control de la demanda eléctrica información básica junio 2001
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Control de la demanda eléctricaControl de la demanda eléctrica
Información básicaInformación básica
Junio 2001
Contenido
1. Antecedentes (SEN)
2. Tarifas horarias
3. Alternativas de ahorro
4. Metodología Conae
5. Asistencia Técnica
1. Antecedentes
A. Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
Áreas, estructura y comportamiento
B. Programas de DSM
Razones, objetivos y tipos
A. Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
• En las últimas décadas, el SEN ha evolucionado
a un ritmo acelerado
• En 1960 la capacidad instalada de generación en
México era de 3,021 MW , alimentado por
sistemas eléctricos independientes entre sí
Evolución del SEN (1)
• Utilización de mayores tensiones de transmisión (230 y 400 kV)
• Interconexión de sistemas
• Desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos
Evolución del SEN (2)
• Aprovechamiento de la energía geotérmica, la
energía nuclear, el carbón y la energía eólica
• Se ha incorporado el uso de tarifas con
diferenciación horaria como instrumento para
administrar la demanda eléctrica.
Áreas del Sistema Eléctrico Nacional
1.- Noroeste
2.- Norte
3.- Noreste
4.- Occidental
5.- Central
6.- Oriental
7.- Peninsular
8.- Baja California
9.- Baja California Sur
Las siete primeras se encuentran interconectadas entre sí y
forman el Sistema Interconectado Nacional (SIN)
El SEN se divide en nueve áreas:
Áreas del SEN: Planeación de capacidad
Observaciones del SEN (1)
• Las dos áreas de la península de Baja
California, permanecen como sistemas
independientes
• El sistema eléctrico de Baja California tiene
interconexiones con la red eléctrica de EUA
para importar y exportar
Observaciones del SEN (2)
• Esto le ha permitido a la CFE, realizar
transacciones internacionales de energía con
varias compañías eléctricas de EUA y recibir
apoyo en situaciones de emergencia
• Para 1999 el SEN tenía una capacidad de
generación de 35,667 MW y 425,408 km de
líneas de transmisión en niveles de tensión de
2.4 a 400 kV
Principales centrales de generación
Capacidad efectiva por área en (MW) diciembre de 1999
Estructura del SEN por tipo de generación
Área
Hid
roel
éctr
ica
Tér
mic
aC
onve
ncio
nal
Cic
loco
mb
inad
o
Tur
boga
s
Com
bu
stió
nin
tern
a
Dua
l
Car
boel
éctr
ica
Geo
term
oelé
ctri
ca
Nuc
leoe
léct
rica
Total
Noroeste 941 2,162 273 3,376
Norte 28 1,074 722 253 2,077
Noreste 118 1,715 378 455 2,600 5,265
Occidental 1,798 3,466 218 122 2,100 88 7,792
Central 1,524 2,474 482 374 4,854
Oriental 5,250 2,217 452 43 44 1,368 9,334
Peninsular 442 212 387 1 1,041
BC 620 327 2 620 1,569
BCS 113 126 75 314
Zonas aisladas 5 39 45
Total 9,619 14,283 2,463 2,364 118 2,100 2,600 752 1,368 35,667
Capacidad efectiva al 31-dic-99
Capacidad de generación: 35,667MW (dic-99)
Hidroeléctrica27.0%
Nucluar3.8%
Geotérmica y éolica 2.1%
Carboeléctrica7.3%
Dual5.9%
Hidrocarburos53.9%
Generación bruta de electricidad en 1999
Generación bruta de electricidad en 1999: 180,911 GWh
Hidroeléctrica18.1%
Nucluar5.5%
Geotérmica y éolica 3.1%
Carboeléctrica10.1%
Dual6.2%
Hidrocarburos57.0%
Regionalización tarifaria
Baja California
Baja California Sur
Noroeste Noreste
Norte
CentralSur
Peninsular
Demanda en periodo punta: SEN
20,000
20,500
21,000
21,500
22,000
22,500
23,000
23,500
24,000
24,500
25,000
Meses (1998)
De
ma
nd
a M
W
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
Meses (1998)
MW
Noreste
NorteNoroeste
Península de B.C.
Demandas punta: Región norte del país
B. Programas de DSM(Administración del lado de la Demanda)
• Fenómeno que se presenta en el contexto del ahorro de
energía a nivel mundial
• Para las suministradoras, es más barato invertir en
modificar los consumos de los usuarios que en construir
nuevas plantas de generación
• La DSM es una actividad plenamente desarrollada en EUA
Razones para la DSM (1)
• La DSM se originó fundamentalmente como
resultados de los incrementos en los costos de
generación eléctrica durante el “shock” petrolero
de 1973
• Impactos en los costos de generación
Aumento del precio del petróleo (principal costo de
operación)
Aumento del costo del capital (principal costo de
inversión)
Razones para la DSM (2)
• Estos incrementos de costos fueron reflejados en
las tarifas que se cobran por el servicio
• Las preocupaciones ambientales se convirtieron
en una razón complementaria para justificar la
DSM
Razones para la DSM (3)
• Las empresas eléctricas tienen condiciones únicas
para ayudar a usuarios a mejorar la eficiencia en su
uso de la electricidad:
Conocen quienes son los usuarios
Conocen sus hábitos de consumo
Se comunican con ellos por lo menos una vez al mes
Objetivos de los programas de DSM
• Eficiencia energética
• Reducción de picos de demanda
• Desplazamiento de picos
• Llenado de “valles”
Tipos de programas de DSM
• Información
• Instalación directa
• Incentivos económicos
• Tarifas alternativas
Tipos de programasde DSM: Información
• Folletos
• Maneras de ahorrar energía
• Auditorias energéticas
Programas de DSM: Instalación
• Equipos eficientes en el uso de la electricidad
• Hacer uso de las tecnologías existentes que
contribuyan al ahorro de energía
Programas de DSM:Incentivos económicos
• Subsidios a compra de equipos de alta eficiencia
• Bonificaciones a fabricantes y distribuidores de
estos equipos y/o préstamos de bajo interés
Programas de DSM:Tarifas alternativas
• Las tarifas alternativas más comúnmente
aplicadas en programas de DSM son las
tarifas horarias
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24450
500
550
600
650
700
750
800
DENTRO FUERA
2. Tarifas horarias
• Funciones de las tarifas
• Señal de las tarifas horarias
• Costos marginales
• Tarifa HM
Tarifas horarias
• CFE diseña tarifas horarias que dan señales
económicas claras a los usuarios (principalmente
industriales) para hacer un uso más racional de la
electricidad
• Las tarifas horarias reflejan los costos que para la CFE
representa el proveer electricidad en horas pico (que es
la hora en la cual CFE tiene que tener el mayor número
de plantas en operación)
Función Productiva-Social
• Decisiones del Gobierno Federal• Mecanismo Económico-Redistributivo• Subsidios a usuarios de menores
recursos y/o sectores productivos
Función Económica Señal de costo marginal
para influir en el perfil de la demanda, y promover la eficiencia económica
Función Financiera Generación de recursos
para sufragar costos totales y ampliaciones futuras
Funciones de las tarifas
Señal de las tarifas horarias
• El consumo de energía en las horas base es más
económico que en el periodo punta
• El pago por concepto de energía en el periodo punta es
mayor debido a que CFE tiene que operar sus equipos
más caros para el suministro de energía en este periodo
Costos marginales de capacidad
generación
• turbogás .
• sistema adaptado
redes
• transmisión
• subtransmisión• distribución .
• costo incremental promedio . de largo plazo
Uso de costosmarginales de suministro
• La tarificación de la energía eléctrica basada en
los costos marginales de largo plazo del sistema
eléctrico, da una señal económica a la clientela
que favorece la eficiencia económica global
• Costos Marginales de Capacidad
• Costos Marginales de Energía
• Reconocen diferencias horarias, regionales y
estacionales
Diseño de las tarifas
costos marginales
energía
capacidad
cargos tarifarios
energía
demanda
Tarifa HM (horaria media tensión)
Aplicación:
Esta tarifa se aplicará a los servicios que se destine
la energía a cualquier uso, suministrados en media
tensión, con demanda de 100 kW o más.
Tendencia de la Tarifa HM
• Con el transcurso del tiempo, va incorporando a un mayor número de usuarios:
noviembre de 1991: 1000 kW
noviembre de 1996: 500 kW
diciembre de 1997 : 300 kW
diciembre de 1998: 100 kW
Conceptos de facturación
• Demanda eléctrica por periodos
• Consumo de energía por periodos
• Demanda facturable
• Factor de carga
• Periodos base, intermedio y punta
Demanda eléctrica por periodos
Es la demanda máxima medida para cada uno de
los periodos
Demanda base (DB)
Demanda intermedia (DI)
Demanda punta (DP)
Consumo de energía por periodos
Es el consumo de energía medido en cada uno de
los periodos
Consumo base (CB)
Consumo intermedia (CI)
Consumo punta (CP)
Demanda facturable
Definida por la relación de demandas en los diferentes periodos; fórmula:
DF = DP + FRI max(DI - DP,0) + FRB max(DB - DPI,0)
DPI es la demanda máxima de los periodos punta e
intermedio
FRI y FRB son factores de reducción que dependen de la tarifa y región
¿Qué pasa sí? DB < DP > DI
Datos: DP = 1,000 Región: CentralDI = 800 FRI: 0.300DB = 600 FRB: 0.150
DF = DP + FRI max(DI - DP,0) + FRB max(DB - DPI,0)
DF = 1,000 + FRI (- 1,000, 0) + FRB (- 1,000, 0)
DF = 1,000
es decir, DF = DP
¿Qué pasa sí? DB < DI > DP
Datos: DP = 800 Región: Central DI = 1,000 FRI: 0.300 DB = 600 FRB: 0.150
DF = DP + FRI max(DI - DP,0) + FRB max(DB - DPI,0)
DF = 800 + 0.300 max(1,000 - 800, 0) + 0.150 max(600 - 1,000, 0)
DF = 800 + 0.300 (200) + 0.150 (0)
DF = 800 + 60 = 860
es decir, DF > DP, pero DF < DI
¿Qué pasa sí? DI<DB>DP y DI<DP
Datos: DP = 800 Región: Central DI = 600 FRI: 0.300 DB = 1,000 FRB: 0.150
DF = DP + FRI max(DI - DP,0) + FRB max(DB - DPI,0)
DF = 800 + 0.300 max(600 - 800, 0) + 0.150 max(1000 - 800, 0)
DF = 800 + 0.300 (0) + 0.150 (200)
DF = 800 + 0 + 30 = 830
es decir, DF > DP, pero DF < DB
¿Qué pasa sí? DI<DB>DP y DI>DP
Datos: DP = 600 Región: Central DI = 800 FRI: 0.300 DB = 1000 FRB: 0.150
DF = DP + FRI max(DI - DP,0) + FRB max(DB - DPI,0)
DF = 600 + 0.300 max(800 - 600, 0) + 0.150 max(1000 - 800, 0)
DF = 600 + 0.300 (200) + 0.150 (200)
DF = 600 + 60 + 30 = 690
es decir, DF > DP, pero DF < DB
Nota: La DF es menor que en cualquiera de los casos anteriores
Factor de Carga (F.C.)
• Indicador de la forma en que se usa la energía
eléctrica en una instalación
• Se puede interpretar como una medida de
aprovechamiento de la energía consumida con
relación a la demanda máxima
Fórmulas del F.C.
Consumo de energía (kWh/m)
Demanda máxima (kW) x periodo (h/m)= x 100 [%]
Demanda media (kW)
Demanda máxima (kW) = x 100 [%]
Efectos al incrementar el F.C.
• Se busca reducir la facturación eléctrica, para lo cual trataremos de disminuir principalmente DP
• Al aumentar el F.C. se obtiene una reducción en el precio unitario de la energía.
factor de carga
ce
nt /
kWh
0
20
40
60
80
100
120
10% 30% 50% 70% 90%
DP > DI
DP = cero
Periodos tarifarios (1)
Ejemplo: Tarifa HM, Región Noroeste
Del 16 de mayo, al sábado anterior al último domingo de octubre
Día de la semana Base Intermedio Punta
lunes a viernes0:00 - 13:0017:00 - 20:0023:00 - 24:00
13:00 - 17:0020:00 - 23:00
sábado 0:00 - 24:00
domingo y festivo 0:00 - 24:00
Periodos tarifarios (2)
Del último domingo de octubre al 15 de mayo
Día de la semana Base Intermedio Punta
lunes a viernes0:00 - 17:0022:00 - 24:00
17:00 - 22:00
sábado0:00 - 18:0022:00 - 24:00
18:00 - 22:00
domingo y festivo0:00 - 19:0021:00 - 24:00
19:00 - 21:00
Tarifa HM: Cuotas aplicables (may/01)
RegiónCargo
kW
CargoKWhpunta
CargoKWh
intermedia
CargoKWhbase
Baja California $ 98.51 $ 1.3462 $ 0.3726 $ 0.2931
Baja California Sur $ 94.63 $ 1.0803 $ 0.5169 $ 0.3660
Central $ 68.30 $ 1.2900 $ 0.4129 $ 0.3447
Noreste $ 62.77 $ 1.1920 $ 0.3833 $ 0.3138
Noroeste $ 118.59 $ 1.1422 $ 0.4092 $ 0.3292
Norte $ 63.07 $ 1.2006 $ 0.3869 $ 0.3148
Peninsular $ 70.53 $ 1.3497 $ 0.4326 $ 0.3318
Sur $ 68.30 $ 1.2634 $ 0.3947 $ 0.3278
Factores de reducción:
FRI.- Factor de reducción en el periodo intermedio
FRB.- Factor de reducción en el periodo base
Región Tarifa H-M
FRI FRB
Baja California 0.141 0.070
Baja California Sur 0.195 0.097
Central 0.300 0.150
Noreste 0.300 0.150
Noroeste 0.162 0.081
Norte 0.300 0.150
Peninsular 0.300 0.150
Sur 0.300 0.150
Principales cargos en la facturación
• Cargo por demanda facturable
• Cargo por consumo
• Bonificación por alto factor de potencia o cargo
por bajo factor de potencia, según sea el caso
• Derecho de alumbrado público (DAP)
• Impuesto (IVA)
3. Alternativas de ahorro
a) Administración de la energía
Medidas operacionales
Medidas tecnológicas
Normas de eficiencia
b) Control de la demanda
Alternativas tecnológicas
Sistemas de control
a) Administración de la energía
Son todas aquellas medidas que permiten
optimizar el uso de la energía, mejorando (o sin
afectar) la operación el proceso o el confort de la
instalación
La aplicación de estas medidas permiten reducir
el consumo de energía, pero no siempre la
demanda eléctrica
Ejemplo: Admón. de la energía
0.
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
Prom. Actual 0.35 0.30 0.28 0.27 0.27 0.28 0.34 0.44 0.59 0.73 0.80 0.83 0.83 0.82 0.81 0.77 0.72 0.68 0.69 0.71 0.71 0.64 0.55 0.45
Prom. Compactado 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.30 0.70 0.80 0.83 0.83 0.82 0.83 0.70 0.82 0.81 0.77 0.72 0.65 0.50 0.30 0.15 0.15 0.15 0.15
H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24
Dem
an
da
u
nit
ari
a
Sistema de iluminación (1)
Medidas operacionales
• Apagado de luces cuando no se requieran
• Seccionamiento de circuitos / apagadores
• Adecuar niveles de iluminación
• Uso de tragaluces
• Limpieza de luminarios
• Pintar interiores con colores claros
« Nota: Consultar medidas operacionales, indicadas el el Programa de Ahorro de Energía en Inmuebles de la Administración pública Federal, página Conae en Internet
Sistema de iluminación (2)
Medidas tecnológicas
• Equipo eficiente Lámparas compactas fluorescentes y T8 Balastros electrónicos Reflectores especulares
• Controles automáticos Sensores de presencia Sensores de luz, etc.
« Nota: Consultar Módulo de iluminación
(página Conae en Internet)
Sistema de iluminación (3)
Normas aplicables
• NOM-007-ENER-1995Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en edificios no residenciales
• NOM-013-ENER-1996Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en vialidades y exteriores de edificios
• NOM-017-ENER-1997Lámparas fluorescentes compactas de uso residencial
« Nota: Consultar normas de niveles de iluminación, NOM-025-STPS-1994 y el Handbook IESNA, capítulo 11 (once)
Sistema de fuerza: motores (1)
Medidas operacionales
• Equipos Evitar equipos sobredimensionados
• Conexiones Revisar empalmes y aprietes
• Operación Evitar que operen en vacío Evitar fugas (bombas y compresores) Checar niveles de aceite Mantenimiento (limpieza)
Sistema de fuerza: motores (2)
Medidas tecnológicas
• Equipos Motores de alta eficiencia
• Controles Variadores de velocidad (bombas y ventiladores) Sensores de operación (presión, nivel, etc.)
• Operación Corregir el factor de potencia Bandas dentadas (transmisión) Aceites especiales
Sistema de fuerza: motores (3)
Normas aplicables
• NOM-001-ENER-1995Eficiencia energética de bombas verticales
• NOM-006-ENER-1995Eficiencia energética electromecánica en sistemas de bombeo para pozo profundo
• NOM-010-ENER-1996Eficiencia energética de bombas sumergibles
• NOM-014-ENER-1996Eficiencia energética de motores monofásicos
• NOM-016-ENER-1997Eficiencia energética de motores trifásicos
Sistema de aire acondicionado (1)
Medidas operacionales
• Diseño Ubicación correcta del termostato Aislamiento de ductos y tuberías
• Controles Ajuste de la temperatura de confort (set point)
• Operación Eliminar fugas de aire Limpiar filtros de aire Mantenimiento continuo
Refrigerante
Refrigerante
Alta Presión
Sistema de aire acondicionado (2)
Medidas tecnológicas
• Envolvente Aislamiento térmico (techos y paredes) Cubrir cristales con películas reflejantes Ventanas doble cristal
• Equipos Compresores de alta eficiencia Operación de chillers en etapas
• Sistemas Distribución de aire variable Economizador de aire
Sistema de aire acondicionado (3)
Normas aplicables
• NOM-073-SCFI-1994Eficiencia energética en acondicionadores tipo cuarto
• NOM-009-ENER-1995Eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales
• NOM-011-ENER-1996Eficiencia energética de acondicionadores de aire tipo central
b) Control de la demanda
Son aquellas medidas que tienden a limitar los
niveles de demanda máxima facturable, en razón
de los precios tarifarios
La aplicación de estas medidas permiten reducir
la demanda eléctrica facturable, pero no siempre
el consumo de energía
Establecer límites de demanda máxima
0
20
40
60
80
100
0 2 4 5 6 7 8 10 12 14 16 18 20
Minutos
% A
mp
s C
arg
a p
len
a
Con limite Demanda
Sin limite Demanda
Traslado de cargas (1)
Operar equipos en horarios dónde la energía sea
más económica
Horario base e intermedio
Evitar operar cargas no necesarias en el proceso
Anuncios publicitarios
Bombas para almacenamiento de agua
Establecer niveles de demanda máxima y mínima
Traslado de cargas (2)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
h/día (L-V)
De
ma
nd
a (
kW)
Intermedio
PuntaPunta
Inte
rmed
io
Inte
rmed
io
Evitar o trasladar cargas del periodo punta al intermedio
Incremento del factor de carga
Se pretende aprovechar la energía consumida con
relación a la demanda máxima
Se busca reducir la facturación eléctrica
Disminuir principalmente DP
Al aumentar el F.C. se obtiene una reducción en el
precio unitario de la energía
Incremento del factor de carga
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
h/día (L-V)
De
ma
nd
a (
kW)
Intermedio
PuntaPunta
Inte
rmed
io
Inte
rmed
io
Al incrementar el F.C., evitamos picos excesivos de demanda
¿Cómo se puede incrementar el F.C.? (1)
1. Aumentando el consumo de energía Se mantiene constante la demanda
Observaciones Los equipos deben operar más horas
El costo por kWh disminuye, sin embargo,
La facturación aumenta
Demanda (kW) x periodo (h/m) x F.C. = = [kWh]Consumo
¿Cómo se puede incrementar el F.C.? (2)
2. Disminuyendo la demanda eléctrica Se mantiene constante el consumo de energía
Observaciones Se pueden establecer los niveles de demanda máxima (control de la
demanda)
El costo por kWh disminuye, y
La facturación eléctrica también disminuye
Consumo de energía (kWh/m)
periodo (h/m) x F.C. = = [kW] Demanda
Métodos para limitar la demanda
b.1) Alternativas tecnológicas
Termoalmacenaje
Autoabastecimiento
Cogeneración
b.2) Sistemas de control
Control manual
Control automático
BAC Modular ICE CHILLER
b.1) Alternativas tecnológicas (1)
Termoalmacenaje
Es la práctica de utilizar un Chiller o una planta de
refrigeración para fabricar y almacenar hielo fuera de las
horas de demanda punta, para proveer parcial o totalmente
los requerimientos de enfriamiento en las horas de demanda
pico
Se aplica en una amplia gama de sistemas de aire
acondicionado y de enfriamiento para procesos industriales
Almacenaje parcial
050
100150200250300350400450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Hora del Día
Car
ga d
e E
nfri
amie
nto
Almacenaje total
050
100150200250300350400450
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Time of Day
Coo
ling
Loa
d
b.1) Alternativas tecnológicas (2)
Autoabastecimiento
Es la generación de energía eléctrica para las
satisfacciones de las necesidades propias
Los generadores podrán destinar toda o parte de su
producción
b.1) Alternativas tecnológicas (3)
Cogeneración
La producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas.
La producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, o
La producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos de que se trate
Cogeneración vs. Generaciónde energía eléctrica convencional
GENERACIÓN DE ENERGÍAGENERACIÓN DE ENERGÍA
50%50%PÉRDIDASPÉRDIDAS
CONDENSADOSCONDENSADOS
15%15%PÉRDIDASPÉRDIDAS
ASOCIADASASOCIADASCALDERACALDERA
2%2%OTRASOTRAS
33%33%ENERGÍAENERGÍA
ELÉCTRICAELÉCTRICA
100 %100 %
100 %100 % C O G E N E R A C I Ó NC O G E N E R A C I Ó N
15%15%PÉRDIDASPÉRDIDAS
ASOCIADASASOCIADASCALDERACALDERA
1%1%OTRASOTRAS
84%84%ENERGÍAENERGÍA
ELÉCTRICAELÉCTRICAYY
CALOR A CALOR A PROCESOPROCESO
Sistemas de Cogeneración
A) TURBINA DE VAPOR
A) TURBINA DE VAPOR
B) TURBINA DE GASB) TURBINA DE GAS
C) CICLO COMBINADOC) CICLO COMBINADO D) MOTOR ALTERNATIVOD) MOTOR ALTERNATIVO
E.TE.T
E.TE.T
E.TE.T
E.TE.T
E. EE. E
E. EE. E
E. EE. E E. EE. E
COMBCOMB
COMBCOMB
COMBCOMB
COMBCOMB
G.VG.V
R.CR.C
R.CR.CR.CR.C
E. EE. E
b.2) Sistemas de control
Control manual
Controles de encendido y apagado
Control automático
Controles programables
Sistemas de control inteligente
Control manual
Se realiza con los propios equipos de
arranque/paro (inversión cero)
La secuencia de paro la realiza el propio
personal (acciones momentáneas)
No se cuenta con monitoreo de la demanda
(incertidumbre de beneficios)
Control automático (1)
Controles programables
Sistema modular que actúa sobre
una señal, que temporalmente
desconecta cargas eléctricas
predeterminadas
Manejan niveles de prioridad para
distintos horarios y fechasAdaptive ControlTM TM
TRANE
Next
Enter
Cancel Stop
+
Custom Report
ChillerReport
CycleReport
Pump/Purge
Report
OperatingSettings
ServiceSettings
ServiceTests
-
Auto
Diagnostics
Active Chilled Water Setpt: 42.0 FEvap Leaving Water Temp: 42.0 F
REPORT GROUP
SETTINGS GROUP
Alarm
Previous
Control automático (2)
Sistemas de control inteligente
Sistema que integra a un conjunto de módulos
Provee el control sobre procesos para que sean seguros,
confiables, precisos y eficientes, lo cual es posible
monitoreando y controlando los sistemas mecánicos y
eléctricos
Pueden incorporarse otras opciones, como señales de falla de
equipos, niveles de confort por horario y clima exterior, etc.
Sistema de control inteligente
Estrategias de Control
Tiempos y horarios
Horarios calendario
Días festivos
Ciclos de carga
Monitoreo de la demanda
Límite de demanda
C O O L H E A T
S U P P L Y A I R W A R M U P
M A N U A LR U N - C L O C K +
S Y S T E M
F A N
T E M PT I M E
Programación del controlador
Definir el punto de referencia sobre el cual se basarán sus funciones
El punto de referencia se determina conjuntamente con el personal de producción, mantenimiento e ingeniería
Durante la operación del sistema se establecen los rangos de ajuste (arriba y abajo), dependiendo de las cargas seleccionadas y la flexibilidad del proceso
Operación del controladorD
em
an
da
má
xim
a
Tiempo
Inicia separación de cargas
Reincorporación de cargas
ALTA DEMANDA PERMITIDA
BAJA DEMANDA PERMITIDA
Métodos de operación de un controlador
• Método de carga instantánea
• Método de la demanda acumulada
• Proyección de la curva de demanda
TiempoTiempo
Car
gaC
arga
Método de carga instantánea
La potencia demandada se mide continuamente y se
compara con el punto de referencia
Se recomienda en instalaciones con régimen de
operación continua
El nivel de operación normal esta muy cerca del punto
de referencia superior preseleccionado
Desventaja: cada vez que entra alguna nueva carga, el
controlador actúa poniendo fuera alguna otra carga
Método de carga instantáneaD
em
an
da m
áxim
a
Actúa el controlador
Reestablecimiento de cargas
ALTA DEMANDA PERMITIDA
BAJA DEMANDA PERMITIDA
Tiempo
Método de la demanda acumulada
Esta basada en la relación de la demanda acumulada
y los límites de alta y baja demanda permisible
Por lo tanto, las líneas de referencia (superior e
inferior) no son horizontales, sino inclinadas
La línea de referencia superior corresponde a la
demanda acumulada máxima permisible en un
momento dado
Método de la demanda acumulada
Demanda instantanea y acumulada
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Horas
De
ma
nd
a
má
xim
a
Demanda instantanea Demanda acumulada
Demandainstantanea
500 350 50 400 900 100 30 100
Demandaacumulada
500 850 900 1300 2200 2300 2330 2430
1 4 7 10 13 16 19 22
Actúa el controlador
Proyección de la demanda
Predicción del valor de la demanda en un tiempo t+1 de
manera que el controlador se anticipa al momento de
rebasar el punto de referencia
Al tomar acciones anticipadas, se asegura prácticamente
que en ningún momento se rebase el límite superior de
referencia
Se recomienda en instalaciones donde las características
del proceso presentan variaciones continuas en el nivel
de demanda
Proyección de la demandaD
em
an
da m
áxim
a
Tiempo
t-2 t-1 t t+1
Dm t+1
Dm t
Dm t-1Dm t-2
4. Metodología Conaepara el control de la demanda
• Aspectos relevantes
• Objetivos
• Campo de aplicación
• Actividades para realizar un estudio
• Requerimientos de uso
• Análisis de información
• Potenciales de ahorro
• Informe final
Aspectos relevantes
Se plantea como una alternativa de ahorro, en sistemas ya eficientes
Se requiere de un alto conocimiento del proceso productivo y su capacidad de flexibilidad
Demanda un mayor conocimiento sobre los consumos horarios, particulares y totales (mediciones)
Conocimiento claro sobre costos de producción, energía y su balance
Objetivos
• Determinar los potenciales de ahorro al aplicar
medidas de control, manual o automático, que
modifiquen los patrones de consumo y/o
demanda eléctrica en periodo punta
• Estimar los posibles potenciales de ahorro al
aplicar medidas de administración de la energía,
a través de índices energéticos
Campo de aplicación
• Empresas con suministro de energía en tarifa (H-M)
• Empresas que tengan la factibilidad de modificar
sus patrones de consumo y/o demanda eléctrica, o
bien controlar la operación de cargas en periodo
punta, por lo menos 15 minutos
Actividades para realizar un estudio
Actividades del Usuario
Realizar el levantamiento de datos
Capturar la información, y
Enviar la información vía e-mail a la Conae
Actividades de la Conae
Analizar la información proporcionada por el Usuario
Estimar los potenciales de ahorro
Elaborar y entregar al Usuario un informe final
Requerimientos de uso
Una computadora, requisitos mínimos:
Procesador 486
5 MB de memoria libre en disco duro (máximo)
16 MB de memoria en Ram
Windows 95
Conexión a Internet
Correo electrónico (e-mail)
Análisis de información
Facturaciones eléctricas
Producción mensual
Censo de cargas que operan actualmente en periodo
punta y que pueden ser desconectadas
Nota: La precisión de los resultados dependerá de la veracidad de la
información
Potenciales de ahorro
Ahorro por administración de la energía
Índices energéticos
Ahorro por control de la demanda
Desconexión parcial de cargas eléctricas en periodo
punta
Índices energéticos
Relación entre la producción y consumo de energía eléctrica en un mismo periodo
Comparación histórica durante 1 año (mínimo)
Determina rangos de eficiencia (máximos y mínimos)
Permite establecer metas de eficiencia
Detecta fallas en la operación o información
Gráfica de índices energéticos
450
500
550
600
650
700
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kW
h/t
on
)
Índice energético Línea de referencia
máximo
mínimo
Ejemplo 3. Tabla de datos
Consumo Producción Índice energético Ahorro consumo(kWh) (ton) (kWh/ton) (kWh) A
Ene 685,912 1,268 541 46,946Feb 754,799 1,198 630 151,107Mar 723,576 1,376 526 30,187Abr 872,383 1,287 678 223,843May 728,965 1,241 587 103,605Jun 793,480 1,349 588 113,697Jul 789,637 1,567 504 @ 0Ago 812,241 1,511 538 50,823Sep 815,905 1,609 507 5,104Oct 916,297 1,620 566 99,952Nov 882,938 1,295 682 230,366Dic 796,499 1,351 590 115,708
Promedio mensual 797,719 1,389 578 ----
Mes
@ Índice energético de máxima eficiencia, utilizado como valor de referencia (línea de referencia)
A Ahorros en consumo de energía calculados a partir de la diferencia entre el índice energético actual y el índice de
máxima eficiencia, multiplicada por la producción del mes correspondiente
Potenciales de ahorroAdministración de la energía
Gráfica de índices energéticos
Ahorros anuales estimados *Consumo de energía Económico
(kWh) % $ B %1,171,338 12.24 565,480 12.24
541
630
526
678
588
538
566
682
590
507
587
504
450
500
550
600
650
700
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
(kW
h/t
on
)
Índice energético Línea de referencia
máximo
mínimo
B Ahorro económico calculado con el costo unitario anual de la energía
Potenciales de ahorro Control de la demanda eléctrica
Figura 3. Reducción de la demanda eléctrica en periodo punta
Potencia Tiempo de desconexión
de operación en periodo punta (minutos)
(kW) Verano Fuera de verano Verano Fuera de verano
1 Bomba agua chiller 13.60 120 240 13.60 13.60
2 Motor compresor chiller 66.50 120 240 66.50 66.50
3 Compresor GD 75.00 120 240 75.00 75.00
4 Motor del soplador S100 30.60 120 240 30.60 30.60
5 Motor de olla Henchel 59.40 120 240 59.40 59.40
6 Motor del enfr. Henchel 12.15 120 240 12.15 12.15
7 Molino Herbold 76.50 120 240 76.50 76.50
8 Inyectora No.3 28.70 120 240 28.70 28.70
9 Inyectora No.7 33.30 120 240 33.30 33.30
10 Inyectora No.14 38.10 120 240 38.10 38.10
11 Acampanadoras 28.80 120 240 28.80 28.80
Totales 462.65 --- --- 462.65 462.65
Reducción en demanda (kW) *No. Ref. Descripción del equipo
Potenciales de ahorro Control de la demanda eléctrica
Figura 4. Potenciales de ahorro económico por control de la demanda
Año de análisis: 1998
Verano Fuera de verano
Demanda Consumo Demanda Consumo
(KW) (kWh/mes) (KW) (kWh/mes)
Periodo base 1,321 280,234 1,304 254,389
Periodo intermedio 1,360 480,811 1,336 414,849
Periodo punta 1,342 57,372 1,349 99,509
Total facturable 1,348 818,417 1,349 768,747
F.P. Factor de potencia (%) 91.16 93.50
F.C. Factor de carga (%) 82.13 77.94
Facturación ($/mes) 374,199 400,387
Noviembre 99
Verano Fuera de verano
Facturación mensual ($/mes) 408,533 424,738
Facturación anual ($/año) 4,983,418
Datos históricos de facturación eléctrica (promedio mensual)
Concepto
Facturación actual estimada para A
Concepto
Potenciales de ahorro Control de la demanda eléctrica
Demanda eléctrica por control (kW)Verano Fuera de verano
Redución Valor alcanzado Redución Valor alcanzado
Demanda en periodo punta 463 879 463 886Demanda facturable 324 1,024 327 1,022
Noviembre 99Verano Fuera de verano
Facturación mensual ($/mes) 388,928 404,952Facturación anual ($/año) 4,747,256
Ahorro estimado por control de demanda($) (%)
Verano (mensual) 19,605 4.80Fuera de verano (mensual) 19,786 4.66Anual (anual) 236,163 4.74
ValorMínima Máxima
Inversión estimada equipo de control automático ($) 50,000 180,000Tiempo simple de recuperación de la inversión (meses) 3 10
A No se incluyen en el cálculo, los cargos por concepto de F.P., D.A.P, e I.V.A.
Concepto
Concepto
Concepto
Facturación estimada por control de demanda para A
Concepto
Informe final estudio control demanda
I. Resumen ejecutivo
II. Estudio de control de la demanda eléctrica
Situación actual de la empresa
Ahorro por administración de la energía
Ahorro por control de la demanda
III. Anexos
Consideraciones del estudio
5. Asistencia técnica
Unidades de Enlace para la Eficiencia
Energética (U3E)
Puertos de atención
Página de Conae en Internet
Correo electrónico
Las U3E están establecidas por convenio con cámaras y asociaciones de industriales locales y operan para dar servicio de asistencia técnica a los miembros de las mismas.
Baja CaliforniaBaja California
SinaloaSinaloaCoahuilaCoahuilaJaliscoJalisco
ChihuahuaChihuahuaNuevo LeónNuevo León
VeracruzVeracruzPueblaPueblaYucatánYucatán
TamaulipasTamaulipas
Valle de MéxicoValle de MéxicoEstado de MéxicoEstado de México
AguascalientesAguascalientesQuerétaroQuerétaro
Unidades de Enlacepara la Eficiencia Energética
Página de Conae en Internet
Correo electrónico
Directorio de consultores y fabricantes Precios de la energía