actualizar la infraestructura de medición y la interfaz de interacción con los usuarios.

Además, las ventas iniciales de vehículos eléctricos probablemente se llevarán a cabo en grandes ciudades, y su adopción probablemente ocurrirá en comunidades muy específicas, haciendo que los retos relacionados

con las estaciones de carga supongan cierto aislamiento en el corto plazo. Por ello, las necesidades eléctricas y el clima regulatorio pueden variar, provocando que el orden natural de su implementación varíe, dependiendo de las circunstancias presentes en cada región geográfica.

EET&D: Recientemente hemos escuchado mucha información sobre las fuentes renovables y cuán importantes son para el futuro de la energía. ¿Cree usted que las fuentes de energía renovable estén aquí para quedarse?

Reder: En la medida que pronosticamos la oferta y demanda de la generación futura, creo que es muy cierto que las fuentes renovables formarán una gran parte de la mezcla de fuentes de energía—como ya lo son en algunos países y regiones—pero debemos seguir enfocados para lograr que dicha integración se realice de una manera confiable y sostenible.

EET&D: ¿Qué hay con respecto a las cuestiones de distribución de la red eléctrica—es decir, qué medidas o pasos se están tomando en ese rubro?

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Continuación…

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Reder: Hablando en términos de distribución, en realidad debemos enfocar nuestra atención en el correcto manejo de las cargas pico, en el manejo de las pérdidas y en el suministro eléctrico confiable que se adapte a las necesidades de la nueva economía digital. La penetración de los equipos electrónicos de los usuarios, de las computadoras y de otros dispositivos electrónicos está creciendo rápidamente, y la demanda de la energía casi perfecta y del suministro eléctrico ininterrumpible al nivel de distribución va en aumento al igual que dichas tendencias.

En segundo término, el factor de carga en los Estados Unidos se ha mantenido en un estado de decremento constante desde principios de la década de 1960. En la actualidad, las condiciones pico se presentan en realidad sólo el 1% del tiempo a lo largo de todo el año, y a pesar de ello hemos construido un sistema que aloje la carga pico durante dichos periodos, por lo que la mayor parte del tiempo hay un bajo uso de la capacidad total. Adicionalmente, las inversiones de capital han retrasado el crecimiento de la carga pico, haciendo que el sistema quede vulnerable y que sea difícil operarlo durante las condiciones de carga pico.

Finalmente, hay muchas pérdidas en el sistema eléctrico. Dejando de lado la generación eléctrica, se pierde hasta un 15% de la electricidad desde el momento en que ésta se genera hasta el momento en que es consumida. Es por ello que estamos tomando medidas proactivas para mejorar la administración de la carga pico, integrar equipos de automatización para mejorar la confiabilidad de la red, e implementar esquemas y tecnologías de control para reducir las pérdidas.

EET&D: ¿Cuáles son las posibilidades de que haya mejoras en estos rubros?

Reder: En general, debemos hacer un uso más eficiente de toda la infraestructura de generación, transmisión y

distribución, y luego plantearnos algunas preguntas muy importantes: ¿La red eléctrica se puede reconfigurar para que permita el uso de las nuevas capacidades del almacenamiento con baterías? ¿Es posible proporcionar incentivos para alentar a los usuarios a que tomen decisiones que mejoren sus patrones de consumo eléctrico? ¿Qué más podemos hacer para que la electricidad sea distribuida de una manera más eficiente, más confiable, y aún así sacarle el mayor provecho a la infraestructura que ya se encuentra instalada?

EET&D: ¿Qué tipo de almacenamiento se requiere para la red eléctrica digital, y qué trabajos ya se están llevando a cabo para cumplir con dichos requisitos?

Reder: Ha habido mucha inversión en materia de almacenamiento, aunque esto no significa que anteriormente no se hayan instalado elementos de almacenamiento en la red eléctrica. Las plantas hidroeléctricas se han utilizando como un mecanismo de almacenamiento durante muchos años y, en algunos lugares, dichas plantas se utilizan para equilibrar otros tipos de generación. Hoy en día podemos ver que diferentes tipos de tecnologías de almacenamiento están entrando a la escena. Dichas tecnologías incluyen el aire comprimido, las ruedas

voladoras, el almacenamiento en hielo, ultra-capacitores y numerosos tipos de baterías, como las de ion de litio, níquel-cadmio, sulfuro de sodio y baterías de flujo. Las características de las tecnologías de almacenamiento varían las aplicaciones cuentan con una gama muy amplia que sigue expandiéndose al mismo tiempo que la tecnología progresa.

EET&D: ¿Ha habido instalaciones prácticas de estos tipos de nuevas tecnologías?

Reder: Hay una instalación de 4 megavatios en Texas que proporciona hasta seis horas de electricidad para una ciudad completa. La fuente primaria de energía para

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la ciudad es su larga línea de transmisión, la cual con frecuencia se ve afectada por los relámpagos que ocasionan problemas eléctricos constantemente. La fuente de respaldo original requería mucho tiempo de seccionamiento y era abastecida desde fuentes de energía en México. Para eliminar el potencial de que hubiera apagones frecuentes y prolongados en este poblado fronterizo, se dieron a la tarea de respaldar su sistema eléctrico completo con almacenamiento en baterías.

Las baterías también están siendo implementadas a nivel comunitario en la forma de almacenamiento comunitario de energía, donde éstas van conectadas al lado de baja tensión del transformador del cliente para ayudar a adaptar los vehículos enchufables y manejar los efectos variables de los paneles solares. El almacenamiento comunitario de energía puede darnos la capacidad de neutralizar picos, equilibrar el perfil de carga, manejar las fluctuaciones de voltaje y mejorar la disponibilidad del suministro eléctrico. Además, al instalar un gran número de unidades, el esquema de control puede implementar la operación de todas éstas en conjunto para crear, efectivamente, otra fuente de generación distribuida.

EET&D: ¿Qué se puede hacer—en caso de que se pueda—para integrar las fuentes renovables a la red de una mejor manera?

Reder: El problema con las fuentes renovables, como lo es la energía eólica y la solar, es que son intermitentes

y en ocasiones requieren de la compensación reactiva ultrarrápida para poder conectarse exitosamente a la red eléctrica. En el caso de la energía solar, cuando se nubla, el flujo de energía generada por el panel se interrumpe, y después continúa cuando el sol vuelve a salir. Cuando eso sucede, la fuente de energía solar se enciende y se apaga con mucha rapidez. Esto no implica una gran diferencia en la generación total de electricidad, pero la interrupción intermitente de la fuente de generación puede resultar problemática para la estabilidad de la red. Algo parecido ocurre en el caso de la energía eólica, ya que el viento no hace que las turbinas eólicas simplemente sigan girando de manera estable las 24 horas del día, los 7 días de la semana.

Para aglomerar e integrar estas fuentes intermitentes al sistema de transmisión, resulta útil contar con un amortiguado r que elimine dicha intermitencia. Se ha demostrado que las ruedas voladoras son útiles para estabilizar la red, lo cual permite que las fuentes renovables se integren de una manera más fácil y consistente a la red eléctrica.

EET&D: Viéndolo a corto plazo, ¿anticipa usted que haya ciertos hitos o logros en los próximos años en relación a los asuntos y tendencias que hemos discutido el día de hoy?

Reder: Durante los próximos años, creo que quienes ya han comenzado a incursionar en el camino de la red eléctrica inteligente seguirán dicho camino al mismo tiempo que incorporan las lecciones que han aprendido

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tanto internamente como de otros. En la medida que se obtienen reportes sobre casos de éxito, en general aumentará la confianza y aceptación por parte de los interesados, y los casos de negocio se fortalecerán, lo cual acelerará la velocidad de adopción en estas cuestiones. Los modelos de las agencias regulatorias también evolucionarán para acoger la modernización de la red eléctrica de una mejor manera. Dicha evolución es vital para lograr el aseguramiento de que haya un compromiso regulatorio a largo plazo con la estrategia de la red eléctrica inteligente y que haya un mecanismo mediante el cual se obtenga la restitución sobre las inversiones realizadas en ese rubro.

También tendremos una mejor percepción sobre la importancia de la red eléctrica inteligente para satisfacer la demanda de energía eléctrica del siglo presente y su conexión con la sustentabilidad y la viabilidad económica. Dentro de los próximos dos años, creo que la mensajería habrá mejorado en gran medida y lograremos que los usuarios estén mucho más involucrados en el proceso global. Por último, hay mucho en lo que podemos mejorar con respecto a cuestiones operativas en la medida que avanzamos hacia la adopción de las tecnologías de la red eléctrica inteligente y cambiamos nuestros paradigmas operativos tradicionales según se necesite. La red eléctrica inteligente implica un largo camino que está en proceso de despliegue en este 2012, un proceso que continuará a futuro.

NXP Semiconductors (Nasdaq: NXPI) y S&C Electric Company, líder mundial en cuestiones de la red eléctrica

inteligente, anunciaron el lanzamiento de un programa mediante el cual se desarrollarán e incorporarán

circuitos integrados que proporcionarán seguridad mejorada para los productos que se utilizan en

las aplicaciones de la red eléctrica inteligente. Los diseños de los circuitos harán que

las medidas de seguridad cibernética progresen al incorporar la autentificación

de seguridad, reduciendo así el riesgo de accesos no autorizados a los equipos

de la red eléctrica inteligente.

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NXP Semiconductors es una empresa líder en el desarrollo de soluciones de seguridad para circuitos integrados. El circuito integrado de seguridad serie A de NXP garantiza la autentificación de los equipos y la comunicación criptográfica entre los dispositivos de distribución inteligente de la red eléctrica, lo cual permite que ésta sea administrada con niveles superiores de seguridad y confiabilidad. El circuito integrado serie A está construido en el interior de un dispositivo comprobado resistente a los actos de sabotaje para proteger la clave secreta de los ataques físicos y de lógica. Dicha tecnología, la cual se utiliza ampliamente en tarjetas de identificación, pasaportes, tarjetas bancarias inteligentes y demás aplicaciones de alta seguridad, emplea vanguardistas algoritmos tipo “Infraestructura de Clave Pública (PKI por sus siglas en inglés)” para que la gestión de claves sea más segura. Una de las características principales es el hecho de que la clave secreta jamás abandona el circuito integrado de seguridad serie A ni forma parte del software huésped.

“Como pionero en cuestiones de automatización de la distribución eléctrica y al trabajar en conjunto con NXP, S&C está tomando un paso importante con el fin de hacer que la comunicación y control en esta industria avance para así brindar protección contra los posibles sabotajes y proporcionar una garantía mejorada para la protección de las fichas de autentificación de los equipos instalados en campo”, afirmó Rohit Khera, arquitecto de seguridad cibernética de S&C Electric Company. “La plataforma de identificación de dispositivos basada en el circuito integrado serie A de NXP es una tecnología de eficacia comprobada que ofrece considerables ventajas para garantizar que las soluciones de la red eléctrica inteligente sean seguras”, añadió.

La tecnología de autentificación segura de NXP será presentada en el stand #241 de NXP en la Conferencia de Seguridad RSA 2012 en la ciudad de San Francisco del 27 de febrero al 2 de marzo. Se demostrará la manera en que se utilizará para permitir que la comunicación entre los componentes críticos de la red eléctrica inteligente sea segura y no pueda ser alterada.

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NXP Semiconductors (Nasdaq: NXPI) ofrece soluciones de señal mixta de alta eficacia y productos estándar que le permiten impulsar su ya reconocida experiencia en materia de radio frecuencia, dispositivos analógicos, gestión de la energía, interfaces, cuestiones de seguridad y procesamiento digital. Dichas innovaciones se utilizan en una amplia gama de aplicaciones automotrices, de identificación, de infraestructura inalámbrica, iluminación,

ambientes industriales y dispositivos móviles, al igual que en aplicaciones de computación. Se trata de una empresa mundial dedicada a la fabricación de semiconductores que realiza operaciones en más de 25 países, y sus ingresos en 2010 ascendieron a $4,400 millones de dólares. Para obtener más información, visite el sitio web: www.nxp.com.

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El sistema de Tránsito Rápido de laZona de la Bahía (BART por sus siglasen inglés) de San Francisco utiliza unSeccionador con Gabinete MetálicoTipoMetal-EncloseddeS&Chechoa la

medidaconcontrolesdetransferenciadefuenteparaabastecerdeelectricidad(provenientedelacompañíaeléctrica PG&E) a sus diversas estaciones. Trasdécadasdeservicioconfiable,eranecesariocambiarlosseccionadoresde25estacionesdelsistemaBART.S&C Electric Company fue capaz de proporcionaruna soluciónde transferenciade fuerte al readaptarsus Seccionadores con Gabinete Metálico TipoMetal-Enclosedpersonalizadoen lugarde tenerquereemplazarlos.

S&C mejoró la confiabilidad del sistema alreemplazarelcontrolelectromecánicodetransferenciade fuente en cada una de las alineaciones con unControldeTransferenciadeFuenteMicro-AT®enlas25 estaciones del sistema de Tránsito Rápido de laZonade laBahía.S&Cproporcionó losserviciosdeingeniería, entrega, instalación, puesta enmarcha ycapacitación en cada unode los sitios, sin habersepresentado ningún incidente de seguridad y sólohubo interrupciones mínimas al suministro eléctricodelsistema,elcualesunodelossistemasdetránsitomásgrandesdelpaís.

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Solución Destacada de S&C: Servicios Integrales en Campo Ubicación: San Francisco, California

RETO DEL CLIENTEEl sistema de Tránsito Rápido de la Zona de la Bahía (BART por sus siglas en inglés) se extiende en la Zona de la Bahía de San Francisco con 44 estaciones, las cuales están conectadas por 104 millas (167.44 km.) de vías. Al ser el quinto sistema de rieles pesados más grande del país, el BART da servicio a 357,800 viajeros todos los días entre semana.

La compañía Pacific Gas & Electric (PG&E) proporciona dos fuentes de electricidad para cada estación BART. Cada estación recurre a una alineación de Seccionadores Personalizados con Gabinete Metálico Tipo Metal-Enclosed de S&C, que vienen equipados con un Interruptor Alduti-Rupter® de operación eléctrica en cada una de las fuentes además de un control de transferencia de fuente. Los seccionadores cuentan con la capacidad de transferencia de fuente automática entre los dos alimentadores para garantizar la continuidad del suministro eléctrico a las cargas.

Después de proveer un servicio confiable durante décadas, los seccionadores de las 25 estaciones BART debían ser reemplazados. Sin embargo, dicha tarea no resultaba práctica en muchos de los casos debido al trabajo, tiempo y costos implicados. La mayoría de las alienaciones estaban ubicadas en estrechas bóvedas subterráneas…tener acceso a ellas requeriría hacer orificios en calles y banquetas. La instalación de equipos nuevos también requeriría de interrupciones al suministro eléctrico por varios días.

“S&C no sólo ayudó a PG&E a obtener ahorros considerables en trabajo, tiempo y dinero, sino que también ayudamos al sistema BART a conservar su historial supremo de servicio”.

—Ingeniero Jefe de Proyectos de S&C

S&C proporcionó los ser-vicios integrales en campo que PG&E necesitaba para actualizar las alineacio-nes de seccionadores que abastecen a las 25 esta-ciones de tránsito público.

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SOLUCIÓN DE S&CPG&E decidió actualizar los seccionadores existentes de S&C en lugar de adquirir e instalar equipos nuevos. Sin embargo, la actualización tampoco sería fácil. Debido a la complejidad técnica del trabajo, la gran cantidad de alineaciones implicadas, y la necesidad de mantener el servicio de tránsito durante las horas de tráfico pico, PG&E solicitó la asistencia de S&C. Con su historial de excelencia en cuanto a servicios en campo, S&C fue seleccionado por PG&E para readecuar cada una de las alineaciones de seccionadores en según la modalidad llave en mano.

Al utilizar un paquete de readecuación diseñado especialmente, S&C reemplazó el control de transferencia de fuente electromecánico en cada una de las alineaciones con un Control de Transferencia de Fuente Micro-AT®, el cual es altamente confiable y se basa en microprocesadores. El Control Micro-AT de S&C reduce al mínimo las interrupciones provocadas por la pérdida de una de las fuentes al realizar la transferencia automática a una fuente alterna en un lapso tan corto como 70 ciclos.

Los nuevos componentes fueron llevados a las bóvedas a través de las entradas existentes, eliminando la necesidad de obtener permisos de cualquier tipo. El alcance del trabajo y el tamaño de las cuadrillas de

trabajadores también se redujeron, ya que no hubo necesidad de volver a rematar los cables URD…un proceso que hubiera agregado 24 horas de trabajo por alineación, o lo equivalente a 25 días en cortes de energía al sistema.

Para reducir al mínimo las interrupciones al servicio de tránsito, los especialistas de servicio en campo de S&C trabajaron con una celda de seccionador a la vez durante los fines de semana, cuando la cantidad de pasajeros que utilizan el sistema BART es mínima. Se utilizaron generadores durante los cortes de energía planeados en el alimentador. Al completar cada actualización en domingo, S&C permitió que las cuadrillas de PG&E restablecieran el servicio antes de la hora pico en la mañana del lunes.

RESULTADOS VALIOSOSS&C satisfizo el agresivo programa de PG&E para terminar el trabajo con cero incidentes de seguridad. Los especialistas de servicio en campo de S&C posteriormente se dieron a la tarea de capacitar al personal de PG&E con respecto a la operación de los seccionadores. Al readecuar los equipos, S&C permitió que PG&E obtuviera ahorros considerables en trabajo, tiempo y dinero, al mismo tiempo que ayudó al sistema BART a conservar su largo historial de servicio de tránsito confiable.

Los especialistas de servicio en campo de S&C retiran los controles electromecánicos existentes de trans-ferencia de fuente de una alineación de seccionadores antes de instalar el Control de Transferencia de Fuente Micro-AT®.

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• Creación de Imágenes Infrarrojas para la Valoración de la Condición de los Equipos Eléctricos Miércoles, 11 de abril a las 12:00 p.m. (Hora del centro)Lunes, 10 de septiembre a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Mejorando el Desempeño de los Equipos de

DistribuciónMartes, 17 de abril a las 12:00 p.m. (Hora del centro)Miércoles, 26 de septiembre a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Calidad y Confiabilidad de la Energía de

Distribución Viernes, 27 de abril a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Estabilidad de la Tensión en los Sistemas

Eléctricos (con el Dr. Prabha Kundur) Viernes, 27 de abril a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Fundamentos de la Red Eléctrica Inteligente

Miércoles, 6 de junio a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Conocimiento Básico sobre los Circuit-Switcher

Miércoles, 27 de junio a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Análisis de Cortocircuitos en los Sistemas Eléctricos de Potencia Miércoles, 11 de julio a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Protección y Coordinación ante las

Sobrecorrientes de DistribuciónMiércoles, 25 de julio a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Diseño de Plantas de Energía Renovable e

Interconexión al SistemaJueves, 2 de agosto a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Prácticas Laborales Referentes a la Seguridad

EléctricaLunes, 13 de agosto a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

• Impacto y Mitigación de las Fluctuaciones de

Seccionamiento en los Capacitores Lunes, 15 de octubre a las 12:00 p.m. (Hora del centro)

A continuación aparece un programa con las fechas, horas y temas correspondientes a los cursos por internet.

La red de distribución eléctrica de hoy en día se está transformando en la red eléctrica inteligente del mañana. La red eléctrica futura será cada vez más compleja y dinámica en la medida que las compañías eléctricas trabajan

para cumplir con las normas referentes a la energía renovable y para cumplir con la confiabilidad, eficiencia y capacidad de la red eléctrica. Dependiendo del aumento de la complejidad de la red eléctrica, el reto de equilibrar la generación y la carga, es decir, la oferta y la demanda,

también será mayor. La aplicación de las tecnologías de inteligencia en capas en toda la red eléctrica es algo esencial para la transformación de la infraestructura obsolescente de transmisión y distribución. Esto con el fin de permitir a dicha infraestructura cumplir con los requisitos de confiabilidad, eficiencia, capacidad y estabilidad del siglo XXI. La inteligencia en capas garantizar que las decisiones correctas sean tomadas en el momento preciso y en el nivel adecuado de la red eléctrica.

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Según la Administración Americana de Información en Materia de Energía, las fuentes de energía solar, eólica, geotérmica, hidroeléctrica, energía de biomasa, y energía proveniente de los residuos actualmente proveen casi el 12% del suministro eléctrico del país. Numerosas regiones y entidades de todos los Estados Unidos han establecido ambiciosas metas para utiliza de un 20 a un 30% de energías renovables durante los próximos 10 a 20 años. Por ejemplo, California ha ordenado a todos los proveedores de electricidad por mayoreo que abastezcan el 33% de su carga con energía renovable hacia 2020. Otros países cuentan con metas referentes a las fuentes de energía renovable y/o reducción de las emisiones de CO2, y están buscando las maneras de incentivar el uso de vehículos eléctricos.

En la medida que la red eléctrica se hace más compleja, el reto de equilibrar la generación eléctrica y la carga, es decir, el suministro y la demanda, también va en aumento. La aplicación de inteligencia en capas por toda la red eléctrica es algo esencial para transformar la obsolescente infraestructura de transmisión y distribución, esto con el fin de que sea posible cumplir con los requisitos para el siglo XXI referentes a la confiabilidad, eficiencia, capacidad, y estabilidad. La

inteligencia en capas garantiza que se tomen las decisiones correctas en el momento correcto, en el nivel correcto de la red eléctrica. Permite que las decisiones se tomen con mayor rapidez en comparación a los sistemas controlados de manera central, lo cual resulta en una reacción expedita a las cambiantes condiciones de la red eléctrica.

Las inversiones en materia de soluciones con inteligencia en capas permitirán que las compañías eléctricas mejoren la confiabilidad y eficiencia presente, al mismo tiempo que también forma los cimientos necesarios para cumplir con las cambiantes demandas de energía. Es altamente adaptable y ofrece soluciones prácticas y económicas para una variedad de problemas. Puede proporcionar la tecnología de auto-reparación que se necesita para mejorar la confiabilidad en los alimentadores problemáticos. También conforma los cimientos necesarios para cumplir con los requisitos futuros. Por ejemplo, el aumento esperado en la implementación de vehículos eléctricos y las fuentes de energía distribuida y renovable requerirán de inteligencia local en la red eléctrica, junto con dispositivos de seccionamiento automatizados, para responder rápidamente a las cambiantes condiciones del sistema.

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La inteligencia en capas también hará que la red eléctrica cuente con mayor resistencia a las amenazas de seguridad cibernética. A diferencia de otros sistemas críticos, tales como las redes bancarias, la red eléctrica no puede simplemente apagarse en caso de que sea detectado un ataque. El resto de la red eléctrica debe seguir operando en caso de que una parte del sistema se apague.

La cantidad y tipos de dispositivos que miden y capturan los datos para la Red Eléctrica Inteligente está aumentando con rapidez. Si todos estos datos—desde la sencilla información sobre el estatus hasta la oscilografía detallada de forma de onda—fuesen transmitidos de regreso constantemente a una sola ubicación centralizada, el resultado sería un severo congestionamiento, lo cual sobrecargaría las redes de comunicación de la red eléctrica y evitaría que muchas aplicaciones funcionaran adecuadamente. La inteligencia distribuida en cada dispositivo elimina este problema, ya que convierte los datos en inteligencia a la cual se puede recurrir en campo, en tiempo real, mientras sigue reportando el estatus general a la ubicación centralizada. Este enfoque reduce dramáticamente el congestionamiento en la comunicación, al mismo tiempo que permite al control central conservar la vigilancia plena para la optimización y eficiencia de la red eléctrica.

Restablecimiento Energético Más InteligenteEn la medida que los clientes y empresas se enfrentan a los incrementos en las tarifas para pagar por las tecnologías de la Red Eléctrica Inteligente, es de suma importancia que el desempeño del sistema de distribución mejore a niveles que ameriten las erogaciones de capital adicionales. Para contrarrestar esta preocupación, las comisiones de las compañías eléctricas han comenzado a disminuir la duración de los apagones contaderos. Sin embargo, inclusive un apagón de corta duración puede tener un gran impacto. Es capaz de reducir la productividad de una planta industrial. Puede resultar en pérdidas en el volumen de ventas cuando los compradores abandonan las tiendas. O puede implicar el hecho de que los televidentes se

pierdan una importante jugada durante un partido de eliminatoria.

Un sistema de restablecimiento automático que utilice inteligencia distribuida es idealmente apto para manejar la duración reducida de los apagones contaderos. Responde rápidamente a las cambiantes condiciones del sistema. Las decisiones de seccionamiento se toman con rapidez y se efectúan en el punto donde se encuentra el problema, por lo que una menor cantidad de clientes se dan cuenta de susodichos parpadeos de luz que se relacionan con una falla.

Por otro lado, los sistemas centralizados son inherentemente más lentos y menos expertos en el manejo de la complejidad que implica el restablecimiento automático. Además, en el caso de que ocurran varias fallas en un alimentador durante una tormenta, el sistema centralizado se esforzará para evaluar la solución completamente y luego restablecer el servicio.

Los sistemas que utilizan la inteligencia distribuida también son menos propensos a experimentar fallas de un solo punto, tales como el malfuncionamiento de los controles de la subestación. En ese tipo de casos, los esfuerzos de restablecimiento automático pueden verse entorpecidos o inclusive fallar.

Los dispositivos protectores del sistema de distribución, tales como los interruptores de circuito, han utilizado inteligencia embebida desde hace mucho tiempo para detectar las condiciones de sobrecorriente. Con la inteligencia mejorada que proporcionan los microprocesadores, estos dispositivos protectores ahora pueden responder a las fluctuaciones en la tensión y a las sobrecargas, y pueden tomar acción de manera independiente cuando resulte adecuado. Al combinar la protección contra sobrecorrientes con las tecnologías inteligentes de auto-reparación, las compañías eléctricas pueden mejorar en gran medida la confiabilidad del sistema y reducir al mínimo el esfuerzo de los equipos. La inteligencia distribuida también hace posible tener una mejor coordinación de la respuesta de los dispositivos protectores, lo cual reduce el alcance inclusive de los apagones momentáneos.

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Quizás el principal avance en los dispositivos del sistema de distribución inteligente es la llegada de la PulseClosing Technology™ (tecnología de cierre por pulsos). Esta tecnología es superior a la reconexión tradicional debido a que, después de presentarse un cortocircuito, prueba la línea al analizar un pulso de baja corriente para determinar si hay una falla presente. Por otro lado, un reconectador convencional simplemente se cierra una vez más . . . exponiendo la línea otra vez a la corriente de falla plena en el caso de que la falla aún esté presente. El cierre por pulsos reduce la conducción de energía por un 98% en comparación a un reconectador típico, lo cual reduce en gran medida los daños a los equipos en el caso de que la falla sea permanente.

La combinación de inteligencia distribuida con supervisión centralizada es capaz de proporcionar un enfoque verdaderamente inteligente para el restablecimiento del suministro eléctrico. La inteligencia distribuida instalada en toda la red eléctrica emite la rápida respuesta inicial que se necesita para garantizar un suministro confiable y para minimizar los daños ocasionados por los cortocircuitos. Luego entra en acción la supervisión centralizada, ayudando a reequilibrar las cargas a lo largo de los alimentadores y subestaciones de distribución que no fueron afectados por la falla. El reequilibrio de las cargas ayuda a minimizar el desgaste que de otra manera podrían experimentar los equipos debido a la conducción de sobrecargas durante periodos de tiempo prolongados. Y la información en tiempo real proveniente de cada dispositivo puede ser compartida con el sistema de gestión de apagones. El compartir la información puede ayudar a las compañías eléctricas a señalar con exactitud la ubicación de los apagones, y por lo tanto facilitar una reparación más rápida de las secciones dañadas del sistema.

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La demanda de energía que se genere hasta el año 2040 será cubierta por el petróleo y el gas, para lo cual existen las reservas suficientes, coincidieron directivos del sector.

Durante la Semana de Ingeniería, Pablo Conrad, director de lubricantes y especialidades de ExxonMobil en México, expuso que al año 2040 la demanda de energía crecerá 30% y la necesidad de generación de energía eléctrica crecerá 8%.

“En 2040, 60% de esa demanda estará cubierta por el petróleo y el gas”, comentó Conrad. En su intervención en el panel “Fuentes de energía”, Guillermo Ruiz Gutiérrez, director de Planeación, Coordinación y Evaluación de Petróleos Mexicanos (Pemex), señaló a su vez que México se ubica en el lugar 13 de reservas de petróleo del mundo y en cuarto lugar como productor. En el país existen reservas probadas para 10.7 años.

Agregó que el año pasado Pemex registró ventas por $100,000 millones de dólares, lo que representó el 30% de los ingresos del gobierno federal. A pesar del desarrollo de energías renovables y alternativas, aún se ve lejana la posibilidad de que éstas desplacen el uso del petróleo.

“En años recientes no estábamos encontrando las reservas para reponer el petróleo que se estaba extrayendo. Se ha reforzado la inversión, permitiendo que en dos años haya una tasa de sustitución de reservas del 100%”, precisó Ruiz Gutiérrez.

Por su parte, Eduardo Andrade, director de Iberdrola, recomendó a los estudiantes concentrarse en su preparación académica, ante la necesidad en el país de más ingenieros. Iberdrola tiene cerca del 10% de la oferta eléctrica en el país, con 5,000 megawatts instalados y sólo 200 megas son renovables.

Fuente: Margarita Solis/El Financiero

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En 2011, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) tuvo un promedio de utilización de sus plantas de generación eléctrica de sólo 52.1%. En contraste, la paraestatal optó por despachar las centrales de ciclo

combinado de privados bajo el esquema de Productores Independientes de Energía (PIEs), que trabajaron a 81% de su capacidad y generaron 32% de la electricidad total del país, según se desprende del reporte financiero de la empresa al cierre de 2011.

Esto obedeció a que el precio del gas natural con el que operan los ciclos combinados registró precios históricamente bajos y a que se trata de unidades más eficientes, aseguró Ricardo Falcón, especialista de IHS-CERA. Un ciclo combinado tiene un rendimiento de 55%, sobre todo si está ubicado a nivel del mar.

La CFE también cuenta con este tipo de centrales, pero son más ineficientes porque tienen mayor tiempo de vida. La empresa usó en promedio sus propias centrales a 62 por ciento de capacidad. El reporte también refiere que la CFE privilegió el uso de plantas carboeléctricas, las cuales operaron a 80%, aunque tienen mayor nivel de contaminación.

En 2005, la CFE registró un nivel de utilización de 79.7% de sus centrales termoeléctricas y 88% en el caso de las hidroeléctricas. Falcón agregó que la variación en la utilización de centrales propias de la CFE ha bajado en los últimos años y resulta más económico y eficiente utilizar ciclos combinados de última generación, que son los construidos por privados.

Por su parte, Claudio Rodríguez-Galán, socio de Llorente, Woodhouse, Ludlow, explicó que diariamente el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), determina la cantidad de electricidad que deben generar cada una de las centrales para evitar sobregeneración y consecuentes pérdidas o desabasto de energía.

Adrián Navarrete, consultor de la empresa CoEnergía, coincidió con Falcón en que estos porcentajes de utilización reflejan una actividad normal dentro de la operación de la CFE. No obstante, reconoció que la Comisión está generando más electricidad con combustibles fósiles altamente contaminantes como el carbón, lo cual contrasta con la estrategia de la Sener que busca aumentar el uso de gas natural o incluso fuentes de energía renovables.

http://bit.ly/GKIjfc

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El gobierno local de la cuidad argentina comenzó a medir las condiciones del viento en distintos puntos del territorio provincial, con el objetivo de producir electricidad en base a la energía eólica

en un futuro próximo.

El proceso tiene su origen en un convenio que se firmó el año pasado entre la Secretaría de Estado, Ciencia, Tecnología e Innovación de la Provincia, el Ministerio de Aguas, Servicios Públicos y Medio Ambiente, la Empresa Provincial de Energía (EPE) y la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), sede Rosario.

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El puntapié inicial se produjo esta semana, cuando autoridades del gobierno santafesino oficialmente pusieron en marcha el primer equipo de medición del viento en la localidad de Las Rosas. Además de Las Rosas, las poblaciones de Rufino y San Jorge ya cuentan con equipos similares de prospección del viento, y muy pronto, Venado Tuerto también se incorporará a las mediciones.

“Ese convenio estipula que es exclusivamente para iniciar un proceso de medición del potencial de viento en Santa Fe, con fines de generación eléctrica, y contempla además la adquisición de cuatro equipos con dinero de la provincia, compra que ya fue efectuada por parte de la UTN”, dijo el director del Observatorio

de Energía y Sustentabilidad de esa Casa de Estudios, ingeniero Pablo Bertinat. Bertinat detalló que los equipos y sensores para medir el viento son colocados en las torres de las estaciones transformadoras de la empresa EPE.

Precisó que la inversión del equipamiento alcanza los $150,000 pesos y que los aparatos “son conocidos para la medición del viento, se colocan en las antenas de las estaciones transformadoras de la EPE, a diferentes alturas, a 40 y 80 metros; con estos equipos se mide dirección e intensidad, temperatura, presión y humedad”, indicó Bertinat.

http://bit.ly/I2SkSB

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La factura eléctrica subió durante abril más allá de lo anunciado por las autoridades de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). El recibo, que comenzó a ser distribuido por la estatal eléctrica, presenta

un incremento de un 5% respecto al facturado el mes anterior.

El porcentaje de ajuste por combustible en marzo de 2012 fue de 36.37% y en abril se sitúa en 41.28%. Al comparar los datos brindado por la ENEE, se indica que el precio de la energía eléctrica se encareció en un 12,43 % en el transcurso del presente año. Este indicador se situaba en enero en 28.85% y en abril es de 41.28%.

El gerente de Elcosa, Salomón Ordóñez, ha expresado que el precio internacional del barril del bunker, combustible utilizado para generar energía se cotiza en US$109.

Esto es alrededor de US$4 por encima del precio del barril de crudo. El técnico ha estimado que el ajuste por combustible podría encarecerse un 10% más durante la temporada seca.

Luego, continuó, se reduciría la dependencia de las plantas térmicas de una manera paulatina, al producirse una mayor cantidad de energía hidráulica entre mayo y junio, debido a la llegada de las lluvias. Técnicos de la ENEE han expresado que aún no se transfiere el ajuste real de un 8% más a los clientes de la estatal.

El presidente del Sindicato de Trabajadores de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Stenee), Miguel Aguilar, propuso que el ajuste por combustible también sea asumido en un porcentaje por las empresas térmicas y el consorcio Servicio de Medición Eléctrica de Honduras (Semeh), así como por el gobierno.

Además recomendó que se reduzca el subsidio eléctrico para los clientes que consumen hasta 100 kilovatios hora al mes. También se solicitó a las autoridades que a los grandes consumidores de la ENEE, industria textil y metalmecánica se les incremente el precio de la energía eléctrica porque la tarifa tiene los precios más baratos del pliego tarifario vigente. Los clientes de la ENEE fueron electrocutados en 2011 debido al incremento en el precio de la factura eléctrica mensual.

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La estatal encareció en el transcurso del año anterior el precio de la energía eléctrica, vía ajuste por combustible, hasta en 31,65% y aplicó “de acuerdo a ley”, el 12% de Impuesto sobre la Renta (ISV). Al sumar ambos valores, el impacto directo en el recibo mensual de la ENEE fue de hasta un 43.65 para clientes que facturaron más de 700 kilovatios hora al mes.

El Banco Central de Honduras (BCH), en su informe denominado Índice de Precios al Consumidor (IPC) a diciembre de 2011, indicó que entre los rubros que más contribuyeron a la inflación anual de 5.6% está el incremento al precio de la energía eléctrica.

Las cifras del BCH contrastaron en varias oportunidades con las manifestadas por la gerencia de la ENEE, quien sostenía que no habían variaciones en el referido ajuste por combustible.

http://bit.ly/HmvgwH

Buzó

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S&C Power E-Magazine Abril 2012

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