Energía para la eficiencia

Redes eficientes energéticamente
Energía para
la eficiencia
Tecnologías de transmisión y distribución,
claves para la eficiencia energética
Enrique Santacana, Tammy Zucco, Xiaoming Feng,
Jiuping Pan, Mirrasoul Mousavi, Le Tang
En el comercio de energía subyace la idea de que el consumidor
ha de tener la posibilidad de comprar la energía de la fuente más
barata, más eficiente y menos contaminante. Esto, sin embargo, aún
no es plenamente realidad. La capacidad de la red, insuficiente,
requiere con frecuencia centrales eficientes funcionando a baja
capacidad, lo que obliga al cliente a adquirir energía de fuentes
menos eficientes pero cercanas.
La solución está en combinar nuevos corredores de transmisión con
un mejor uso, más eficiente, de los existentes mediante la adopción
de nuevas tecnologías. Revista ABB estudia esta cuestión.
L
a energía eléctrica generada por las
centrales se suministra a los usuarios finales, situados a cientos o miles
de kilómetros, a través de una red de
cables de transmisión y distribución interconectados 1 2 3 . Entre los componentes básicos de esta red están las torres de transmisión, conductores/cables, transformadores, interruptores,
condensadores/reactores, dispositivos
HVDC/FACTS y equipos de supervisión, protección, y control. En general,
la red que transmite energía a largas
distancias, desde las centrales eléctricas hasta las subestaciones próximas a
los núcleos de población, se denomina
red de transmisión masiva de energía
eléctrica y opera a altas tensiones. El
sistema de distribución, que entrega
energía desde la subestación hasta los
usuarios finales, a distancias más cortas, está menos interconectado y opera
con tensiones más bajas. El sistema de
transmisión y distribución (T+D) se
diseña para garantizar una operación
fiable, segura y económica de la entrega de energía, sujeta a la demanda de
la carga y a limitaciones del sistema.
Un sistema T+D puede diseñarse para
que proporcione tres niveles de servicios 4 :
El primer nivel de servicio proporciona
el mínimo nivel de conectividad y capacidad de transferencia de energía en
condiciones normales de operación. Es
el servicio más básico. Si este servicio
no satisface sus requisitos, peligrará el
desarrollo de las áreas servidas.
El segundo nivel de servicio tiene en
cuenta un margen de seguridad para
proporcionar un servicio seguro y fiable a los consumidores en caso de que
en los componentes se produzcan averías admisibles. Este nivel requiere
rutas redundantes entre las centrales
eléctricas y los consumidores y, por
tanto, un mayor nivel de redundancia
de la capacidad T+D.
El tercer nivel de servicio permite optimizar diversos recursos de energía distribuidos geográficamente para conseguir el máximo bienestar social. Esto
puede incluir el optimizar el uso de
las diversas centrales eléctricas para reducir los gases de efecto invernadero,
que pueden contribuir al calentamiento
global, y maximizar el rendimiento
económico total satisfaciendo la demanda de energía con transacciones
14
Revista ABB 2/2007
Energía para la eficiencia
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energéticas hechas según las
reglas del mercado. Tales optimizaciones son simplemente
imposibles si no se dispone de
suficiente capacidad T+D, más
allá del nivel requerido por el
segundo nivel de servicio.
equipo y mantenerlo por debajo de los niveles exigidos
debido a insuficiente capaciSubestación
dad física o a limitaciones de
Líneas de transmisión
de transmisión
de alta tensión
Subestación
seguridad operativa del sisteeléctrica
Central eléctrica
ma. Los compradores de
energía eléctrica buscan
siempre la energía de mejor
Desafortunadamente, la mayoprecio para transmitirla por
Transformador
ría de los sistemas T+D del
la red a los centros de carga.
mundo sólo llegan al segundo
Si existe un factor restrictivo
nivel de servicio, y parcialde la transmisión, que limita
mente al tercero. Los apagones
la cantidad de energía transTambor transformador
de los últimos años Cuadro evimisible con seguridad desde
Polos de
dencian la falta de fiabilidad y
la fuente más conveniente
potencia
capacidad de optimización de
hasta un centro de carga, el
los sistemas T+D en todos los
operador de la red se ve
continentes.
obligado a encontrar una
fuente de generación alternaEn la sección siguiente se ilustiva, más cara o menos efiCongestión de la transmisión
tra cómo un sistema T+D bien consciente, para cubrir la demanda del sisen Estados Unidos
truido también influye sobre el nivel
tema. Un estudio de la industria realiLa congestión de la transmisión se prode eficiencia energética conseguido
zado en 2003 examinó los seis ISO1)
duce cuando se ha de reducir el flujo
que operan en Estados Unidos, que incon el suministro de potencia.
de electricidad por una línea o un
cluyen Nueva Inglaterra, Nueva York,
Un sistema T+D inadecuado
PJM2), Oeste Central, Texas y California
obstaculiza la eficiencia energética:
[1]. Este estudio determinó que los cosCuadro Apagones importantes de los últimos
un ejemplo de Norteamérica
tes totales de congestión experimentaaños
Disponer de suficientes capacidades de
dos por los seis ISO durante el cuatrietransmisión y distribución es requisito
nio de 1999 a 2002 ascendió a unos
Norteamérica
14/08/03
previo esencial para una eficiente ope4.800 millones de dólares. Datos públiLondres
28/08/03
ración de los sistemas eléctricos por
cos obtenidos de los mercados de la
Dinamarca/Suecia
23/09/03
medio de la optimización de los recurenergía administrados por RTO3) han
Italia
28/09/03
mostrado
un aumento de los costes de
sos de generación y de la minimizaGrecia
12/07/04
congestión
a lo largo del tiempo. Un
ción de las pérdidas en el sistema de
Australia
14/03/05
entrega de energía. Debido a una
Moscú
25/05/05
inversión claramente insuficiente en la
Apagón europeo
4/11/06
Notas
expansión y modernización de redes,
1)
Victoria, Australia
17/01/07
ISO: Operador de Sistema Independiente
la infraestructura T+D actual de Esta2)
África del Sur
18/01/07
PJM: Interconexión Pensilvania Nueva Jersey
dos Unidos exige a menudo adoptar
Maryland
Colombia
26/04/07
3)
RTO: Organización de Transmisión Regional
anticipadamente tales medidas 5 .
2
1
Los sistemas de transmisión y distribución conectan las centrales
eléctricas con los usuarios finales (fuente: www.howstuffworks.com)
Localización de centrales eléctricas en Estados Unidos
(fuente: Departamento de Energía Estadounidense)
3
Red de transmisión en Estados Unidos
(fuente: Departamento de Energía Estadounidense)
Interconexión
Este
Interconexión
Oeste
Gas
Carbón
Petróleo
E. hidroeléctrica
Revista ABB 2/2007
Nuclear
230,000 voltios
345,000 voltios
500,000 voltios
765,000 voltios
Corriente continua de alta tensión
Interconexión
Este
15
Energía para la eficiencia
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estudio más reciente ha indicado que,
a partir de los datos notificados del
operador ISO de Nueva York y de PJM
entre 2001 y 2005, los costes totales de
congestión son de casi 1.000 millones
de dólares anuales en Nueva York y
más de 2.000 millones anuales en PJM
[2]. La congestión de la transmisión
exige también aliviar frecuentemente la
carga de transmisión 6 . Si la demanda
es muy alta y la generación local limitada, los operadores de la red pueden
verse obligados a reducir el servicio a
los consumidores de ciertas zonas para
proteger la fiabilidad de la red.
Pérdidas de electricidad en
sistemas T+D
Tecnologías para mejorar la
eficiencia de los sistemas de
transmisión y distribución
existentes más cerca de sus límites térmicos.
Las opciones tecnológicas para mejorar
la eficiencia de un sistema de transmisión y distribución se pueden clasificar
en las tres categorías siguientes:
tecnologías que amplían la capacidad de transmisión y permiten un
despliegue y uso óptimos de los recursos de generación
tecnologías que optimizan el diseño
y las operaciones del sistema de
transmisión y distribución para reducir las pérdidas totales de energía
nuevas normas industriales para aparatos eléctricos energéticamente eficientes
Construcción de nuevas líneas
Hay dos opciones tecnológicas para las
nuevas líneas: CA de alta tensión
(HVAC) y CC de alta tensión (HVDC).
Los imperativos térmicos limitan generalmente las capacidades de transmisión de las líneas HVAC a 400 MW para
230 kV, 1.100 MW para 345 kV, 2.300
MW para 500 kV y unos 7.000 MW para
765 kV. Sin embargo, además de estas
restricciones térmicas, la capacidad de
los sistemas de transmisión de CA también depende de las limitaciones de
tensión, de estabilidad y de operación
del sistema. En consecuencia, la capacidad de entrega de energía eléctrica de
largas líneas de transmisión HVAC suele
ser inferior a estos valores.
16
millones de kWh
millones de dólares (de 2001) anuales
Básico
Medio
Alto
El transporte de energía desde la fuenMás capacidad de transmisión para
te de generación hasta el punto de
un despliegue y uso óptimos de los
consumo siempre implica algunas pérrecursos de generación
didas. Estas aumentan la carga eléctrica
Existen tres opciones tecnológicas
HVDC
total y, por tanto, requieren generar
La transmisión HVDC es más eficiente
principales para aumentar la capacidad
más electricidad, con la consiguiente
para la transferencia masiva de energía
de transmisión: construir nuevas líneas
pérdida de recursos. En conjunto, las
a largas distancias (por ejemplo, más
(de CA o CC), ampliar la capacidad de
pérdidas en los sistemas de transmisión
de 600–1.000 km) con líneas aéreas 9 .
las líneas existentes y utilizar las líneas
y distribución representan entre el 6 y
Los sistemas HVDC tienen una capaciel 7,5 % de la energía eléctrica total
dad de transporte entre 2 y 5 veces la
producida [3]. Típicamente, las pérdide una línea de CA de tensión similar
das son, aproximadamente, 3,5 % en el
4 Los tres niveles de servicios proporcionados
7 . El impacto medioambiental de
sistema de transmisión y 4,5 % en el
por los sistemas de transmisión y distribución
HVDC es menos grave que el de las
sistema de distribución. Las pérdidas
líneas de corriente alterna, ya que se
varían mucho según la configuración
Necesidades
Cap. habilitación
necesita menos terreno para derechos
de la red, la ubicación y la producción
de eficiencia
energética y de
de paso4). A menudo, HVDC se ha utide los generadores, y localización y
optimización
lizado para interconectar sistemas de
demanda de los clientes. En particular,
CA si no es posible establecer enlaces
las pérdidas durante períodos de fuerte
Necesidades
de seguridad
de AC por falta de estabilidad del sistecarga o en líneas fuertemente cargadas
Estado
del sistema
deseado
ma o por diferencias de frecuencia nosuelen ser mucho mayores que en conminal de los dos sistemas. Además, la
diciones de carga ligera. Esto se debe a
Necesidades
de conectividad
Estado
transmisión HVDC se usa también para
que para la mayor parte de los disposibásica
Capacidad T&D
actual
cables submarinos de más de 50 km de
tivos de entrega de energía eléctrica se
longitud, ya que la transmisión HVAC
puede suponer que existe una relación
es poco práctica por las altas
cuadrática entre las pérdidas
capacitancias del cable (de lo
y el flujo de la línea. Las pér5 La inversión en transmisión va por detrás del crecimiento de la
contrario, se requerirían estadidas T+D anuales estimadas
demanda de electricidad (fuente: EEI)
ciones de compensación intersuperan los 21.000 millones
medias). Un reciente desarrode dólares (cálculo basado
$7.000
4.000
llo en transmisión HVDC utilien el precio medio nacional
3.500
+67.000 millones kWh/año
$6.000
za un convertidor de fuente de
de la electricidad al por me3.000
tensión compacto con tecnolonor y en las pérdidas T+D to$5.000
gía IGBT5), haciendo posible
tales en 2005 [3]).
2.500
$4.000
Durante los últimos años, las
2.000
$3.000
pérdidas T+D en Estados
1.500
Notas
Unidos han tendido clara-103 millones de dólares /año
$2.000
4)
1.000
Véase también “Ligero e invisible, transmente a aumentar, debido
$1.000
misión subterránea con HVDC Light”,
500
sobre todo al incremento de
Dag Ravemark, Bo Normark, Revista
0
$0
transacciones de electricidad
ABB 4/2005 págs. 25–29.
1975 1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999
5)
y al ineficiente funcionaIGBT: Transistor Bipolar con Puerta InteInversión en la transmisión
Ventas de electricidad al detalle
miento de los sistemas
grada (dispositivo electrónico de conmutación de alta potencia)
T+D 8 .
Revista ABB 2/2007
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una mejor calidad de suministro en redes eléctricas de CA. Esta tecnología,
que utiliza pequeñas estaciones convertidoras de bajo perfil y transmisión
de cables submarinos, reduce el impacto medioambiental. Llamada HVDC
LightTM, esta tecnología crea nuevas
posibilidades para mejorar la calidad
del suministro en redes eléctricas de
CA por medio del control rápido e independiente de la potencia activa y
reactiva, soporte de potencia de emergencia y posibilidad de arranque tras
un apagón.
política y en la sociedad, esto sigue
siendo fuente de desacuerdos.
Incluso si una línea cuenta con apoyo
financiero, las cuestiones de localización y obtención de permisos pueden
convertirse en un largo y arduo proceso que muchas centrales arrastran durante años. Durante este tiempo queda
finalmente garantizada la posibilidad
de modificar los requisitos y de realizar
los estudios adicionales que puedan
ser necesarios.
Ampliación de líneas existentes
Eficiencia de HVDC
Las pérdidas en un sistema HVDC incluyen las que tienen lugar en la línea
y en los convertidores de CA a CC. Las
pérdidas en los terminales de convertidores están en torno al 1,0–1,5 % de la
potencia transmitida, un valor bajo en
comparación con las pérdidas en la línea, que dependen de la corriente y
de la resistencia de los conductores.
Puesto que en las líneas de CC no se
transmite potencia reactiva, las pérdidas en la línea son menores para CC
que para CA. En casi todos los casos,
el total de perdidas por transmisión
HVDC son menores que las pérdidas
de CA para la misma transferencia de
energía 7 .
Obstáculos a las nuevas líneas
Un obstáculo importante para la construcción de líneas, ya sean de CA o de
CC, es la controversia sobre la imputación de costes. Frecuentemente, las líneas atraviesan regiones sin producir
beneficios locales claros. ¿Deben socializarse estos costes o deben imputarse
directamente a los beneficiarios? En la
6
Hay tres formas de aumentar la capacidad de las líneas existentes: elevar la
tensión, aumentar las dimensiones y/o
el número de conductores por fase o
usar materiales conductores a alta temperatura. Elevar la tensión de una línea
reduce la corriente requerida para
transferir la misma potencia. Por ejemplo, un aumento desde 230 kV hasta el
siguiente nivel de tensión de 345 kV,
aumenta la capacidad de una línea
desde unos 400 MW a 1.100 MW.
de mitigar cuellos de botella limitados
térmicamente para líneas de corta y
media longitud. Un conductor a alta
temperatura es capaz de transmitir entre el doble y el triple de corriente que
las líneas eléctricas convencionales (es
decir, conductores reforzados de aluminio-acero, ACSR) del mismo diámetro sin aumentar cargas estructurales.
Para las opciones mencionadas (aumento de tensión o conductores nuevos y más grandes) se usa el mismo
derecho de paso y normalmente no se
necesita utilizar nuevos terrenos. Sin
embargo, debido al mayor peso de los
nuevos conductores o a los nuevos requisitos de aislamiento, puede ser necesario reforzar o reconstruir las torres.
Es posible, también, que sea necesario
sustituir el equipo principal de las subestaciones, como los transformadores y
interruptores.
Actualización o nueva construcción de
líneas
Las líneas HVDC tienen menos pérdidas
por transmisión a larga distancia que las
líneas HVAC.
7
Nuevos y mayores conductores
Puesto que, aproximadamente, la resistencia de un conductor es inversamente proporcional a su sección transversal, aumentar la sección transversal o
añadir conductores paralelos aumenta
la capacidad de transporte de corriente
de la línea. Por ejemplo, una línea de
230 kV puede aumentar su potencia de
400 MW a 1.100 MW añadiendo nuevos conductores, mayores y dispuestos
en haz.
Los recientes avances tecnológicos en
el área de conductores a alta temperatura proporcionan una forma efectiva
Aumentan los incidentes de alivio de la carga de transmisión (TLR)
(fuente: NERC)
8
Pérdidas (MW)
150
100
AC 2x400kV
HVDC ±400kV
1200 mm3
1620 mm3
50
Terminales
500
Distancia de
transmisión
(km)
1000
Pérdidas de transmisión y distribución en Estados Unidos,
2001–2005 (fuente: EIA)
Cifra total de TLR al año
Pérdidas T&D en USA, 2001-2005
3000
300
8
2500
Cifra de registros
250
6
2000
200
1500
Pérdidas T&D (miles de m. de kWh)
Pérdidas T&D (% del consumo total)
150
1000
4
100
2
500
50
0
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
0
2001
2002
2003
2004
2005
Año
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17
Energía para la eficiencia
Redes eficientes energéticamente
9
Una estación HVDC: la tecnología HVDC se utiliza cada vez más para
la transmisión masiva a largas distancias y para otras aplicaciones.
La decisión de construir nuevas líneas
o de modernizar los corredores existentes no es una cuestión puramente
técnica. En EE UU, como ya hemos
dicho, el proceso de obtención de permisos para construir una línea puede
durar varios años, y esto sin garantía
de éxito. Se espera que DOE6) defina
corredores de transmisión eléctrica de
interés nacional con parte de la implantación de EPACT 20057). Con este
proceso se intenta simplificar el procedimiento de autorización para acelerar
la construcción de grandes líneas en
las zonas más congestionadas.
Uso pleno de la capacidad de
transmisión
En muchos casos, las líneas de transmisión operan muy por debajo de su
capacidad de carga térmica debido a
limitaciones de tensión, de estabilidad
11
18
Los transformadores de distribución representan una parte considerable de las pérdidas totales de transmisión y distribución.
Los nuevos materiales ayudan a reducir
estas pérdidas.
10
El equipo FACTS aumenta la capacidad y estabilidad de las
líneas de CA.
o de operación del sistema. Existen
varias tecnologías que mejoran el uso
de la capacidad de transmisión. El regulador del ángulo de fase (PAR) se
utiliza de forma generalizada para superar las limitaciones térmicas asociadas a problemas de “flujo en caminos
paralelos” o de “flujo en bucles”. La
compensación de condensadores en
serie es otra tecnología comúnmente
utilizada para aumentar la capacidad
de transferencia de las líneas de transmisión HVAC de larga distancia. Se
puede utilizar una familia de dispositivos basados en tecnología electrónica
de corrientes fuertes, conocidos frecuentemente como dispositivos FACTS
(Flexible AC Transmission System)8),
para habilitar un mejor uso de líneas y
cables y otros equipos asociados como
son los transformadores 10 . El más sencillo de estos dispositivos lo constituyen las baterías de condensadores y
reactores controlados mediante tiristores (SVC), que se han utilizado frecuentemente para proporcionar una rápida compensación de potencia reactiva en puntos críticos de la red de
transmisión. Otro dispositivo comúnmente utilizado son los condensadores
en serie controlados mediante tiristores
(TCSC), que pueden proporcionar
compensación de potencia reactiva
además de amortiguar las oscilaciones
del sistema eléctrico. Un uso más sofisticado de la electrónica de corrientes
fuertes se emplea en los llamados
compensadores síncronos estáticos
(STATCOM). Este dispositivo puede
absorber y entregar potencia reactiva
al sistema en función de las fluctuaciones de tensión del sistema. El más refi-
nado de estos dispositivos es el Unified Power Flow Controller (UPFC). El
UPFC puede regular tanto la potencia
real como la reactiva en una línea, permitiendo un rápido soporte de tensión
y control del flujo de potencia. Se estima que los dispositivos FACTS pueden
ampliar la capacidad de transmisión de
líneas actualmente limitadas por consideraciones de tensión o de estabilidad
hasta entre el 20 y el 40 %.
Ventajas potenciales de la construcción y funcionamiento de redes de
transmisión sin limitaciones
Reducir los precios de la electricidad
La operación de las redes de transmisión sin restricciones proporciona un
acceso rentable de los generadores a la
carga y aumenta, por tanto, la eficiencia del mercado de la energía eléctrica.
La operación de una red de transmisión sin restricciones tiene la ventaja
potencial de que permite aprovechar al
máximo la diversidad de la forma de
carga regional que puede resultar de
diferentes condiciones climáticas y diferentes husos horarios. Consecuentemente, se pueden expedir recursos eficientes de generación a plena capacidad durante más horas, lo que permite
reducir el uso de recursos menos económicos.
Nota
6)
DOE: Departamento de Energía (USA)
7)
EPACT: Acta de Política Energética
8)
Véase también “Flexibilidad de redes eléctricas:
FACTS, una nueva forma de mejorar el flujo de
energía”, Rolf Grünbaum, Johan Ulleryd, Revista
ABB 4/2005 págs. 21–24.
Revista ABB 2/2007
Energía para la eficiencia
Redes eficientes energéticamente
pueden transportar entre tres y cuatro veces la potencia de los cables
convencionales con conductores de
cobre, y pueden sustituir a las líneas
o cables de transmisión en aquellos
puntos donde las limitaciones
medioambientales y de espacio imposibilitan el uso de líneas aéreas.
Las pérdidas de carga de los cables
HTS serán mucho menores que las
de las líneas aéreas o cables convencionales, incluso considerando la potencia requerida para refrigeración.
Un importante suministrador de superconductores alega que las pérdidas en los cables HTS son sólo el
0,5 % de la potencia transmitida en
comparación con el 5–8 % que se
pierde en los cables de potencia tradicionales. Además, el uso de superconductores sustituyendo al cobre en
los devanados de transformadores
puede reducir notablemente las pérdidas de carga. En el caso de un
transformador de 100 MVA, las pérdidas totales (pérdidas de carga, pérdidas en el núcleo y potencia de refrigeración) pueden ser del 65 al 70 %
de las pérdidas producidas en un
transformador convencional.
Mejorar la fiabilidad del sistema
Las redes de transmisión sin restricciones mejorarán potencialmente la fiabilidad global del sistema. Para un nivel
dado de reserva de capacidad, una red
de transmisión sin restricciones puede
proporcionar la energía de emergencia
adecuada desde regiones contiguas interconectadas a la región que sufre
múltiples averías catastróficas, como
pueden ser las pérdidas simultáneas de
varias unidades de generación y líneas
de transmisión.
Promover la reducción de emisiones y
la diversidad de combustibles
Las redes de transmisión sin restricciones proporcionan oportunidades para
el uso de fuentes de generación menos
contaminantes y de energía renovable,
situadas lejos de núcleos importantes
de población. Esto contribuirá, además, a mantener una mezcla equilibrada de recursos de generación regional,
de modo que la falta temporal de un
tipo de recurso no causará problemas
importantes.
Reducción de las pérdidas T+D de
energía por medio de un diseño optimizado y determinadas prácticas de
operación
A continuación enumeramos algunas
de las técnicas de reducción de pérdidas más utilizadas en el diseño y funcionamiento de sistemas T+D y que
permiten conseguir más eficiencia.
Los conductores: sustituir un conductor por otro mayor o añadir otros
conductores en paralelo
Ajustes de la tensión: adaptar una
parte de la red de transmisión o distribución para un nivel de tensión
más alto
Optimización de la tensión compensando la potencia reactiva, instalar
recursos de potencia reactiva en
puntos seleccionados para minimizar
la transferencia de potencia reactiva
en las redes T+D
Uso de HVDC para entregar energía
directamente a los mayores centros
de carga
Igualación de carga de fases
Los materiales superconductores a
temperaturas iguales o cercanas a la
del nitrógeno líquido tienen la capacidad de conducir electricidad con
una resistencia nula. Los cables superconductores a alta temperatura
(HTS), actualmente en desarrollo,
Revista ABB 2/2007
Otras importantes tecnologías y prácticas de diseño que pueden aumentar la
eficiencia de la red:
Más líneas de distribución subterráneas, que podrían reducir hasta el
80 % de las pérdidas de distribución
Redes de distribución de CC
Microrredes para eliminar la transmisión a larga distancia
Diseño de redes inteligentes automatizadas
Sistemas de control online en tiempo
real
Gestión de carga con mediciones inteligentes
Dispositivos de almacenaje de energía
Mejora de la eficiencia energética de
los aparatos de potencia
Otro factor clave para aumentar la eficiencia de los sistemas T+D es mejorar
el rendimiento energético de los aparatos eléctricos, que podría implementarse como parte de un programa para
gestionar mejor la demanda de energía,
contribuir a la seguridad del suministro
y mitigar el cambio climático.
Transformadores
En particular, las pérdidas de los transformadores de distribución constituyen
una parte considerable de las pérdidas
totales de los sistemas de transmisión y
distribución 11 12 . A partir de un estudio de los sistemas de transmisión y
distribución del Noroeste del Pacífico
se comprobó que los transformadores
de distribución acumulaban más del
30 % de las pérdidas, mientras que los
transformadores de las subestaciones
contribuían sólo con el 2 % [4]. Dada
su extendida aplicación y su larga vida
útil, los transformadores de distribución tienen un gran potencial de ahorro de energía. Desde el punto de vista
del ahorro energético, incluso un mínimo incremento del 0,1 % en la eficiencia de un transformador origina grandes ahorros de energía, ya que casi todos los transformadores están energizados las 24 horas del día.
Con las tecnologías disponibles actualmente es posible reducir rentablemente las pérdidas en los transformadores
en un 15 % como mínimo.
Para reducir las pérdidas, generalmente
se evalúan dos tipos, las pérdidas en el
núcleo y las pérdidas en los arrolla-
12
Las pérdidas del transformador debidas a la
carga se pueden reducir eligiendo adecuadamente los materiales y la geometría de
los devanados.
El potencial estimado de mejora de la
eficiencia energética por reducción directa de las pérdidas de transmisión y
distribución supera el 1 % de la energía
total entregada; esto representará un
valor 3.000 millones de dólares9) anuales.
Nota
9)
Basado en el precio medio nacional al por menor
de la electricidad en Estados Unidos en 2005.
19
Energía para la eficiencia
Redes eficientes energéticamente
mientos. Las pérdidas en el núcleo se
suelen denominan pérdidas no relacionadas con la carga, ya que se producen en el núcleo de un transformador
energizado, independientemente de
sus condiciones de carga. Cuando
un transformador está energizado las
24 horas del día durante todo el año,
las pérdidas equivalen a un importante
consumo de energía durante toda la vida útil del transformador (20–30 años).
Por otro lado, las pérdidas en arrollamientos se producen en los devanados
del transformador y varían con las condiciones de la carga 13 . De aquí que se
denominen pérdidas de carga.
Las pérdidas del transformador no debidas a la carga se pueden reducir
usando materiales de acero para el núcleo magnético u optimizando la forma
geométrica. A aumentar la sección
transversal del núcleo o reducir los
voltios por vuelta disminuye la densidad de flujo en el núcleo y por tanto
las pérdidas en el mismo. Si se reduce
la sección transversal de los conductores también se reducen las pérdidas no
debidas a la carga, ya que disminuye la
longitud del camino del flujo magnético. El problema que implican estos
pasos es que normalmente conllevan
mayores pérdidas de carga. Éstas se
pueden reducir de varias formas, por
ejemplo utilizando materiales con mayor conductividad como conductores
de mayor sección transversal o adoptando conductores de cobre en vez de
20
aluminio. Una forma de reducir las
pérdidas en los devanados es reducir
la longitud de los conductores de los
mismos. Menores secciones transversales del núcleo magnético y un pequeño número de vueltas reducen también
las pérdidas en los devanados. Los
transformadores superconductores, en
particular, tienen pérdidas mínimas en
los devanados.
Estas explicaciones muestran que los
pasos para reducir las pérdidas no debidas a la carga a menudo originan
mayores pérdidas debidas a la carga y
viceversa. Por consiguiente, reducir las
pérdidas del transformador es un proceso de optimización que implica factores físicos, tecnológicos y económicos regulados por cierta forma de análisis económico del ciclo de vida. Casi
siempre es necesario considerar una
solución alternativa o de equilibrio
sobre el material del núcleo/devanado
y el diseño, y sobre el modo en que el
comprador evalúa el Coste Total para
la Propiedad (TCO) del transformador.
Esta evaluación tiene en cuenta el coste inicial del transformador, además del
coste del ciclo de vida, inclusive las
pérdidas.
Las compañías eléctricas suelen evaluar
el TCO durante el proceso de compra.
Los consumidores industriales y comerciales, que pagan directamente sus
pérdidas de energía, paradójicamente
tienen menos interés por las evaluaciones TCO, debido en parte a sus prácticas de compra y a los ciclos de vida
relativamente cortos de los transformadores.
La eficiencia energética de los transformadores está mejorando en muchos
mercados debido a las políticas y programas gubernamentales y a las fuerzas del mercado. El Acta de la Energía
de Estados Unidos, de 1992, exigía que
el DOE proporcionara un análisis de
costes-beneficios de los transformadores de distribución en relación con el
aumento de la eficiencia energética. El
estudio realizado por ORNL (Oak Ridge National Laboratory) determinó que
las ventajas de la eficiencia energética
son técnicamente viables y originan
sustanciales ahorros de energía, del
orden de 3,6 a 13,7 quads10) durante el
Nota
10)
1 Quad = 1015 BTU = 2,931·1011 kWh =
1,055·1018 Julios
período 2000–2030 [5]. En 1995, la
Agencia de Protección del Medio Ambiente (EPA) lanzó el programa Energy
Star Transformer en asociación con
compañías eléctricas para promocionar
y apoyar el uso de transformadores de
distribución rentables, de alta eficiencia. Este programa ha despertado y
aumentado la conciencia pública de la
eficiencia energética como medio de
reducir la emisión de gases de efecto
invernadero.
Los transformadores de distribución
energéticamente eficientes han sido
recientemente el centro de atención
mundial 14 . Canadá, México, y los estados de California, Massachussets, Nueva York, Minnesota, Vermont, Wisconsin y Oregón ya han adoptado programas de eficiencia energética. Además,
estos programas son apoyados y promocionados por el Consorcio para la
Eficiencia energética (CEE), una organización norteamericana sin ánimo de
lucro que promociona productos y servicios de uso eficiente de la energía.
Aunque hasta hoy no se han promulgado normas obligatorias sobre eficiencia, la industria dispone de varios
estándares para evaluar la eficiencia
energética de los transformadores de
distribución. Por ejemplo, las normas
de la Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA), TP1, 2 y 3 pueden ser adoptadas voluntariamente por
los vendedores de transformadores para determinar la eficiencia energética y
medir el consumo de energía de los
transformadores de distribución. NEMA
TP-3 proporciona una guía para clasificar los transformadores por su eficiencia energética. El estándar IEEE
PC57.12.33 ayuda a evaluar las pérdidas de los transformadores de distribución. Esta norma, en fase de borrador,
es más detallada que NEMA TP-1.
La Oficina de Eficiencia Energética y
Energía Renovable del Departamento
de Energía de Estados Unidos emitió
recientemente una Notificación de
Reglamentación Propuesta (NOPR) que
establece normas mínimas de eficiencia
energética para transformadores de
distribución de media tensión, secos o
sumergidos en líquido. Se espera que
los nuevos requisitos de eficiencia
afecten aproximadamente al 50–60 %
de los transformadores de distribución
producidos hoy día. Estos transformadores usan normalmente calidades de
acero de buen precio y fácilmente disRevista ABB 2/2007
Energía para la eficiencia
Redes eficientes energéticamente
ponibles, las conocidas en la industria
como M4, M5 y M6. La mejora propuesta de eficiencia energética requiere el uso de calidades de aceros M2 y
M3, más eficientes, en el núcleo de silicio de grano orientado. Además, este
requisito impone una exigencia adicional al material altamente eficiente del
núcleo, ya que los transformadores de
tipo seco se construyen generalmente
con núcleo de acero sin grano orientado. En consecuencia, el coste final del
transformador y la disponibilidad de
productos básicos de suministro para
transformadores energéticamente eficientes serán retos evidentes en la fase
de implementación. El DOE exigirá
finalmente transformadores energéticamente eficientes, pero en el horizonte
actual aún no se vislumbra la implementación. Siguiendo a este mandato
del DOE se adoptarán documentos
13
Principio del transformador
(fuente: Precision Graphics)
tensión
primaria
14
El camino ante nosotros
En las secciones precedentes se han
presentado tecnologías que pueden ser
aplicables individualmente o en distintas combinaciones para aumentar la
eficiencia del sistema de potencia. El
potencial mundial de ahorro de energía es enorme. Se estima que, sólo en
Estados Unidos, el potencial de ahorro
energético por reducción de las pérdidas de transmisión y distribución es
mayor que el 1 % de la energía total
entregada, lo que equivale a un valor
de mercado en torno a los 3.000 millones de dólares. Además, mejorar los
sistemas T+D permitiría ahorrar costes
de congestión, que ascienden a miles
de millones de dólares anuales.
Para reducir el consumo es necesario
establecer implantar normas industriales sobre la eficiencia energética
de los aparatos eléctricos.
Hoy día se dispone de tecnologías que
permiten mejorar notablemente la eficiencia de los sistemas T+D de todo el
mundo. El despliegue de estas tecnologías no depende sólo de sopesar las
ventajas a largo plazo y los costes, sino
también de las prácticas usuales de las
compañías eléctricas, del apoyo de que
presten las normativas y del respaldo
de la sociedad. Las tecnologías avanzadas de ABB, aunadas con un óptimo
diseño y buenas prácticas operativas,
contribuirán de forma muy importante
a hacer más eficientes los sistemas de
energía del mundo.
Enrique Santacana
núceo de hierro
flujo
magnético
NEMA acordes con los esfuerzos mundiales para un uso eficiente de la energía que se están realizando sobre todo
en Norteamérica y en los mercados
CEI.
tensión
secundaria
Transformador trifásico NA con polos
superiores
Además, la transmisión y distribución
eléctrica es muy importante para optimizar la cartera de generación y reducir el consumo de combustibles fósiles
por medio del acceso a fuentes de
energía limpia y renovable.
El siguiente mapa de ruta ha sido desarrollado por el grupo de trabajo Energy
Task Force T+D, en el que participaban destacadas compañías eléctricas y
vendedores T+D de EE UU.
Se requiere una inversión adecuada
para ampliar la capacidad y controlabilidad de la red y permitir el despliegue y uso óptimos de los recursos de generación eléctrica.
Para ahorrar energía es esencial contar con un diseño y operación óptimos de la red con tecnologías y
prácticas avanzadas.
ABB Inc, Power Technology Products
Norwalk, CT, USA
[email protected]
Tammy Zucco
Strategic Marketing for Power Products and
Power Systems Divisions
Raleigh, NC, USA
[email protected],
Xiaoming Feng
Jiuping Pan
Mirrasoul J. Mousavi
Le Tang
ABB Inc, Corporate Research
Raleigh, NC, USA
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Agradecimientos
Los autores desean agradecer a Business Round Table su autorización para usar el material del mapa de ruta
recomendado, desarrollado por el grupo de trabajo Energy Task Force T+D, que incluía a destacadas compañías eléctricas y vendedores de T+D de Estados Unidos, liderados por ABB. Las opiniones que se expresan
aquí no son necesariamente compartidas BRT.
Bibliografía
[1] Dyer, J., U.S. Department of Energy Transmission Bottleneck Project Report, 2003
[2] Why Are Electricity Prices Increasing? A Report Prepared by The Brattle Group for for Edison Electric Institute
(EEI),2006
[3] Energy Information Administration (www.eia.doe.gov)
[4] Hammons, T. J., Kennedy, B., Lorand, R., Thigpen, S., McConnell, B. W., Rouse S., Prevost, T. A.,
Pruess, C., Dade, S. J., Ramanan, V. R., and Baldwin, T. L., “Future trends in energy-efficient
transformers”, IEEE Power Engineering Review, pp. 5–16, July 1998.
[5] http://www-cta.ornl.gov/cta/Publications/Reports/ORNL-6847.pdf, retrieved April 2007
Revista ABB 2/2007
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