martes, 31 de diciembre de 2013

Argentina: El Gobierno apuesta por Atucha II para salir de la crisis, pero no alcanza



Ante la crisis energética que atraviesa el país, muchas son las ideas que se arrojan para tratar de paliar los resultados catastróficos, en algunos casos, o para minimizar lo que es visible para todos. Desde el Gobierno de la Ciudad promueven la obligatoriedad de equipos de generación eléctrica para cada edificio superior a los seis pisos, algo cuya operatividad y financiamiento aún no se pudo explicar.

También se ha propuesto adelantar el huso horario, a pesar de que el fuerte del consumo eléctrico proviene de los sistemas de refrigeración frente a las altas temperaturas, que no aflojan ni de madrugada.

El Gobierno nacional, en cambio, ha optado por minimizar la problemática hasta llegar al extremo del Jefe de Gabinete, Jorge Capitanich, quien sostuvo que los cortes de electricidad “sólo afectan del 1 al 3% de la población”. Por otro lado, Capitanich destacó la visita que realizó el sábado, junto al ministro de Planificación, Julio de Vido, a la obra de Atucha II, “una inversión estratégica de casi 3 mil millones de dólares que generará un cambio en la matriz energética”.

Sin embargo, el cambio en la matriz energética será breve, dado que los 745 megavatios que aportará Atucha -cuando entre en funcionamiento- apenas alcanzarán para sobrepasar los 600 megavatios que se perderán con la salida de la central de Río Tercero, que debe entrar en mantenimiento. Y si los 745 megavatios se sumaran a los ya existentes, así y todo se encuentra muy lejos de cubrir la demanda nacional, que se incrementa entre 1200 y 1500 megavatios por año, según señaló a FortunaWeb el ingeniero Emilio Apud, exsecretario de Energía.

“Todo lo que dicen desde el Gobierno sobre la energía, son macanas“, afirmó Apud, y recalcó que “en 2.003 había 22 mil megavatios en el sistema eléctrico”. Respecto de la generación de energía que el Gobierno afirma haber llevado adelante, Apud dijo a este sitio que se sumaron 13.000 megavatios “por fuera de la escala”.

“La tecnología utilizada para Atucha II es la misma que la de Atucha I, o sea un sistema de la Kraftwerk Union de uranio natural y recipiente de presión”, detalló, y añadió: “En los noventas, el Gobierno no consideró oportuno finalizar la obra de Atucha II y hasta se llegó a debatir si convenía hacerlo, ya que utilizaría una tecnología que en el mundo dejó de utilizarse“.

El gobierno de Néstor Kirchner consideró que era necesario finalizar la central atómica y mediante un decreto de 2006 se encargó la terminación de la obra, que debería estar en funcionamiento para 2009, con un presupuesto de 700 millones de dólares. La licitación, para variar, la ganó Electroingeniería.

Pero la obra no sólo no se inauguró en 2009, sino que se gastaron 2.300 millones de dólares por encima de lo presupuestado. En 2011, la presidenta Cristina Fernández de Kirchner celebró un acto con el objetivo de inaugurar la etapa de inicio de funciones de la central atómica, a pesar de no cumplir con las normativas de seguridad internacionales. Luego del acto inaugural -y la consecuente cadena nacional- la central comenzó un costoso período de refacciones en materia de seguridad que podría haberse evitado de antemano.

Finalmente, según dijo este lunes Capitanich, en el mes de abril Atucha II entraría en funciones. Sería 34 años después de haber iniciado su construcción, 27 años después de la fecha planificada para su finalización, 6 años después de la fecha ordenada para su puesta en marcha, a 3 años del acto inaugural de la Presidenta y a 2.300 millones de dólares de los 700 millones presupuestados originalmente.


Tomado del sitio argentino FortunaWeb  

domingo, 13 de octubre de 2013

Las preguntas más frecuentes relacionadas con las baterías industriales


¿Qué es una batería industrial?

Los fabricantes de baterías acostumbran distinguir entre las baterías destinadas al arranque, ignición e iluminación de vehículos con motor a explosión (denominadas LSI, según sus siglas en inglés) y las destinadas a otras aplicaciones, como telefonía y sistemas de comunicaciones en general, servicios auxiliares de subestaciones transformadoras de energía, energía solar y eólica, UPS, iluminación de emergencia y vehículos eléctricos, para mencionar las más frecuentes. Todas las baterías que se destinan a estas otras aplicaciones se denominan “industriales”, Las baterías industriales, a su vez, se dividen entre las de uso estacionario y las destinadas a tracción eléctrica.

¿Qué es una batería para uso estacionario?

Una batería para uso estacionario es la que se mantiene permanentemente cargada mediante un rectificador auto-regulado. Este rectificador puede, también, alimentar a un consumo, como en el caso de las centrales telefónicas, o a otro equipo de conversión de energía, como en el caso de las UPS (el equipo en cuestión es el inversor que alimenta al consumo). En los sistemas de iluminación de emergencia, en cambio, el rectificador solo alimenta a la batería. En cualquier caso, lo importante es que la batería se descarga con muy poca frecuencia y el rectificador debe recargarla, luego de una descarga, y mantenerla perfectamente cargada, compensando la auto-descarga interna.

¿Qué tipos de baterías se usan?

Las baterías para aplicaciones estacionarias pueden ser de cualquier tecnología. No obstante, en el caso de optarse por electrolito líquido, se recomienda que las rejillas sean con aleación de plomo-calcio para que la reposición de agua destilada sea poco frecuente. Las placas pueden ser tanto planas como tubulares. Sin embargo, dado que el uso estacionario supone una baja frecuencia de descarga, las baterías de placas planas son las más convenientes por un tema de costo. Y la combinación ideal sería placas planas y electrolito absorbido dado que el costo es bajo y el mantenimiento muy reducido.

¿Qué es una batería de electrolito absorbido?

En primer lugar, comencemos diciendo que su principio de funcionamiento es idéntico al de una batería de electrolito líquido. La diferencia es que el volumen de electrolito es solo el necesario para el cumplimiento de la reacción química interna, y se haya absorbido en el separador que aísla a una placa positiva de una negativa. Esta absorción del electrolito en el separador permite que la batería se instale en cualquier posición, sin que por ello se produzcan derrames (a veces, también se las denomina como baterías de electrolito inmovilizado). Dado que la cantidad de electrolito es escasa, estas baterías no tienen tapones para reponer agua desmineralizada sino válvulas. Estas se colocan para evitar que el agua del electrolito se evapore durante la última parte de la carga. Asimismo, todo el diseño interno está previsto para facilitar la recombinación de gases, evitando su pérdida. Otro nombre con el que suelen designarse estas baterías es por la sigla VRLA, o sea, batería de plomo-ácido regulada por una válvula, en inglés. Las baterías de electrolito absorbido tienen innumerables ventajas: a la ya mencionada (instalación en cualquier posición) se agrega el bajo mantenimiento (no se debe reponer agua), el menor espacio en planta que ocupan y la posibilidad de instalarse junto a equipamiento electrónico de cualquier tipo por tener una muy baja liberación de gases. Las precauciones a tener en cuenta se relacionan con la temperatura del ambiente (lo ideal es que esté comprendida entre 15 y 30ºC y con el cargador, que debe ser de tipo autorregulado, con tensión constante y corriente limitada. Según la aplicación la tensión de carga oscila entre 2,27VPC y 2,4VPC.

¿Qué aplicaciones tiene una batería de electrolito absorbido?

Las principales aplicaciones son: centrales telefónicas fijas, celdas de telefonía celular, servicios auxiliares en subestaciones transformadoras, UPS (Sistemas ininterrumpidos de energía), iluminación de emergencia, todas ellas de tipo estacionario y algunas de tracción eléctrica, como sillas de ruedas y carros de golf.

¿Qué es una batería para uso en tracción eléctrica?

Es una batería que ha sido diseñada para soportar un alto ciclado. Es decir una gran secuencia de descargas, seguidas de las correspondientes recargas. Obsérvese que, una batería para uso estacionario, tendrá conectado un cargador (que, a su vez estará conectado a la red pública de alterna) por lo cual su descarga será muy baja. En cambio, una batería que alimenta un vehículo eléctrico, como un auto-elevador eléctrico, todos los días tendrá un ciclo de descarga, mientras la máquina se encuentra trabajando, a lo que seguirá una carga durante el tiempo en que el operador descansa.

¿Qué es la capacidad nominal de una batería?


La capacidad de una batería es la cantidad de electricidad que puede proveer a una carga. Depende, básicamente, de tres parámetros: régimen de descarga (o “velocidad” a la que la descargamos), temperatura y tensión final. Capacidad nominal es la capacidad definida en condiciones normalizadas de los tres parámetros básicos de los que ella depende. Estas condiciones están establecidas en varias normas nacionales e internacionales, como las IEC, IEEE, DIN, BS, JIS, etc. Por ejemplo, en la norma IEC 60896, las condiciones normalizadas que se fijan para una batería estacionaria son las siguientes: descarga en 10h hasta 1,8 VPC (Volt por celda) a una temperatura ambiente de 20ºC. En cambio en la norma IEEE 450, las condiciones para el mismo producto son 8h hasta 1,75 VPC a 25ºC. En las baterías monoblock pequeñas, como las NP de Yuasa o las CP de Vision, la descarga se normaliza para un tiempo más largo: 20h Lo más frecuente es que la capacidad se mida en Ah, unidad que indica la cantidad de carga eléctrica (el lector que recuerde la unidad de carga eléctrica, el Coulomb [Coul], mediante una simple cuenta deducirá que 1 Ah = 3600 Coul). En los últimos años, sin embargo, cada vez más, la capacidad de las baterías se especifica también en Wh (Watt x hora). Esto se debe a la aparición de los equipos UPS, que mantienen en operación no interrumpida a equipos informáticos. Dado que una UPS debe entregar una determinada potencia, es razonable que la batería que la alimentará también se especifique de esa manera. Las descargas en Wh suelen darse para tiempos inferiores a una hora (un valor típico es 15 minutos). La capacidad de una batería ¿es la misma a cualquier régimen de descarga? De la misma manera que un automóvil, con su carga de combustible completa, no recorre la misma distancia si el conductor maneja a 100 Km/h que si lo hace a 150 Km/h, la capacidad de una batería disminuye si la velocidad (régimen de corriente de descarga) aumenta con respecto al valor nominal. Por ejemplo, una batería de 100Ah de capacidad nominal (descarga a 5A durante 20h), tiene 90Ah cuando se la descarga a 18A en 5h, y solo 64Ah cuando el régimen es de 64A durante 1h. Siempre se deben consultar los datos del fabricante para saber la capacidad exacta que entregará el producto bajo las condiciones de la aplicación.

¿Qué es un ciclo de una batería?


Se denomina ciclo de una batería a la sucesión de una descarga seguida de su posterior recarga hasta recuperar completamente la energía extraída. Las normas anteriormente mencionadas también definen la duración de ciclos normalizados para probar una batería. Por ejemplo, en la norma IEC 60896, el período de descarga es de 3 horas, mientras que el de carga dura 21 horas. Es decir, la norma permite realizar un ciclo completo por día. Se denomina profundidad de una descarga a la relación entre la capacidad descargada y la capacidad nominal de la batería. Cuanto mayor la profundidad de la descarga, menor será la cantidad de ciclos que la batería nos podrá entregar. Por ejemplo, si una batería de tipo monoblock para aplicaciones estacionarias entrega 180 ciclos con una profundidad de descarga de 80%, reduciendo las descargas a un 30%, la misma batería entregará más de 1000 ciclos.

¿Qué es una batería de ciclo profundo (deep cycle)?

Es aquella que ha sido especialmente diseñada para operar en ciclado de profundidad superior a 50%. No se debe utilizar una batería de propósitos generales cuando los ciclos son profundos (por ejemplo, en un carro de golf). Las baterías de ciclo profundo poseen placas reforzadas para evitar su agotamiento prematuro y poder soportar mejor la exigencia del ciclado.

¿Cómo influye la temperatura en el desempeño de la batería?

Las altas temperaturas aceleran la corrosión de las rejillas y la degradación de los materiales activos. A bajas temperaturas, la capacidad de entregar corriente disminuye pero la vida útil aumenta. Esto se debe a que todos los procesos de corrosión interna se hacen más lentos. A la inversa, si bien durarán menos tiempo, el rendimiento de las baterías se incrementa con las altas temperaturas. Como regla general para la vida de las baterías, podemos decir que por cada 10ºC de aumento de la temperatura ambiente por encima de la de referencia, la vida útil se reduce a la mitad. Por ejemplo, una batería de cinco años de duración a 25ºC, solo durará 30 meses si la temperatura en el ambiente es de 35ºC.

¿Qué significa expectativa de vida útil de una batería?

Es el tiempo de funcionamiento que el fabricante pronostica para ella si se mantienen las condiciones especificadas. Por ejemplo, funcionamiento en condiciones estacionarias a una temperatura de 25ºC y una tensión de flote estabilizada. En algunos casos, el tiempo ha sido extrapolado a partir de los datos obtenidos en un ensayo denominado de “vida acelerada”: la batería se ensaya a una temperatura elevada (por ejemplo, 70 ºC) hasta llegar al 80% de su capacidad. El tiempo obtenido (por ejemplo, 6 meses) se convierte luego a las condiciones de operación nominales de 25ºC (en USA) o 20ºC (en Europa). Una batería sellada, ¿se puede instalar en un gabinete estanco? Es muy frecuente que los usuarios efectúen esta pregunta al adquirir una batería de electrolito absorbido o gelificado. Contribuye a ello el hecho de que este tipo de baterías se denominan también como “baterías selladas”. Sin embargo, la respuesta es un rotundo “NO”. Las baterías de electrolito inmovilizado (absorbido o gelificado), VRLA, selladas, cualquiera sea el nombre que les demos, no pueden instalarse en gabinetes que no tengan alguna ventilación. Si bien se trata de productos cuya liberación de gases es muy pequeña (la recombinación de los mismos en el interior de la batería es superior al 99%), lo cierto es que de sellados no tienen nada. En lugar de tapones encontramos válvulas (cuya apertura es a una presión, aproximada, de 4 psi) porque el fabricante ha previsto que, bajo ciertas condiciones, si se produce un exceso de gasificación interna que no se recombina, la misma sea liberada a través de ellas. Y, en tal caso, no puede permitirse su acumulación en el interior del gabinete. No obstante, tampoco es cuestión de exagerar: las ventilaciones previstas para evacuar el calor generado internamente (por ejemplo, en una UPS) son más que suficientes para las necesidades de una batería sellada.

¿Hasta cuántos paralelos de bancos de batería puedo instalar?

No existe una limitación desde el punto de vista teórico. Sin embargo, la práctica aconseja no conectar más de cinco. Siempre se debe cuidar que la sección de los cables sea la misma, así como también su recorrido. Cualquier diferencia en la resistencia óhmica, desde los bornes del equipo hasta los de cada paralelo de baterías, hará que la corriente de descarga en cada uno de ellos no sea la misma, como se pretende. De la misma manera, en el momento de la carga, se debe cuidar que la resistencia entre el cargador y cada paralelo sea la misma. El número máximo de cinco obedece a que la práctica demuestra que las condiciones anteriores no son fáciles de lograr cuando el número es mayor.

¿Qué datos se requieren para seleccionar y dimensionar una batería industrial?

En primer lugar, comencemos por aclarar qué entendemos por estos conceptos. Seleccionar la batería industrial de plomo-ácido a utilizar en una aplicación implica elegir: el tipo de placa (plana, tubular) y la construcción (electrolito líquido o inmovilizado). Dimensionar una batería industrial de plomo-ácido a utilizar implica determinar: número de celdas y capacidad de las mismas.

Para seleccionar una batería industrial se debe conocer:
  • a. la aplicación (estacionaria o ciclado)
  • b. ubicación física (espacio disponible, acceso al lugar)
  • c. condiciones ambientales (temperatura, ventilación)
  • d. mantenimiento disponible (personal capacitado, distancia)
  • e. condiciones para la recarga.
Para dimensionar una batería industrial se debe conocer:
  • a. tensión nominal y los límites de tensión admisible por parte del equipo o sistema a alimentar (por ejemplo, 48VDC +/- 10%)
  • b. corriente o potencia de descarga
  • c. duración de la misma
  • d. temperatura promedio del lugar
Se trata de uno de los temas claves en el trabajo con baterías. Y, en este espacio, no podemos extendernos mucho más en el desarrollo del mismo. Pero lo hemos tratado extensamente en artículos de nuestros newsletters. Sugerimos entonces una consulta a ellos, para mayores detalles.

¿A qué régimen de corriente se carga una batería industrial?

Lo más normal es hacerlo al 10% de la capacidad nominal. Se recomienda no hacerlo a menos del 5% y a no más del 20%.

¿A qué tensión se carga una batería industrial?

Las baterías de electrolito líquido se mantienen cargadas a una tensión denominada de flote o mantenimiento y su valor depende de la densidad del electrolito. La mayoría de las baterías estacionarias de electrolito líquido se mantienen a una tensión de 2,2VPC (Volt por celda). Luego de una descarga, la tensión de carga debe aumentar hasta un valor comprendido entre 2,33 y 2,4VPC.
Las baterías VRLA o de electrolito inmovilizado para uso estacionario se cargan con un solo valor de tensión, normalmente, 2,27VPC. Cuando la aplicación es de ciclado, la carga se puede realizar con las mismas tensiones ya mencionadas para baterías de electrolito líquido.
Para mayores detalles, recomendamos consultar el manual del producto. También el usuario encontrará en nuestros newsletters un desarrollo muy detallado de este tema.

¿Cuándo se considera cargada una batería industrial?

La respuesta más precisa sería “cuando se le devolvieron los Ah (o Wh) extraídos durante la descarga más un porcentaje adicional que se relaciona con el rendimiento del producto”. Este porcentaje oscila entre un 15% adicional para una batería de electrolito líquido y un 8% en el caso de una sellada.
Sin embargo, no es habitual poder medir los Ah. La regla práctica dice, entonces, que la carga se debe considerar finalizada cuando la corriente de carga permanece estable, sin disminuir, durante un lapso de tres horas. En las baterías de electrolito líquido se puede medir su densidad y la misma también debe permanecer estable, sin aumentar, durante el mismo lapso de tiempo.
Otra regla práctica es considerar que la batería (si sus rejillas de placas son de aleación de plomo-calcio) está cargada cuando la corriente es inferior al 0,5% de la capacidad nominal.
La tensión que se aplica a una batería sellada, 

¿debe corregirse por temperatura?

Hasta hace poco tiempo se consideraba que la tensión aplicada debía corregirse por temperatura, utilizando un coeficiente que variaba entre –3 y –5 (la unidad es mV/ºC/celda). Sin embargo, las baterías selladas de la actualidad tienen un desempeño que no lo requiere, si la temperatura del ambiente está comprendida entre 15 y 30 ºC. Si su aplicación fuera a temperaturas que se encuentran fuera de esta ventana, la recomendación es consultar con el fabricante cuál es la corrección a aplicar.

¿Hasta qué tensión se puede descargar una batería?

Para descargas en tiempos superiores a 3h y hasta 20h, el valor más frecuente es de 1,75VPC. En un monoblock de 12v esto implica 10,5V. Pero se debe consultar el manual del producto porque puede ser un valor menor (por ejemplo 1,67VPC) si la descarga es en 15 minutos o de 1,9V si la descarga es en 100h.

¿Cómo se sabe si una batería está bien cargada?

Medir la tensión de vacío es una forma sencilla y práctica. La tensión, en baterías de plomo-ácido, depende de la densidad del electrolito. La regla práctica dice que, si se conoce la densidad del electrolito (expresada en Kg/l) sumando el coeficiente 0,845 obtendremos la tensión a circuito abierto o en vacío (por celda) de esa batería.
Veamos un ejemplo. La densidad del electrolito de las baterías selladas es de 1,3 Kg/l. Por lo tanto, 1,3 + 0,845 = 2,145. Este será el valor en Volt de la tensión a circuito abierto. Si la batería es un monoblock de 12V (6 celdas), la tensión a circuito abierto que mediremos, cuando se encuentra bien cargada, será de 12,87V.

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).

sábado, 24 de agosto de 2013

Animación de Celdas de Media tensión





En este video podemos ver una animación muy completa acerca de los componentes de una celda típica de media tensión de la marca Eaton

En este mismo Blog puede leerse una introducción a las Celdas de MT,  además se puede ver un ensayo del arco voltaico en una celda y el video del montaje de una celda moderna.

Para visualizarlo mejor , darle play y hacer doble click en el video.


domingo, 11 de agosto de 2013

Un panel solar en casa


Los paneles solares en el tejado de las casas hacen que los propietarios dependan menos del suministro eléctrico público y del gas. Sin embargo, también los inquilinos pueden producir energía solar: existen módulos fotovoltaicos que se conectan a un simple enchufe y que suministran la energía producida al hogar. Si el inquilino cambia de casa, simplemente se puede llevar la instalación.

Estos dispositivos están compuestos al menos de un módulo fotovoltaico. En el mercado se pueden comprar módulos de unos 80 centímetros de ancho y unos 160 centímetros de alto. Pesan poco menos de 20 kilogramos y tienen una potencia máxima de 195 vatios.

Se pueden ubicar en el tejado, en el jardín con un soporte y en los países del norte de Europa incluso en el balcón. "Una solución interesante en estos lugares ya que suelen estar orientados al sur", explica el asesor alemán en materia energética Hans-Peter Schmitt. Para elegir el lugar de la mini instalación valen los mismos criterios que para una instalación grande: cuanto mayor es la exposición al sol más energía se genera. A su vez, a mayor altura en el edificio, menos sombra recibe. Sin embargo, hay que asegurarse de que la sujeción de la instalación es resistente: "No se debe subestimar el efecto del viento".

Una pieza fundamental es el transformador, que convierte la corriente continua producida en los paneles en corriente alterna. La electricidad entra en el circuito eléctrico de la vivienda y ya está lista para ser usada. Así se reduce el consumo de electricidad proveniente de la red general y, por tanto, la factura que hay que pagar.

Recaudos

"La idea de poner a disposición de cualquier persona el uso de energía solar con una instalación sencilla es muy interesante", opina Ralf Haselhuhn, experto en fotovoltaica de la Asociación Alemana de Energía Solar. Sin embargo, si el consumidor compra una de las mini instalaciones que actualmente se venden en el mercado y la conecta a la red doméstica sin más, ocasionaría problemas técnicos y de seguridad", advierte el especialista.

Por ejemplo, puede ocurrir que los fusibles de la casa no aguanten la sobrecarga de corriente cuando se conecta a la red una fuente de energía, advierte el especialista en electrotecnia Walter Börmann. Normalmente, el fusible reacciona cuando la intensidad de la corriente proveniente de la red pública supera los 16 amperios. Sin embargo, el fusible no cubre una corriente adicional generada por la pequeña instalación fotovoltaica añadida. "Por esta razón, al conectarse el módulo a la red se puede producir una sobrecarga en el circuito eléctrico que podría ocasionar un incendio", explica Börmann.

Haselhuhn señala una solución: hay que repartir la carga que tiene que soportar el fusible. El circuito eléctrico se protege con diez amperios y al transformador de la instalación fotovoltaica hay que dotarlo de un fusible de seis amperios a través de una subdistribución. De esta manera, la corriente eléctrica total no puede exceder los 16 amperios.

Otro problema de seguridad son las corrientes residuales. Por ejemplo, si se quema una tostadora de pan, la corriente fluye hacia alguna parte y se pierde. En ese caso, cuando se toca algún aparato eléctrico, uno corre el riesgo de recibir una descarga eléctrica posiblemente mortal. Para evitar este peligro, en muchos países es obligatoria la incorporación de interruptores diferenciales en todos los circuitos eléctricos con enchufes.

"El disyuntor está diseñado para fuentes de corriente alterna", explica el experto en electrotecnia Bernd Dechert. Si el diferencial detecta una corriente residual, corta el circuito eléctrico. "Ahora, si una instalación fotovoltaica alimenta directamente como segunda fuente de corriente alterna el circuito final, se produce una sobrecarga ante la cual ya no está garantizada el buen funcionamiento del interruptor diferencial".

Pruebas

La instalación fotovoltaica incluso puede ser peligrosa cuando no está en funcionamiento. "Algunas pruebas aisladas han demostrado que después de desenchufar el conector, este todavía puede registrar durante algunos segundos una tensión eléctrica de hasta 200 voltios", dice Dechert. "Si toco durante esos segundos uno de los contactos de metal descubiertos, es posible que reciba una descarga eléctrica mortal". Y todos los segmentos del circuito eléctrico alternan más rápidamente la frecuencia de onda eléctrica a causa de la prolongada carga elevada, lo que puede originar un fuego latente.

"Como consecuencia de todo esto, existe una gran incertidumbre entre todas las personas involucradas en la instalación y el uso de un módulo fotovoltaico", dice Haselhuhn. Hay una fuerte discusión entre empresas y expertos y el consumidor no sabe a qué atenerse. El experto aconseja al comprador de un módulo fotovoltaico que siempre busque la ayuda de un especialista para tener una instalación correcta. Aun así, en ciertas circunstancias pueden surgir peligros durante o después de la instalación que ni siquiera un experto puede descartar al cien por cien, admite Dechert. (DPA)

Tomado del diario Río Negro de Argentina.

sábado, 25 de mayo de 2013

Argentina: Avanza en San Juan el parque solar más grande de América latina


 


Esta noticia tiene un año pero vale la pena leerla y enterarse de lo que esta pasando con la energía solar en nuestra región. Este excelente artículo fue tomado del diario argentino La Nación y escrito por Rodrigo Herrera Vegas, co-fundador del muy buen sitio web sustentator.com.

El jueves 19 de abril tuve la suerte de viajar a San Juan, invitado por Energías Sustentables para visitar los primeros 5 MW de lo que pronto será el parque de energía solar fotovoltaica más grande de América Latina al completarse los 20MW. El evento contó con la presencia de la Presidenta de la Nación, del Gobernador de la Provincia de San Juan y del presidente de Energías Sustentables S.A., Alejandro Ivanissevich.
 
Si bien la inauguración en si misma ocupó la mayoría de la tarde, pude, una vez retiradas las autoridades, caminar entre las gigantescas placas azules que sin realizar ningún movimiento o ruido producen electricidad durante las horas de sol.

El Parque Solar Cañada Honda es el primer parque solar fotovoltaico funcional de la Argentina. Existía hasta ahora un parque experimental (también en la provincia de San Juan) y pequeñas instalaciones fotovoltaicas en zonas alejadas de la red eléctrica.

Física de la energía solar, un poco de historia

Los paneles solares funcionan a través del efecto fotovoltaico. Este último es primo cercano del efecto fotoeléctrico, el descubrimiento que le otorgó a Albert Einstein el Premio Nobel de física en el año 1921. De manera simple, los fotones impactan sobre ciertos materiales y movilizan electrones creando así electricidad. Los primeros experimentos con paneles solares fueron realizados en el año 1839 por el físico francés Antoine Henri Becquerel , pero fue el norteamericano Charles Fritts que logró por primera vez el funcionamiento en 1883.

Las eficiencias en aquel entonces eran menores al 1%, es decir que menos del 1% de la energía solar impactando las placas se convertía en electricidad. En 1954, un grupo de norteamericanos creó la primera celda basada en silicio logrando eficiencias cercanas al 6%. El primer uso práctico de la tecnología fue en los satélites de comunicación.

Actualmente, la industria fotovoltaica es una de las de mayor crecimiento en el mundo de la energía, incrementando su producción en un 48% desde el año 2002. Para el año 2008, se estimó una generación mundial de 15200 MW. De la totalidad de paneles instalados en ese año, el 45% tuvo lugar en España. Sin embargo, la eficiencia sigue siendo baja y actualmente los mejores paneles logran un máximo de 23.4%, y el promedio del mercado se encuentra entre el 12 y el 18 por ciento.

Economía

El parque solar está dentro del marco del programa GENREN para incentivar la instalación de energías renovables en el país. Gracias a este programa, obtenemos energías limpias aunque en la actualidad no sean competitivas económicamente. No logré hasta ahora averiguar cuanto se está pagando el megawatt.hora ni el período de recupero de la inversión.

Características técnicas

El parque solar Cañada Honda está ubicado a 60 km de la ciudad de San Juan en el departamento de Sarmiento y goza de un coeficiente de irradiación promedio de 209,4W/m2 que es comparable a los mejores sitios del mundo. 

Al completarse los 20 MW, ocupará una superficie de 84 hectáreas y requerirá de una inversión de 97 millones de dólares provenientes de fondos privados. Alimentará aproximadamente a 40.000 hogares generando una energía anual de 40.000 MWh. Para instalar los primeros 5 MW trabajaron 145 personas de las cuales 96% fueron argentinos. Cada 500 kW, se requiere de un inversor (convertidor de corriente continua a corriente alterna trifásica) y un transformador, significando una cantidad total de 40 pares de "inversor-transformador" para el parque completo. Los inversores funcionan de manera electrónica y cada inversor se conecta de manera independiente a la red interconectada nacional. Los transformadores elevan la tensión del inversor a 33 KV y la envían a través de una línea subterránea hasta la estación transformadora Cañadita propiedad de Energía San Juan.

Cómo son los paneles solares

El parque solar estará constituido por un total de 98.000 paneles solares policristalinos de 222 W (a 25ºC de temperatura) marca Atersa , fabricados en España. Su eficiencia, según me afirmó Pablo Topczylo, ingeniero de Energías Sustentables, ronda el 14%. También me explicó Pablo que en las horas de mayor calor, la eficiencia cae (debido al recalentamiento de los paneles) y que habían encontrado una manera simple de reducir la caída consistente en plantar pasto en todo el parque reduciendo la temperatura cerca del suelo.

La principal fuente de energía en la provincia proviene de usinas térmicas a gas natural y este parque implicará un ahorro de 12 millones de metros cúbicos anuales de gas natural. Esto representa a su vez un ahorro de 38500 toneladas de CO2 emitidos a la atmosfera equivalente a quitar más de 13000 autos fuera de circulación.

Una pregunta que muchos se harán y también me hice es porqué un parque solar en lugar de parques eólicos, considerando que el precio por megawatt solar es prácticamente el doble que el de eólico. Los ingenieros de Energías Sustentables me explicaron tres razones:
  • La ventaja en diversificar varias fuentes de energía.
  • La vida útil de los equipos garantizada por los fabricantes es prácticamente del doble que la de los molinos eólicos (30 años vs. 15 años)
  • El mantenimiento es nulo, especialmente si se usan paneles sin sistema de seguimiento
Ojalá que este sea el primero de muchos otros emprendimientos de este tipo. Tomando en cuenta las fabulosas condiciones que cuenta nuestro país para las energías renovables, es un orgullo contar con este primer parque que será el más grande de Latinoamérica.


domingo, 21 de abril de 2013

Chile: Mayor embalse para generación eléctrica está en menor nivel desde 1999

En su menor nivel de los últimos 14 años. Esta es la situación que presenta el principal embalse para generación eléctrica producto de la sequía que afecta al país.

Según datos del CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las generadoras, el nivel del lago Laja está en una cota de 1.308,3 metros sobre el nivel del mar. Fuentes de Endesa agregan que está a seis metros sobre la cota mínima técnica de producción que se usa para la generación hidroeléctrica o de riego.

El lago Laja abastece generadoras hidroeléctricas que tienen una capacidad de 1.159 MW, equivalentes al 17% de la demanda máxima de energía que se observa actualmente en el Sistema Interconectado Central (SIC). No obstante, por la sequía y el menor nivel de sus aguas, esas centrales están aportando sólo 9% del consumo diario de energía.

El embalse del Laja alcanzó su nivel mínimo histórico a fines de abril de 1999, cuando llegó a los 1.301,46 metros sobre el nivel del mar.

Gerentes de las eléctricas explican que el resto de los embalses también están bajos y que las empresas ya han recibido algunas informaciones provenientes del CDEC-SIC respecto a que en mayo se enfrenta un escenario de una caída fuerte en la generación hidroelécrica.

Los ejecutivos agregan que si bien el sistema enfrenta también la salida de la central Nehuenco II, que sufrió un daño en su turbina, hasta ahora no hay riesgos sobre el suministro eléctrico como fue en el racionamiento de 1999. Esto, a raíz de que hay suficiente generación a diésel de respaldo.

El diagnóstico de la industria es que en la medida en que no llueva, en las próximas semanas aumentarán la generación con diésel en el sistema eléctrico, situación que generará aumentos en los costos de energía.

En los primeros días de abril el costo marginal promedia US$ 156 por MWh. Este nivel es 34% menor al registrado a principios de abril de 2012. Las fuentes explican que un factor que ha ayudado a contener el alza de los costos son las nuevas centrales a carbón que entraron en operación en los últimos meses.

Según Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, el “embalse tiene la mayor reserva energética del país, y cuando hablamos de que está en niveles mínimos o muy bajos, se tiende a pensar, en momentos de sequía y de combustibles altos, que los precios de la energía se sigan manteniendo altos, quizás no tanto en 2013 por la entrada de Campiche y Santa María, pero es probable que en 2014, 2015 y 2016 tengamos escenarios de precios más altos de los que estamos viendo hoy día”.

Agregó que si bien el nivel de Laja es preocupante, “ha estado más bajo y es una situación que llevamos por bastante tiempo”.

En Endesa sostienen que pese a que el caudal está bajo, las centrales y el riego están contando con recursos hídricos. “Están operando gracias al apoyo que les entrega tener un embalse de regulación interanual, que es justamente poder producir y regar, aun cuando se producen condiciones de sequía”, explican.

Las fuentes de la eléctrica agregan que los acuerdos suscritos con la Dirección de Obras Hidráulicas les permite usar el agua hasta el punto que garantice, luego se puede volver a cotas que resguarden el uso de agua de riego para la próxima temporada.


Tomado del diario La Tercera de Chile

sábado, 20 de abril de 2013

Paraguay: La ANDE planea instalar otras dos turbinas en la hidroeléctrica Acaray


El río Acaray, en el que está instalada la represa del mismo nombre, tiene un buen caudal de agua que puede permitir ampliar la central hidroeléctrica.

Esta posibilidad llevó a la actual administración de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), presidida por el Ing. Carlos Heisele, a firmar el día 9 del presente mes un acuerdo de cooperación técnica con la empresa rusa RusHydro Internacional AG, representada por Rafael Del Castillo Ionov.

El acuerdo, que no implicará erogaciones económicas para ambas partes, contempla el “intercambio de experiencias e informaciones relacionadas con sus respectivos medios de producción, transmisión y distribución de energía eléctrica y, en especial, el desarrollo del Proyecto Acaray III”, señala la cláusula primera del documento.

El gerente técnico de la ANDE, Ing. Sixto Duré, explicó que esta etapa de intercambio de informaciones llevará un año, y concluirá con la elaboración del proyecto de instalación de dos turbinas más en la central, “una vez que tengamos el estudio de factibilidad económico, financiero y técnico se convocará a licitación, como establece la Ley 2051 de Contrataciones Públicas”.

Teniendo en cuenta los costos de los equipos, la instalación de las turbinas, además de la ampliación de la subestación de salida y la construcción de la casa de máquinas, se habla de una inversión de 300 o 400 millones de dólares. El acuerdo será exclusivamente para los estudios iniciales, porque la ejecución de la obra dependerá de su viabilidad económica, que será determinada mediante estudios de factibilidad, agregó.

Las dos nuevas unidades tendrían una potencia de entre 60 y 70 megavatios (MW).

El acuerdo regirá por cinco años y podrá ser rescindido por una de las partes en cualquier momento, previa comunicación escrita, con 30 días de anticipación.

Detalles del Acaray

La primera central del Caray habilitó la ANDE hace más de 40 años, posee cuatro unidades generadoras, uno y dos, en Acaray I; y tres y cuatro, en Acaray II. Las cuatro unidades suman actualmente una potencia de 210 megavatios (MW).

De concretarse la construcción de Acaray III contaría con seis unidades, y su capacidad potencia total alcanzaría los 260 o 270 MW, según fuentes técnicas.

En la foto puede observarse una vista de la central Acaray II, donde están instaladas las unidades 3 y 4, con una potencia de alrededor de 50 megavatios (MW) cada una.


Tomado del diario ABC Color de Paraguay.
 

domingo, 24 de marzo de 2013

Argentina: El Estado tendrá el monopolio de la venta de electricidad a grandes industrias


El Gobierno planea presentar en los próximos días cambios normativos y regulatorios para el castigado sector eléctrico. Dentro del nuevo esquema que se plantea, el Estado pasará a ser el intermediario de la comercialización de electricidad para las grandes industrias, pasando a tener el control total de su funcionamiento. Las inminentes modificaciones afectarán puntualmente a las generadoras eléctricas, entras las que se encuentran Pampa Energía, Central Puerto, Endesa Costanera, AES, entre otras, que en la actualidad manejan este negocio.

De este modo, se formalizará lo que ya había prometido el viceministro de Economía, Axel Kicillof, que en agosto pasado a empresarios del sector: reformular de cuajo el modelo energético. Ya en ese momento, había trascendido la posibilidad –que ahora se hará efectiva–, de una virtual desaparición del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) tal como funciona hoy en día, donde las dueñas de las principales usinas y centrales comercializan la venta de energía a grandes usuarios, que abarca contratos con un universo de más de 5.000 grandes clientes de todo el país.

Según el nuevo esquema, el Estado se transformaría en el controlante de estas operaciones, siendo Cammesa la única autorizada para comprar energía a las generadoras y a revenderla a los grandes usuarios. Las operaciones, así, se harán a través del Organismo Encargado del Despacho (OED) .

Según informó el portal especializado El Inversor Online, la resolución, que presentará el equipo del viceministro y que ya está lista, “consta de 14 artículos y tres anexos y se publicaría después de Semana Santa”. El sitio detalla que en el artículo 9 de la norma se establece que se suspende “transitoriamente, a partir del dictado de la presente resolución, la incorporación de nuevos contratos en el Mercado a Término del MEM para su administración por parte del Organismo Encargado del Despacho y cuya parte compradora sean Grandes Usuarios del MEM”. De esta manera, detalló El Inversor Online, quedarán por fuera del alcance de la normativa los contratos de Energía Plus firmados bajo la resolución 1281 la Secretaría de Energía, que autorizó a los generadores a vender a mayores precios la nueva oferta de generación construida después de 2006. Al mismo tiempo, la norma resuelve que “una vez finalizados los contratos del Mercado a Término celebrados entre los Grandes Usuarios del MEM y los Agentes Generadores Comprendidos, será obligación de los Grandes Usuarios adquirir su demanda de energía eléctrica al Organismo Encargado del Despacho conforme las condiciones que establezca esta Secretaría de Energía a tal efecto”.

Según fuentes del sector consultadas por El Cronista, “se llevará a la práctica formal lo que ya sucedía en los hechos”. Y es que el trasfondo de este punto de la resolución es poner por escrito la pérdida de independencia de las generadoras al tener que venderle ahora exclusivamente al Estado, aunque se estima que recibiría un precio mejor. “Con este nuevo régimen se transparenta un modelo que ya estaba existiendo en la práctica cotidiana porque tanto Cammesa como la Secretaría de Energía son las que hoy por hoy, y hace mucho tiempo, fijan los precios en la industria”, evaluaron desde una empresa. No obstante, las generadoras cobran a sus clientes por la energía además del valor spot, un fee adicional, en el que el Gobierno no tenía injerencia hasta ahora.

En la normativa también se modificará la manera de medición de los precios en base a los costos. “El principal problema es cómo las empresas enfrentaremos los enromes costos laborales que se han pactado. De alguna manera a través de los cambios normativos se reconocen los costos que tenemos, pero hay que ver cómo se implementa igual porque en un año electoral no dejarán transferirlos a tarifas”, sostuvo otra fuente de una de las compañías afectadas.


Tomado del diario El Cronista de Argentina.

martes, 12 de marzo de 2013

Energía solar proporcionaría 25% de electricidad mundial en 2025


Dada la rápida evolución que ha tenido el mercado de la energía solar fotovoltaica, se espera que para el año 2025 esta provea más de 25% de la electricidad mundial, aseguró el director general de Solartec, Gustavo Tomé.

Al anunciar esta semana la adquisición de la empresa belga Photovoltech, con la que México se convertirá en el primer país de Latinoamérica en producir sus propias celdas solares, destacó el crecimiento que ha tenido esta tecnología en los últimos años.

En ese sentido, recordó que en 2011 dicho mercado alcanzó a superar la capacidad instalada de los 69 gigawatts (GW) con una tasa de crecimiento de casi 70%, lo que significa que tan sólo ese año se instaló más del doble de la capacidad generada a lo largo de la historia de la energía fotovoltaica.

En dicho mercado, dijo, Europa continúa siendo el líder con más de 75% del mercado, seguido por Japón, Estados Unidos y China, a pesar de que no todos estos territorios cuentan con las mejores condiciones de insolación.

Tomé destacó la estratégica ubicación en la que se encuentra México, lo que le permite tener las mejores condiciones para aprovechar la radiación solar y que bastaría para proporcionar toda la energía que requiere el país.

Al respecto aseguró que si se cubriera el uno por ciento del desierto de Sonora con paneles fotovoltaicos como los que trabaja Solartec, se tendría la suficiente capacidad para satisfacer la demanda energética de todo el país.

Expuso que ante el importante crecimiento que presenta el mercado fotovoltaico existen dos escenarios que preven la capacidad que podría alcanzarse hacia el año 2016, donde la capacidad instalada llegaría a los 207 GW en un escenario moderado y hasta 343 GW con un crecimiento optimista.

Reconoció que los obstáculos que antes se presentaban y que impedían el desarrollo de este mercado han comenzado a desaparecer, uno de los cuales son los sistemas de financiamiento para el desarrollo, la adquisición y la instalación de esta tecnología.

Como ejemplo de los logros alcanzados tan solo por parte de Solartec destacó la sinergia con CI Banco, para adquirir sistemas fotovoltaicos residenciales a través de un crédito.

Asimismo reconoció la apertura de políticas que permiten una interconexión de sistemas solares a la red, como el permiso que actualmente tiene la empresa con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para interconectarse desde cualquier lugar del país para subir o bajar energía.

Por todo esto, el empresario manifestó su confianza en que 2013 será un año clave para el desarrollo y crecimiento de los sistemas de energía solar fotovoltaica en México.

Tomado del diario El Financiero de México.

sábado, 26 de enero de 2013

Un litro de luz


Una botella de plástico de un litro puede cambiarle la vida a muchísima gente en nuestro país, donde, según un estudio realizado por la ONG Un Techo para mi País, dos millones de personas viven en villas de emergencia. Sólo en Capital y Gran Buenos Aires hay casi 900 de ellas, donde 508.144 familias sufren la falta de luz eléctrica todos los días, teniendo que vivir en la oscuridad.

“Fue una toma de conciencia, darnos cuenta de que un rato del tiempo de cada uno puede hacer la diferencia en la vida de una familia”, dice Martina Sasso, que junto con tres amigos (Santiago Ortiz, Soledad Jorge y Matías Selva) fue responsable del nacimiento de Un litro de Luz en la Argentina, que promueve este sistema limpio, fácil y ecológico. 

El movimiento tiene el objetivo de iluminar las viviendas de manera accesible y ecológica. El proyecto, ideado por Alfredo Mosed en Brasil y desarrollado por el Massachusetts Institute of Tecnology (MIT), lleva luz natural a las casas de gente de bajos recursos. Utilizando una botella de un litro, agua y unas gotas de lavandina, se ilumina una vivienda como con un foquito de 55 watts.

Se utiliza una botella transparente de plástico rellena con agua purificada y lavadina, que se inserta en orificios abiertos en los techos para aprovechar la luz exterior durante el día. De esta manera, se alumbra de manera natural las casas sin acceso a la electricidad.

“El elemento principal (la botella de plástico), es también basura. La idea es recolectarlas, utilizarlas en las instalaciones y contribuir con el medio ambiente de la zona”, explica Sasso.

Otro beneficio es la seguridad. “Los hogares que no cuentan con acceso a alumbrado, normalmente utilizan conexiones informales de electricidad, velas, lámparas de kerosene u otros dispositivos similares que contaminan el aire dentro de la vivienda. La botella solar evita intoxicaciones y posibles incendios”, informa la agrupación Un litro de Luz de Perú.

El mismo estudio señala: “Las viviendas son normalmente módulos de una sola habitación, sin ventanas ni acceso a luz solar, que utilizan una bombilla eléctrica durante el día”. De modo que estas instalaciones constituyen un ahorro para las familias que usan conexiones eléctricas”.

Sasso destaca que en la Argentina “existen poblaciones y pueblos aislados que no tienen tendido eléctrico. Dado las altas temperaturas, las casas en el norte de nuestro país no poseen casi ventanas, disminuyendo así la calidad de vida. La mujer y los niños son los más perjudicados. Esta situación también se da en el Delta”.

Los creadores de Un litro de Luz Argentina conocieron el proyecto en 2011, mientras miraban páginas de Internet. “Vimos un video sobre lámparas solares en Filipinas y nos dimos cuenta que la situación acá era igual a la de allá”, dice Sasso.

El movimiento comenzó como una idea de Alfredo Moser, un mecánico de San Pablo, a quien en 2002 y a partir de los cortes de luz en Brasil, se le ocurrió utilizar una botella de agua para refractar la luz solar y así iluminar su taller durante el día.

Luego, el concepto fue tomado y desarrollado por un grupo de estudiantes del Massachusetts Institute of Tecnology (MIT) y, después, la ONG My Shelter Foundation creó el movimiento internacional Un litro de luz.

Esta agrupación fue la que impulsó el proyecto en Filipinas, donde instaló la lámpara solar en 28 mil hogares y cambió la vida de 70 mil personas solamente en Manila.

Actualmente, se encuentra en India, Indonesia, Suiza, Brasil, México, Perú, Colombia, Egipto, etc.

Sasso y sus compañeros se pusieron en contacto con las otras filiales de Un litro de luz. “Hablamos con ellos, entre ellos con la gente Brasil, la que tiene más antigüedad en este sistema. Perú y Colombia para ese momento se estaban organizando. También hablamos con la ONG Litter of Light, en Filipinas, para contarles sobre el inicio del proyecto en la Argentina. Estaban todos súper felices”.

Financiamiento

La agrupación comenzó como un emprendimiento entre cuatro amigos. Luego creció y buscó financiarse a través de la plataforma de financiamiento colectivo, Ideame. Hoy, el proyecto encara una nueva etapa.

En breve, se podrá colaborar a través de una nueva presentación en Ideame, bajo la consigna “Todo suma”. En la que todo lo que se recolecte irá destinado a la asociación, más allá de que se alcance el objetivo o no.

¿Fue difícil el proceso?

Sasso: El proceso fue difícil, porque contábamos solamente con los materiales que podíamos conseguir nosotros. A través de Ideame, dimos con la plataforma que nos permitiese contar con recursos para los materiales. También, la gente en nuestra cuenta de Facebook se mostró muy colaborativa, no sólo ofreciendo materiales, sino también mano de obra.

¿En cuántos lugares colocaron las botellas?
Las aplicamos en San Isidro y en el Tigre. Nuestro proyecto en Ideame estaba apuntado a Santiago del Estero, pero por temas económicos no pudimos llegar tan lejos.

¿Cómo reacciona la gente?
Es duro, porque tenés que convencer a alguien que le vas a hacer un agujero en el techo de su casa. Nosotros teníamos armado un prototipo en una especie de caja, para mostrar la experiencia. También teníamos material de apoyo, en videos que nosotros mismos filmamos. La gente en general se mostró súper entusiasmada con el proyecto, y muchos siguen contactándose con nosotros para ver de qué forma pueden ayudar, o informándonos de zonas sin electricidad.

¿Esto les modificó la vida?

Este proyecto no es "nuestro proyecto", nosotros decidimos plantar una semilla, para que la gente se entusiasmase, se incentivase a hacerlo en diferentes zonas. A raíz de Un Litro de Luz, mucha gente se contactó con nosotros pidiendo consejos, para armar estas lámparas solares en sus barrios.

¿En qué  estado  está el proyecto?

El proyecto está empezando, aunque no seamos nosotros cuatro quienes lo lideramos en este momento. En la Argentina, nacieron muchos grupos emergentes con ganas de sembrar el proyecto en otros lugares. Al fin de cuentas, ese era nuestro objetivo.

Botella solar, paso a paso

- Se llena la botella transparente de 1,5 litros con agua purificada y se agregan tres cucharadas de lavandina. Esta evita el desarrollo de moho en la solución, que puede durar hasta 5 años, mientras el agua destilada o purificada aporta mayor claridad.

- Una vez preparada la mezcla, se hace un orificio en una lámina de zinc o fibra de vidrio, donde se inserta la botella hasta la mitad.

- Para evitar filtraciones, se sellan bien los agujeros que queden entre la plancha y la botella.

- A continuación, se perfora un agujero en el techo de la casa y se ajusta con firmeza el artefacto, teniendo como tope la pequeña lámina.

- Finalmente, se aplica un sellador potente para evitar filtraciones.


Más información en:
Tomado del diario Clarín de Argentina.

viernes, 4 de enero de 2013

Paraguay: Itaipú supera record mundial de producción energética



Itaipú confirmó su condición de mayor productor mundial de energía al generar 98.287.000 MVh, alcanzado el día 31 de diciembre de 2012, a las 00:00, superando a Tres Gargantas en China, que llegó a 98.107.000 MVh y que cuenta con 12 unidades más que la represa que compartimos con Brasil.

La binacional cuenta con una potencia de 14.000 MW con 20 unidades generadoras de 700 MW cada una. Esta disputaba con Tres Gargantas el cetro de mayor productora de energía eléctrica del mundo, a pesar de la desventaja.

En cuanto a las diferencias, el río Paraná es caudaloso y con pocas variaciones, lo que permite generar con niveles elevados durante casi todo el año, ya que el río Yang Tsé, de China, es también muy caudaloso, pero con variaciones muy acentuadas durante el año.

Estas variaciones determinan que el Yang Tsé cuente con generaciones muy elevadas en épocas de deshielo y muy bajas en épocas de invierno.

El ingeniero José María Sánchez Tillería, director técnico de Itaipu, dijo que la optimización en la planificación y ejecución de los trabajos de operación y mantenimiento, es otro de los puntos que promueven este récord.

Con una ceremonia, el pasado 18 de diciembre se celebraba el récord de producción de energía que logró la Itaipú, con la presencia del presidente de la República, Federico Franco.

La hidroeléctrica alcanzó 94,7 millones de MWh. Paradójicamente, los apagones se multiplican en todo el país y la ANDE tuvo que salir a exhortar a los usuarios a reducir el consumo.

Tomado del diario ABC Color de Paraguay.

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