jueves, 29 de abril de 2010

España: El sol avanza a ciegas en la red eléctrica

Pocos mercados son tan precisos y a la vez tan volátiles como el de la electricidad. Entre ambos extremos debe bailar cada día Red Eléctrica de España (REE), el organismo que vela por que ni por un segundo, ni siquiera por un milisegundo, falte electricidad en la red nacional. Eso, a sabiendas de que la energía eléctrica no puede almacenarse. La oferta y la demanda se hace en tiempo real, cada día.

En una isla energética como es España, pendiente de levantar una nueva conexión con Francia en el año 2014, se necesita un control y un seguimiento exhaustivos de la oferta y de la demanda de electricidad. Esa es la función del centro de control eléctrico de Red Eléctrica, una impresionante instalación de mando desde donde se dan instrucciones del sistema de producción y transporte para garantizar la seguridad y calidad del suministro.

Desde esta gigantesca pecera se programa la producción y los intercambios de electricidad con los sistemas de Portugal, Francia y Marruecos para hacer frente a la demanda y a una posible falta de disponibilidad de los generadores.

Hasta ahí la energía eléctrica que se obtiene de fuentes tradicionales. Pero ¿y las renovables? Ningún otro país dispone de un equivalente desde donde puedan seguirse las variaciones del viento y del sol. En España, fue la necesidad la que hizo un hueco al ingenio, precisamente por el aislamiento que sufre la red.

Red Eléctrica inauguró en 2006 el centro de control de régimen especial, el único del mundo que gestiona y controla la generación de todos los productores de energías renovables instalados en España.

Así, todos los parques eólicos instalados en España de más de 10 MW están conectados a este centro de control. Desde un enorme panel conectado a ordenadores, los operadores también realizan el seguimiento de la solar térmica. A diferencia del centro de control del mercado convencional, el de las renovables muestra una curva menos precisa de datos cruzados entre la situación real del mercado y la que sería idónea. La razón es el recurso. Resulta muy complicado, por no decir imposible, prever cuándo soplará el viento y dónde lo hará con mayor o menor intensidad.

Por ello resulta muy complejo hacer previsiones, salvo contadas excepciones como un temporal, en el que se dará orden de parar los molinos para no crear un exceso de demanda y colapsar la red, que podría producir un apagón.

Igual pasa con el sol, aunque en menor medida. Las previsiones meteorológicas suelen acertar. Sin embargo, en el panel de control se echa de menos el seguimiento de la fotovoltaica.

El mapa de España que registra sus variaciones aparece con grandes manchurrones de colores diferentes. Aquí está el principal escollo al que se enfrenta ahora Red Eléctrica, que "sigue a ciegas" la aportación de la fotovoltaica al consumo de energía eléctrica, explican desde el organismo.

"La fotovoltaica está conectada a la red a través de las compañías eléctricas, por lo que Red Eléctrica no sabe cuánta electricidad podrá verter a la red", explican desde la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF).

Ahora, el Ministerio de Industria trabaja en la elaboración de un real decreto que imponga a las instalaciones de solar fotovoltaica conectarse a Red Eléctrica.

Ese documento de trabajo prevé que "todas las instalaciones con potencia superior a 10 MW y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que formen parte de una agrupación (...) cuya suma total de potencias sea mayor a 10 MW, deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico".

En el caso de las islas, la exigencia será menor por la fragilidad del sistema. "En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares el límite de potencia anterior será de 1 MW para las instalaciones o agrupaciones", explica el documento.

De salir adelante, la nueva norma requerirá inversiones en sistemas de telemedida y de teledisparo, en la jerga del sector, para la conexión. En ese caso, el sector fotovoltaico pediría compensaciones económicas, explican desde ASIF.


Tomado del portal Cinco días de España.

miércoles, 28 de abril de 2010

Argentina: El parque eléctrico debe ampliar su capacidad de generación


Informe muy interesante publicado hace algo de un año en el diario El Litoral de la provincia de Santa (Argentina).

Se lo confirmaron a El Litoral cuatro especialistas en el sector energético. En los picos de consumo, la diferencia entre la oferta y la demanda de energía no alcanza niveles confiables. Las razones son la falta de inversión y planificación.

En los últimos cinco años, la Argentina ha crecido a la sombra de la crisis energética. Los problemas más cercanos son los cortes del 27 de noviembre, que dejaron sin energía a más de 50.000 porteños cuando el termómetro ardía y superaba los 40º C. Pero la crisis empezó antes.

En el frío invierno de 2007, el gobierno restringió el servicio eléctrico a 4.700 industrias y grandes usuarios para “esquivar” los apagones en las grandes ciudades. “No son cortes, son restricciones de demanda”, se aclaró entonces. Las mismas medidas se habían tomado en el 2005.

La Argentina necesitó “restringir” su demanda energética, porque en los días más fríos y calurosos (los picos de demanda) la brecha entre la generación y el consumo de energía suele acercarse peligrosamente.

Los sistemas energéticos no deben funcionar así. Un grupo de expertos aclaró a El Litoral que existe un recurso estratégico para que la infraestructura eléctrica no sea una frazada corta, que obligue a elegir entre cubrir las necesidades de la industria o las del consumo residencial.

Técnicamente, se la denomina “capacidad de reserva o en exceso”, y en la Argentina se achicó por la falta de inversión y planificación. Para comprender este proceso, hay que hacer algunas cuentas. Si se suman todas las centrales eléctricas (ver infografía), en el país hay una potencia bruta instalada —teórica, no es la oferta real de energía— que supera los 24.000 megavatios, según la Comisión Nacional de Energía Atómica (Cnea).

La otra pata de la comparación es la demanda. En el 2008, el pico máximo se registró el lunes 23 de julio, a las 19.30 (19.126 megavatios), según los datos de Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico).

Con estos números, la capacidad de reserva apenas supera el 20 %. Los expertos que consultó El Litoral coinciden en que esa cifra es un riesgo.


La brecha

El vicepresidente de la Fundación Bariloche, Daniel Bouille, indicó que el porcentaje de reserva debería oscilar entre el 30 y el 40 %. Lo mismo dice el Ing. Francisco Carlos Rey (Cnea) en un trabajo sobre planificación energética.

“Nuestro sistema eléctrico debe poseer una capacidad en exceso por encima de la demanda de punta, como mínimo de un 40 %, debido a que es necesario prever los ciclos hidrológicos que nos limitan la generación hidráulica (por ejemplo, las sequías), la indisponibilidad habitual del parque térmico (reparaciones y mantenimiento), las obligatorias salidas periódicas del parque nuclear y los eventuales problemas de suministro de gas en el invierno” (Boletín Energético Nº 15, Cnea).

La historia reciente confirmó estas advertencias. El 31 de julio de 2006, la brecha prácticamente desapareció. El pico de demanda alcanzó los 17.300 mW y la oferta sólo llegó a 18.000 mW.

La generación de energía se incrementó en el último iceberg de la crisis —los cortes del 27 de noviembre— pero sin alcanzar niveles confiables (18.100 mw de demanda contra 21.000 mw de oferta). Al margen de cada situación puntual, las cuentas son sencillas. En la Argentina, la capacidad de reserva se redujo a casi la mitad de lo que se necesita. “Estamos al borde, no hay margen y falta back up”, sostuvo Jaime Moragues (doctor en Física y especialista en energías renovables), entrevistado por El Litoral.

En Santa Fe, los ingenieros Julio Doyharzabal y Jorge Caminos, de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), coincidieron. “Hay un cuello de botella del que es complicado salir. La falta de planificación es el principal problema y para explicar lo que nos pasa ahora hay que remontarse a la historia”, afirmaron.


Algo habrán hecho

El primer capítulo de la crisis actual se escribe a principios de los ‘90, cuando el presidente Carlos Menem decidió privatizar buena parte de la estructura energética.

A partir de las privatizaciones, el gobierno transfirió al sector privado las decisiones sobre su infraestructura energética. “Se cerraron los grupos de planificación y el Estado se desentendió de la política de energía”, explicó Moragues.

“No se trata de estar a favor o en contra de las privatizadas —contextualiza Caminos—, a lo mejor una buena privatización, con un Estado que planificara y controlara, podría haber dado un buen resultado. Pero no fue lo que pasó”.

En un primer momento el impacto fue positivo. Los capitales privados invirtieron, hicieron crecer el parque de centrales térmicas y aumentó la capacidad de reserva. “Pero el problema fue que se cortó el proceso de diversificación de la matriz energética. Se paralizó el plan nuclear e hidroeléctrico y casi no se invirtió en energías renovables”, cuestionó Bouille.

Doyharzabal agregó más elementos: “No se buscaron nuevas reservas petroleras y no se hicieron obras para ampliar la red de transporte eléctrico”.

El esquema se complicó en 1998, cuando las empresas privadas dejaron de invertir en centrales térmicas. “Percibieron que el modelo económico se agotaba”, apuntó Bouille.

¿Qué pasó después? En el 2002, el parate económico disimuló los problemas (porque cayó la demanda). Pero cuando la economía se recuperó, la estructura energética se quedó corta. “El origen del problema no es responsabilidad de esta administración —analizó Bouille— pero sabían que lo heredaban e hicieron muy poco para corregirlo”.

En el 2005, el gobierno anunció “las restricciones de demanda” para las empresas. Después vinieron los planes de uso eficiente de la energía, las barcazas con generadores eléctricos y las nuevas centrales térmicas. También se retomaron las obras de Atucha II, pero las medidas llegaron tarde.

“El costo de haberse desentendido del tema durante 15 años va a ser alto. En materia energética las políticas son de mediano y largo plazo”, razonó Caminos.

Hay una sola forma de atenuar este impacto: definir un plan estratégico. “Es que ningún país puede crecer si no tiene una visión energética de mediano y largo plazo”, advirtió Doyharzabal.

Es una buena conclusión de lo que piensan los expertos que entrevistó El Litoral y también parece la forma más sensata para salir del laberinto energético.

A continuación las infografias de las distintas centrales presentes en el informe.







martes, 27 de abril de 2010

Venezuela: Nueva capacidad eléctrica colapsará líneas de transmisión


La capital podría enfrentar problemas de distribución. Las líneas troncales y las viejas subestaciones no podrán soportar la oferta en ciernes planteada por el Ejecutivo.

De incorporarse los 5.000 megavatios en capacidad de generación eléctrica que ha prometido el Gobierno para este año, será casi imposible canalizarlos al sistema en su totalidad.

El ex director de la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados (Opsis), Miguel Lara, quien duda de la factibilidad de la oferta gubernamental, asegura que los sistemas de transmisión y distribución no están preparados para enfrentar la adhesión de esta cantidad de megavatios.

Explica que el problema de generación eléctrica puede resolverse en mucho menos tiempo que las fallas referentes al sistema de transmisión y distribución. A su juicio, estas tres áreas no lucen acompasadas.

Lara comenta que cuando se incorporan obras de envergadura, que aportan nueva generación al sistema, deben hacerse los estudios correspondientes para saber cuál será el impacto que tendrán sobre el equipo de transmisión y distribución que soportará la nueva carga.

El técnico sostiene que de no hacerse las evaluaciones se corre el riesgo de que se dañen los nuevos equipos, además de desestabilizar al sistema, al punto de sacarlo de operación.

Este dúo de la tríada -generación, transmisión y distribución- requiere permisos de paso, lugares para nuevas subestaciones, la recuperación de aquellos que fueron invadidos, todos factores que resultan engorrosos y que retardan las posibilidades de expandir la líneas troncales.

Las líneas de transmisión y distribución están caducas. Se habla de que hacia finales de los años 80 más de 97% de la población estaba asistida eléctricamente. Sin embargo, el crecimiento poblacional y económico dio paso a un ciclo de elevada demanda energética en la década siguiente. Entre 2005 y 2007 el aumento estuvo en torno a 7% y 8%, y las líneas permanecían inalterables.

Resalta Lara que no hubo planificación en el sector eléctrico, y no se acometieron ni siquiera las obras elementales de mantenimiento. El consumo creciente de electricidad obligaba a incorporar cerca de 1.000 megavatios de capacidad instalada interanualmente y no se hizo. Hoy se estima que ya ese requerimiento está en el orden de 1.300 megavatios.

La oferta de energía eléctrica fue mermando al punto que para 2009 se obtuvo una cifra récord de demanda que se colocó en 17.337 megavatios, mientras que las posibilidades del sistema sólo alcanzaban 16.149 megavatios de generación disponible.

Caracas, una de las pocas ciudades con respaldo eléctrico, podría según Miguel Lara, comenzar a presentar problemas de distribución entre 2011 y 2014, básicamente en la zona de El Silencio y todo lo que es el centro de la ciudad.

Destaca que la demanda en la capital no ha crecido de manera sustantiva. Pese a ello se impondrá un racionamiento futuro, no por falta de generación sino por el deterioro de las líneas de distribución.

Sucede, según el experto, que por la imposibilidad de que estas ampliaciones en transmisión y distribución se puedan hacer con celeridad, es imperioso que se elabore una auditoría de todo el complejo de redes, para definir las prioridades e iniciar un plan agresivo de expansión.


Tomado del portal El Mundo de Venezuela.


Uruguay : Empiezan obras de conexión con Brasil

Comenzaron las obras de construcción de la Estación Conversora de Frecuencia de Melo, a 16 kilómetros de la capital de Cerro Largo, que permitirá interconectar las redes de Transmisión de Extra Alta Tensión de Uruguay (50 Hz) y Brasil (60 Hz).

La Obra de ingeniería en el predio ya adquirido en una zona rural a 6 kilómetros de ruta 8 -Paso de los Gómez- permitirá la instalación, el diseño, fabricación, el montaje de todos los equipos, y la puesta en servicio de la Estación Conversora.

A su vez darán comienzo una serie de obras complementarias a ser realizadas en la Estación de 500 kV existente en San Carlos la cual será el nodo de conexión del lado uruguayo de la interconexión internacional proyectada. Los lineamientos generales del proyecto son una línea aérea de 500 kV de aproximadamente 300 km. de longitud que unirá la estación existente de 500 kV San Carlos (Uruguay) con la nueva Estación Conversora de Melo, obra que ya está en marcha, constatándose un fuerte despliegue de personal y maquinaria en el área.

La Estación Conversora de Frecuencia Estática de Melo es parte de un proyecto que permitirá la transferencia bidireccional de energía eléctrica entre el Estado de Rio Grande do Sul (Brasil) que opera a 230 kV ( 525 kV en el futuro), 60 Hz, y la región Este del Uruguay, que opera a 500 kV, 50 Hz.

Además, Una estación nueva 525/230 kV en Candiota (Brasil), permitirá conectar la línea aérea Melo-Candiota con la red de 230 kV (525 kV en el futuro) existente en el Sur de Brasil.

La operación de la Estación Conversora de Melo será en modalidad "desasistida", es decir, sin operadores.

UTE licitó y adjudicó la Planta Conversora a la empresa francesa Areva, que tiene a su cargo los trabajos. La empresa contrató a Teyma y a Collier para la puesta en marcha de la obra y ocuparán unas 200 personas.


Tomado del diario El País de Uruguay.

España: Se incendia un Transformador de medida de REE sin alterar el funcionamiento de Garoña

Uno de los tres transformadores que miden la tensión de salida de una de las líneas de 400 kV, que envían la electricidad producida por la central nuclear de Santa María de Garoña a la red eléctrica nacional, sufrió ayer una avería, según informaron fuentes de Nuclenor, provocando un fuerte ruido así como un conato de incendio que quedó inmediatamente sofocado por la actuación del personal de la brigada contra incendios de la propia central.

Red Eléctrica Española, propietaria de la subestación, trabajó a lo largo de la jornada en la sustitución de ese transformador, cuya única función es medir la energía que se envía a la red.

Las misma fuentes indicaron que «Garoña ha seguido operando al cien por cien de su potencia aportando electricidad a la red eléctrica con normalidad», a la vez que afirmaron que la anomalía «no ha supuesto ninguna variación en el desarrollo de las actividades de la planta, ya que se trata de una zona convencional alejada de los edificios de generación eléctrica».

Aunque por sus características este hecho no alcanza la categoría de suceso notificable, Nuclenor informó de la incidencia tanto al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) como a las instituciones y autoridades locales del entorno de la central. Desde el CSN aseguraron que el incendio es «un incidente menor que no supone ningún riesgo para el funcionamiento seguro de la central y que no debe ser notificado».

Según explicó el CSN a Servimedia, el incidente duró menos de diez minutos por lo que Nuclenor no tuvo la obligación de notificarlo a la Sala de Emergencias. Sin embargo, el CSN estaba al tanto del incendio porque los responsables de la central le habían informado de forma no. Además, señalaron que el incidente se produjo en una zona muy alejada del reactor de Garoña.


Para Greenpeace este hecho evidencia «el error» de la decisión del Gobierno de «prolongar su vida útil» hasta 2013 y recuerda que estos hechos se suman «al cúmulo de accidentes de los últimos meses» en estas instalaciones.


Tomado de Diario de Burgos de España.

lunes, 26 de abril de 2010

Uso de baterias en Subestaciones en Argentina

Este es un extracto de una entrevista publicada en el Newsletter Nro 20 de la empresa Van Zandwhege Hnos. Me parecio interesante la parte que el entrevistado habla del uso y aplicación de las baterias en las subestaciones.
Continuando con la idea de abrir el espacio de nuestro newsletter a todos los sectores que intervienen en nuestra actividad, en este número tenemos el inmenso agrado de presentar la entrevista que realizáramos al Ing. Eduardo Nitardi, Gerente Técnico de Transener SA.


¿Podría describir para nuestros lectores en qué parte de los sistemas de Transener es necesario el empleo de baterías de plomo-ácido y si existe alguna particularidad (como la tensión) que las distinga de las que se emplean en comunicaciones?
En todas las estaciones transformadoras de una red de alta tensión, se debe contar con sistemas de baterías para la alimentación de sus servicios auxiliares y esenciales. En condiciones normales, todos ellos son alimentados desde el mismo sistema eléctrico, pero en caso de un black-out, resulta imprescindible contar con sistemas de baterías que aseguren la maniobrabilidad de los equipos de alta tensión para iniciar la restitución del sistema.
En general, se trata de sistemas de baterías de 220 ó 110 Vcc, a diferencia de los sistemas de comunicaciones que sueles utilizar tensiones menores, como 48 Vcc. Además, estos servicios comprenden la alimentación de los sistemas de protecciones de las líneas de alta tensión. Es decir, los relevadores que hacen que una línea se desconecte ante una falla, de manera de preservar la estabilidad del sistema de transmisión.
En situaciones de tormentas eléctricas es fundamental mantener en funcionamiento las protecciones y es en este tipo de oportunidades donde más se puede apreciar la importancia de las baterías y los sistemas de corriente continua en una estación transformadora del Sistema Interconectado Nacional.

¿Podría hacer algún comentario sobre la experiencia con el uso de las baterías de electrolito absorbido y si han tenido ventajas importantes al incorporarlas?
Como mencionaba en el punto anterior, las baterías de plomo-ácido son una parte fundamental de nuestros sistemas esenciales y auxiliares en corriente continua. Durante muchos años, estos sistemas utilizaron baterías electrolito líquido. Eran muy confiables pero tenían algunas desventajas como el mantenimiento y la necesidad de una sala con ventilación adecuada, para extraer los gases peligrosos que se generan en el momento de la carga. Además ocupaban un espacio considerable.
En los últimos años, y a medida que los fabricantes fueron mejorando su desempeño, estamos incorporando baterías selladas, en particular, las de electrolito absorbido. Hasta el momento estamos satisfechos con el desempeño de estos productos, que requieren un espacio menor para su instalación y, es más, pueden compartir la sala con otros equipos eléctricos y electrónicos. Además, al requerir un mínimo de mantenimiento, nuestros técnicos tienen mayor tiempo disponible para otras tareas importantes.

¿En algún punto de la red emplean sistemas de energía no convencional (paneles solares, aerogeneradores) para asegurar el funcionamiento de los servicios auxiliares?
Si, hemos utilizado paneles solares para la carga de baterías en las estaciones repetidoras de microondas o en las de fibra óptica, durante varios años. Pero el robo o vandalismo era un verdadero dolor de cabeza para nosotros.
En la actualidad, en estas estaciones, estamos utilizando un sistema desarrollado por los técnicos de TRANSENER, que toma electricidad por inducción en un tramo del hilo de guarda de las líneas de 500 KV.
En zonas inhóspitas, este sistema asegura una disponibilidad superior a los sistemas de paneles solares, con la ventaja adicional que mantiene mejor cargadas a las baterías y, en consecuencia, prolonga su vida útil.

¿Cuál es la participación de la industria nacional en la provisión del equipamiento que Uds. requieren para el funcionamiento de la empresa, ya sea nuevo o para mantenimiento?
La industria nacional provee una gama muy amplia de equipos y materiales necesarios para instalaciones nuevas o para reposición. Actualmente, nos proveemos en forma local de torres de alta tensión, conductores, hilos de guarda, morsetería, transformadores de potencia y de medida, algunos equipos de maniobra, entre otros. Sólo se recurre a la importación cuando se trata de equipos que no pueden ser provistos por la industria nacional.

Tomado del sitio web de la empresa VZH. Esta es una empresa argentina con más de 15 años de permanencia en el mercado nacional dedicada a la provisión y servicio de Acumuladores Eléctricos ( Baterías Industriales y Automotrices).Para leer la nota completa hacer click aquí.

domingo, 25 de abril de 2010

Chile: Centrales hidroeléctricas: ¿Una solución para la crisis energética?


Este artículo, publicado hace algo de dos años en el diario El Rancahuaso de Chile, plantea conceptos para ser tenidos en cuenta.

Sin duda que el tema de las centrales hidroeléctricas es un debate público tanto a nivel nacional, como internacional, de nunca acabar. Numerosos son los organismos y personas que salen al paso para manifestar su descontento, o aprobación a estos importantes y millonarios proyectos que tienen la finalidad básica de generar más suministros energéticos para un país, para una ciudadanía, de manera económica y ecológica.


En estos momentos, la firma de generación hidroeléctrica Tinguiririca Joint Venture, que reúne a la compañía australiana que desarrolla proyectos que benefician el medioambiente, Pacific Hydro, y la empresa hidroeléctrica de Noruega, SN Power, se encuentra desarrollando dos proyectos hidroeléctricos de pasada en nuestra Región. Se trata de las centrales La Higuera y La Confluencia.

Ambos proyectos ubicados en el Valle Tinguiririca, la zona precordillerana de San Fernando, tienen un costo de 300 millones de dólares cada uno, y por separadas prometen generar 155 MW, haciendo un porte total de 310 MW al Sistema Central. Por ahora, La Higuera se encuentra en el 50% de avances de sus obras, y en la Confluencia la primera piedra se puso a comienzo de año. Con la llegada de estas obras, se han generado más de dos mil puestos de trabajo. 200 trabajadores de la zona tuvieron la oportunidad de incorporarse a las faenas.

“Todo se está desarrollando como dice la resolución de calificación ambiental así que estamos muy satisfecho por como se esta realizando el trabajo. Esto es un aporte al abastecimiento energético renovable para nuestro país que lo necesita más que nunca”, dice el Director Nacional de CONAMA, Álvaro Sapag quien se trasladó a la zona para ver el estado de avance de las obras.

Un bonito escenario, pero hay muchos que dicen o sostienen otro punto de vista. Los detractores a esta iniciativa reclaman el gran impacto ambiental que tienen las centrales, producto de una supuesta irrupción al ecosistema. Muchas son creadas en reservas nacionales, en lugares donde abunda la flora y fauna, la población humana, y muchos otros factores que inciden para decir que no.

Además, internacionalmente es sabido, y se llega a un consenso, que los beneficios de las centrales hidroeléctricas son la alta calidad de la energía útil y los bajos costos operacionales y de mantenimiento. Además, industrialmente no contaminan. Pero también, en sus desventajas está el que al establecer un embalse se inundan y destruyen terrenos y todo lo que está a su paso.

En las obras de la Confluencia, si bien aún no comienzan de lleno, existe un tema preocupante para nuestra fauna. En el lugar, existen abundantes colonias de Loro Tricahue. Como además, el hábitat natural de especies como Pumas, Zorros, Reptiles, avifauna, sumado a la corta de Bosque Nativo.

“Para nosotros es muy importantes que la autoridad se acerque para que vean como estamos trabajando. Estamos cumpliendo con todas las normas ambientales y muy preocupados por el loro de tricahue, y por eso estamos tomando todas las medidas para no hacerle daño. Una de ellas es instalar unas mallas para su cuidado”, dice el Gerente General de Tinguiririca Joint Venture, Claudio Montes.

“Estamos aunando voluntades y eso es bueno porque este proyecto se encuentra en marcha y las obras están avanzando como corresponden. En el caso del loro, nosotros queremos hacer lo posible para que ellos tengan un seguro para que así nadie les ocasione un daño. Eso ya está en marcha”, agrega el director regional de la COMANA, Héctor González.

En horas de esta mañana nos comunicamos con el director regional de la CONAMA, quien señaló que no se referirá a la central hidroléctrica de Chacayes, puesto a que aún los estudios no están concluidos. Sin embargo, sí se refirió a las centrales de La Higuera y la Confluencia. Al respecto, manifestó su convencimiento que La Confluencia cumplirá con lo acordado y que no se repetirá la gran multa que se cursó a la central de La Higuera de 2 mil 600 UTM por incumplimiento (no repuso ciertas áreas intervenidas). "Creemos a ciencia cierta que no se volverá a repetir un episodio similar a lo acontecido en la Higuera. Estamos trabajando para proteger las especies nativas del lugar. Por ejemplo, se les socilicitó a las empresas que protegieran la lorera las Pascualas que está en riesgo por la erosión. Queremos que los proyectos se ajusten a lo acordado. Tampoco no es un buen negocio para las empresas hacer las cosas mal", indicó.

Pero, más allá de los temas valóricos, que crean las centrales al momento de operar, es conveniente hacer un barniz de lo que son las hidroeléctricas, y los tipos que existen. Como dijimos la finalidad básica es crear electricidad. Para esto se necesita de abundante agua, la que por distintas vías debe generar una potencia capaz de hacer funcionar los generadores, para que se creen las tensiones eléctricas.

Así hablamos de centrales hidroeléctricas de pasada y de embalse. Si bien las dos apuntan al mismo fin, son totalmente distintas. Las de embalse se caracterizan por ser lagos artificiales que almacenan el agua para cumplir con sus objetivos. La cantidad de energía es considerable, la que puede abarcar perfectamente para un año aunque el río se seque por completo durante algunos meses. Sin embargo, los costos para su creación son elevadamente costosos.

Por su parte, las de pasada son más pequeñas y generan una menor cantidad de energía. No existe las lagunas artificiales, su tránsito es fluido y momentáneo, y la fuerza que permite la energía, queda supedita según el caudal del río. Sin embargo, en nuestro país existe un considerable número de hidroeléctricas de pasada: 26 y nueve de embalse. Esto, ya que son más económicas, y si bien generan una menor cantidad de energía, su aporte es considerable para el Sistema Interconectado Central, que cubre desde Taltal a Chiloé. Son 35 y se encuentran distribuidas entre la Cuarta y la Décima regiones.

Es un tema que recién comienza. Si bien las obras tienen plazo de entrega el 2010 es importante destacar este acontecimiento que sin duda marca un hito en nuestra Región, más ahora que nos encontramos en una difícil situación con los suministros energéticos. Por eso es conveniente repreguntarse ¿Es una solución para la crisis energética?

sábado, 24 de abril de 2010

España: Un experto afirma que "débiles" redes en Canarias no están preparadas para absorber la electricidad de parques eólicos


El director de la División del I+D del Instituto Tecnológico de Canarias (ITC), Gonzalo Piernavieja, afirma que las "débiles redes eléctricas" en las islas "no están preparadas para absorber la electricidad que generan los parques eólicos o las instalaciones solares fotovoltaicas".

El experto ofreció anoche la conferencia 'Canarias y el futuro de la energía: hacia un modelo sostenible' en el Museo Elder de la Ciencia y la Tecnología de Las Palmas de Gran Canaria, centro adscrito a la Consejería de Turismo del Gobierno de Canarias.

Esta conferencia se enmarca en el ciclo Canarias eléctrica que ha puesto en marcha el museo y en el que destaca la exposición Canarias eléctrica, iluminación, arte y sociedad 1850-2010, comisariada por Jonathan Allen, informa el Ejecutivo regional en un comunicado.

Con esta conferencia, Gonzalo Piernavieja pretende exponer la situación actual, así como los retos y las oportunidades que se presentan para Canarias en la búsqueda de un modelo energético sostenible.

El experto aseguró que "el archipiélago canario sufre las consecuencias de cualquier otra región insular carente de recursos energéticos convencionales (fósiles) y no conectada a redes continentales".

Así, citó la total dependencia energética del exterior, importante peso del sector transporte --tanto marítimo como terrestre-- y de la electricidad en la demanda de energía primaria, suministro de combustibles exclusivamente por vía marítima y, por lo tanto, excesiva vulnerabilidad frente a crisis energéticas.

"El hecho insular supone, además, la existencia de sistemas eléctricos aislados, que en el caso de Canarias son muy difíciles de interconectar, debido a las considerables profundidades existentes entre islas", apuntó.


PANORAMA ENERGÉTICO "SINGULAR"

En su intervención expuso que "en la actualidad, el panorama energético canario es especialmente singular: seis sistemas eléctricos aislados, Lanzarote y Fuerteventura están interconectadas eléctricamente mediante un cable submarino, una única empresa generadora de electricidad, de manera convencional, es decir, quemando combustibles fósiles.

Así como una todavía incipiente implantación de tecnologías de energías renovables, que contrasta con el enorme potencial de recursos renovables (sobre todo eólicos y solares) existentes en las islas.

"El bajo nivel de desarrollo de estos sistemas limpios de producción de electricidad --continuó-- se debe al hecho de que los sistemas eléctricos canarios son sistemas aislados, en los que la electricidad que se demanda debe producirse en la propia isla, no existiendo, por ahora, la posibilidad de que esta demanda se cubra a través de otra vía externa".

"Este condicionante crítico tiene numerosos inconvenientes, que suponen una barrera al desarrollo inminente de tecnologías basadas en el aprovechamiento de las energías renovables", apuntó.

De este modo, se refirió a las "débiles redes eléctricas que no están preparadas para absorber la electricidad que generan los parques eólicos o las instalaciones solares fotovoltaicas que, además, presentan los inconvenientes de su fluctuación y su intermitencia en la producción de energía y, por tanto, no se ajustan de la manera deseable a la demanda en cada momento", aseveró Piernavieja.


"ELEVADO" NIVEL DE PROTECCIÓN DEL TERRITORIO

Por otro lado, en su opinión, la escasez de territorio y su elevado nivel de protección ambiental provocan que la planificación de futuras infraestructuras energéticas (nuevas centrales térmicas con combustibles más limpios como el gas natural, instalaciones de energías renovables y líneas de transporte) sea un proceso especialmente complejo.

Agregó que, "en general, la planificación del sector energético canario supone un importante reto tecnológico, administrativo, económico y social".

Sin embargo, en la revolución energética que vive la sociedad actual, marcada por una necesidad creciente de reducir las emisiones que causan los combustibles fósiles, se presentan "interesantes oportunidades para Canarias".

"Nuestro archipiélago, debido a sus peculiares condiciones, puede convertirse en un laboratorio real para el desarrollo de actuaciones pioneras dentro del nuevo paradigma energético", advirtió.

De este modo, aludió a "experiencias novedosas en generación distribuida, en integración masiva de energías renovables en redes eléctricas (incluyendo almacenamiento de energía) y en transporte o movilidad sostenible, con la inminente llegada de vehículos cada vez menos contaminantes, como los eléctricos o los híbridos enchufables".


Tomado de la Agencia Europa Press.

viernes, 23 de abril de 2010

Coloración del aceite aislante para transformadores


Este interesante post fue realizado por Enrique Medina Calvillo de la ciudad de Salamanca Guanajuato, México. Posee estudios en Ingeniería Eléctrica. Su correo para quienes deseen intercambiar experiencias sobre el tema es medina.calvillo@gmail.com. Gracias Enrique nuevamente por tu valioso aporte a este Blog!


Les dejo la siguiente imagen que encontré en un excelente libro ruso traducido al ingles, en la cual se puede identificar la calidad de un aceite aislante observando el color del mismo.

Aunque no existe una correlación entre el cambio de color del aceite y un problema específico en el transformador, el cambio de color nos proporciona una indicación de deterioro y/o contaminación del aceite.



En este Blog se puede leer otro post de Enrique , llamado Aterrizamiento interno de transformadores.


Se invita a los lectores a participar, mediante comentarios y fotos, de lalgunas experiencias técnicas en sus trabajos. De esta manera seguiremos creciendo y aprendiendo un poco más de esta fascinante especialidad de la Ingeniería. Remitir el material a lucasbruno007@hotmail.com.

jueves, 22 de abril de 2010

Bolivia: el 1er turbogenerador ya está listo



Tras concluir 72 horas de funcionamiento continuo, el primer turbogenerador de la planta termoeléctrica de Entre Ríos se encuentra técnicamente listo, desde las 9:30 del miércoles pasado, para inyectar 25 megavatios (MW) de potencia adicionales a los 1.150 que actualmente ofrece el Sistema Interconectado Nacional (SIN) a los usuarios en todo el país.

Los técnicos realizaron pruebas estacionarias con arranques esporádicos para probar protecciones mecánicas y el correcto funcionamiento de la unidad de gas, así como ensayos con y sin carga, con resultados positivos.

Las 72 horas de prueba en operación garantiza el correcto funcionamiento del turbogenerador y de sus accesorios.

En las siguientes horas, la gerencia general de ENDE-Andina presentará un informe sobre finalización de todas las pruebas técnicas al Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), instancia que debe decidir a partir de cuándo y con qué potencia de MW ingresará el aporte de Entre Ríos al SIN, informó Ramiro becerra, supervisor del montaje de la planta.

Las pruebas finales del segundo turbogenerador arrancaron ayer y del tercero y cuarto se realizarán progresivamente hasta fin de mes, en la perspectiva de que hasta el 15 de mayo próximo los cuatro equipos de Entre Ríos estén el capacidad de inyectar 104 MW adicionales al SIN, para satisfacer la demanda de energía eléctrica, particularmente de la industria durante la temporada de invierno, explicó Hugo Villarroel, gerente general de ENDE-Andina.

Cada una de las cuatro turbinas industriales diseñadas y construidas en los talleres de Siemens en Suiza, a solicitud expresa de ENDE-Andina, vienen acoplados con un reductor, un generador, una sala de control y otros equipos adicionales como los filtros de admisión de aire, sistema de refrigeración de lubricantes y la toma de gas, que en conjunto pesan alrededor de 250 toneladas cada uno. Las máquinas fueron instaladas sobre 200 metros cuadrados de fundaciones especialmente construidas para el efecto.

Tanto en el montaje electromecánico, que comenzó a fines de septiembre de 2009, como en la ejecución de pruebas técnicas que concluirá la segunda semana mayo, participaron entre seis y 15 técnicos e ingenieros suecos de la transnacional Siemens y más de 40 técnicos nacionales.

Adicionalmente, todas las obras, tanto civiles, como de ingeniería eléctrica y mecánica generaron unas 1.200 fuentes de trabajo entre directas e indirectas entre mayo del año pasado y marzo de la presente gestión.

La puesta en operaciones del primer turbogenerador prueba además el correcto funcionamiento de todos los sistemas complementarios como el gasoducto de 650 metros de longitud, la sub estación eléctrica de cuatro transformadores y la línea de transmisión hasta la central eléctrica de Carrasco.


Normas medioambientales

Tanto la construcción de los turbogeneradores como de la sub estación eléctrica y el gasoducto cumplen las normas internacionales de respeto y preservación del medio ambiente, certificadas por una licencia ambiental emitida por el ministerio del ramo

El gerente de ENDE-Andina, Hugo Villarroel, informó que las turbinas fueron diseñadas bajo norma internacional, con baja emisión de ruidos en relación a turbinas de otras generadoras; la fuente primaria de combustión utilizada en la generación eléctrica (gas natural), es la más amigable con el medio ambiente y a la conclusión de obras civiles está prevista la construcción de áreas de forestación que mitiguen aun más los ruidos de las turbinas, como una muralla de árboles en tres niveles, en cascada, frente al campamento laboral.

Un equipo de 30 empleados

Una vez que la termoeléctrica de Entre Ríos trabaje al 100 por ciento de su capacidad instalada, se estima que unos 30 empleados, entre técnicos, ingenieros, personal de servicio y vigilancia se harán cargo del mantenimiento y operaciones de la planta, a partir de mediados de mayo.

“Lastimosamente, la tecnología de punta de estas plantas hace que se requiera de personal reducido, que en el caso de Entre Ríos no será mayor a 10 personas en cada una de las tres puntas, durante las 24 horas del día”, informó el gerente de ENDE-Andina, Hugo Villarroel.

En la caseta de control, donde están instalados los tableros de protección de los cuatro turbogeneradores, la línea de transmisión, el gasoducto y la sub estación eléctrica, prestarán servicios solamente tres profesionales en tres turnos, durante el día, controlando el funcionamiento de toda la planta.

INVIERTEN $US 73,9 MILLONES

Para construir la termoeléctrica de Entre Ríos, sobre una superficie de cuatro hectáreas adquiridas al municipio del mismo nombre, ENDE-Andina suscribió seis contratos específicos por un valor de 73,9 millones de dólares, es decir 21 millones de dólares menos que los 95 millones de dólares previstos al inicio del proyecto.

El contrato por el suministro, dirección de montaje de los turbogeneradores y ejecución de pruebas técnicas fue suscrito con Siemens Suiza por un valor de 58,2 millones de dólares y la instalación de la sub estación eléctrica, con la empresa Siemens de Colombia, por 7,2 millones de dólares.

Las obras civiles y montaje electromecánico de la planta con el consorcio nacional Entre Ríos fueron acordadas por 5,8 millones de dólares; la construcción de un gasoducto de 650 metros de extensión con la empresa Servitetrol por 535 mil dólares; el extendido de la línea de transmisión hasta la Sub Central de Carrasco con la empresa Ingelec por 540 mil dólares y la construcción del campamento con la empresa Cosica-Diteco por 1,6 millones de dólares.

ENDE-Andina informó que a la fecha recibieron provisionalmente e ingresaron en funcionando, la subestación eléctrica, el gasoducto y la línea de transmisión.


Tomado del Periódico Los Tiempos de Bolivia.

miércoles, 21 de abril de 2010

Chile: Alumnos de la Universidad Santa María desarrollan software que automatiza planta desmineralizadora de agua


Esta noticia, de algo mas de cinco años publicada en el portal
Universia de Chile, sirve para aprender la importancia de este recurso en el mantenimiento de redes.


Con el objetivo de optimizar tiempo y recursos humanos en el proceso de desmineralización de agua, los alumnos Luis Arévalo, Sergio Rojas, Jorge Valdés y Norman Sáez, del Departamento de Informática de la Universidad Técnica Federico Santa María y la colaboración de Mauricio Solís, perteneciente al Departamento de Electrónica del plantel, desarrollaron el Software "CO", en el marco de la XIV Feria del Software que organiza la Institución.

El software, explicó Norman Sáez, jefe del proyecto consiste en automatizar una planta que desmineraliza agua, la cual sirve para lavar aisladores. "La idea nació de la necesidad que tenía una empresa de automatizar su planta y el software mide conductividad, adquiere datos y maneja todo el proceso, que consiste en abrir y cerrar válvulas. También posee estadísticas respecto a las medidas que obtenemos y tiene distintas interfaces que pueden ser de operario o de administrador, dependiendo del caso".

En este sentido, Sáez señaló que "la corriente eléctrica, que viene desde las centrales hidroeléctricas, pasa por torres de alta tensión para luego repartirse en postaciones, que suministran energía al parque industrial y residencial. Durante ese viaje, la electricidad pasa por conductores desnudos, que son soportados por varios miles de aisladores. El polvo, aire salino y otros factores ambientales se adhieren a ellos, lo que le hace perder su poder de aislamiento, lo produce pequeñas pérdidas de energía. La sumatoria de todos estos puntos de pérdida ocasiona un deterioro económico a todas las empresas de distribución y empresas particulares que poseen redes eléctricas".

"Uno de los servicios que posee 'INGAL, ingeniería y construcción', empresa para la cual diseñamos el software, es la mantención y limpieza de aisladores en líneas eléctricas energizadas con equipos especiales de hidrolavado y para poder realizarlo es necesario ocupar agua desmineralizada, tratada previamente. Ésta se puede obtener comprándola a una empresa especializada en ello, o bien producirla, como es el caso de INGAL", añadió.

El jefe del proyecto aseguró que "el proceso de producción se hace a través de un equipo desmineralizador de agua, en donde se van mezclando diversos compuestos. En esta planta en particular todo el paso de estos fluidos es manual, entonces, el problema que se nos planteó es que al ser manual pierde efectividad en los tiempos de producción, falta de precisión de las mezclas, desaprovechamiento de horas nocturnas para producción de agua y pérdidas de materiales, que si bien para un proceso de regeneración puede parecer insignificante, la suma total de estas pérdidas se reduce a no aprovechar exactamente todo el potencial que pueda tener esta planta, lo que obviamente entorpece el funcionamiento continuo de la empresa".

En este contexto, Luis Arévalo señaló que "lo que la empresa necesita es bajar la conductividad del agua, para poder lavar los aisladores, de no ser así el agua puede conducir corriente lo que es perjudicial. Lo que la planta hace es, a través de resinas desmineralizar el agua. La planta necesita aperturas de válvulas y ciertas medidas de conductividad las cuales son controladas ahora por nuestro producto".

"Lo que el software hace es automatizar el proceso y el operario que antes estaba regulando las llaves a mano, ahora va a estar regulando todo a través de un computador, y el proceso va a funcionar de manera automática, ya que las válvulas, se activan o desactivan mediante el software según corresponde", agregó.

En este sentido, señaló que "el software favorece principalmente a pequeñas empresas que están en el rubro de 'Lavado de aisladores', pues por ejemplo, si a la empresa se le solicita una cantidad determinada de agua, mediante el software se podrá programar en fechas posteriores la producción necesaria para el pedido".

martes, 20 de abril de 2010

Aterrizamiento interno de transformadores


Este interesante post fue realizado por Enrique Medina Calvillo de la ciudad de Salamanca Guanajuato, México. Posee estudios en Ingeniería Eléctrica. Su correo para quienes deseen intercambiar experiencias sobre el tema es medina.calvillo@gmail.com. Gracias Enrique nuevamente por tu valioso aporte a este Blog!

Aterrizado es lo mismo que puesta a tierra (como se dice en algunos paises) y se hace interna y externamente al transformador. Por otro lado la cuba es el tanque contenedor, cuando hablamos de herrajes nos referimos a los soportes de metal que se observan en el interior del tanque, los cuales mantienen al conjunto núcleo-bobina fijos sin movimiento.

Siempre que un Transformador no se encuentra aterrizado internamente corre el riesgo de arquear del herraje hacia el tanque. El aterrizamiento asegura que se eviten arqueos provocados por el voltaje de alta tensión, generando una corriente de fuga en las partes metálicas que soportan al transformador con el tanque (Herrajes). De esta manera se genera carbón y otras partículas conductoras, provocando degradación en el aceite y generando gases.

En la primera foto se muestra el carbón generado debido a un arqueo al momento de estar operando bajo carga un transformador monofásico de 37.5 kVA en 34500 Volts a 240/120 Volts.

En las restantes fotos se muestra el aterrizamiento del tanque a los soportes. El transformador fue energizado nuevamente y el problema de arqueo fue eliminado.


En este Blog se puede leer otro post de Enrique , llamado Falla en bobinado de transformadores


Se invita a los lectores a participar, mediante comentarios y fotos, de las experiencias técnicas en sus trabajos. De esta manera seguiremos creciendo y aprendiendo un poco más de esta fascinante especialidad de la Ingeniería. Remitir todo material a lucasbruno007@hotmail.com.

sábado, 17 de abril de 2010

Falla en bobinado de transformadores



Este interesante post fue realizado por Enrique Medina Calvillo de la ciudad de Salamanca Guanajuato, México. Posee estudios en Ingeniería Eléctrica. Su correo para quienes deseen intercambiar experiencias sobre el tema es medina.calvillo@gmail.com. Gracias Enrique por tu valioso aporte a este Blog!

Que tal, aquí les comparto una vivencia que tuve respecto a un transformador de
30 kVA, 34500 V, 220/127 V, tipo poste.

Actualmente en la empresa en la que trabajo me dedico a aplicar pruebas eléctricas de rutina a transformadores de distribución y potencia. Después de cierto lapso empezaron a fallar cierto numero de transformadores cuyo voltaje en alta tensión eran de 33000 V y 34500 V, siendo esto motivo de preocupación.

Después de hacer varias pruebas con nuestros materiales observamos el detalle donde radicaba la falla, en el que menos hubiésemos pensado. Nuestra empresa maneja siempre dos proveedores hablando en cuestión de materiales, puesto que por cuestiones de calidad es mejor trabajar con 2 o 3 marcas diferentes ya que una nos provee calidad, otra entrega justo a tiempo, otra bajo costo, por ejemplo.

Entonces descubrimos y comprobamos que la falla se debía al papel
diamantado de origen alemán y distribuido en México, al cual le consumíamos a cierta empresa. La falla nos había ocurrido en varios equipos, y observamos que siempre había un arqueo entre el aislamiento entre alta y baja tensión. Con pruebas posteriores nos percatamos de que la mala calidad del papel fue lo que ocasionaba las fallas. El papel se cambió y el problema fue resuelto.

Las fotos son de la bobina que falló del transformador de 30 kVA en
34500 V.


En este Blog se puede leer otro post relacionado con el tema, llamado Imágenes de fallas en transformadores.

Se invita a los lectores a participar, mediante comentarios y fotos, de las experiencias técnicas en sus trabajos. De esta manera seguiremos creciendo y aprendiendo un poco más de esta fascinante especialidad de la Ingeniería. Remitir todo material a lucasbruno007@hotmail.com.

viernes, 16 de abril de 2010

Amortiguador tipo Stockbridge


Esta entrada es una introducción a los amortiguadores tipo Stockbridge diseñados por la empresa argentina Dynalab. Todo el material fue obtenido de sus catálogos.

CARACTERISTICAS DE DISEÑO

Los amortiguadores de vibración eólica diseñados por Dynalab son de última generación y son fabricados en cumplimiento de la norma internacional IEC 61897.

Los amortiguadores Dynalab están constituidos por los siguientes materiales:
  • Contrapesos: aleación de cinc (zamak), que ofrece inercia adecuada y alta resistencia a la corrosión
  • Morseto (cuerpo y apretador): aleación de aluminio de uso generalizado en la fabricación de morsetería
  • Cable mensajero, elemento de alambres de acero trenzado de extra alta resistencia, cincado en caliente
  • Bulonería, de acero resistente cincado en caliente, apto para cada aplicación.

El diseño de los amortiguadores Dynalab es de tipo asimétrico, o sea con contrapesos distintos, lo que permite obtener cuatro frecuencias resonantes y modos de vibrar. Esto los hace más eficientes dando lugar a una capacidad amortiguante extendida sobre un mayor rango de frecuencias eólicas de las líneas.

A continuación se observa en la figura, algunas dimensiones y caracteristicas de los módelos comercializados por esta empresa.

SELECCION DEL AMORTIGUADOR

La selección del amortiguador para cada línea de transmisión no se realiza solamente en función del diámetro
del conductor, sino en función de todos los datos necesarios de la línea, de manera de optimizar el sistema de amortiguamiento a suministrar desde el punto de vista técnico-económico.

Para ello Dynalab dispone de métodos analíticos de cálculo por medio de programas informáticos desarrollados por personal especializado en tecnología de amortiguamiento de líneas.

El programa de cálculo permite efectuar el estudio completo para cada línea y obtener el tipo de amortiguador
más ajustado a las características de la línea, las cantidades y su correspondiente posicionamiento.

Para terminar, veamos algunas fotos de un amortiguador instalado en una línea .





Las últimas tres fotos fueron tomadas en los laboratorios de la Universidad Tecnológica Nacional - Facultad Regional La Plata de la ciudad de La Plata, Buenos Aires, Argentina.

Se recomienda leer el post relacionado con este tema llamado Efecto de la vibración en lineas de transmisión
.

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