thinkgrid temente prohibido reproducirla, utilizarla o ... · impresa en papel elaborado con...

EDITORIAL – p. 13

Los INTerrUPTores De GeNerADor

aportan ventajas a los propietarios

de centrales eléctricas

HINKGRIDTSHARINGALsTom GrIDINNOVATION & PRACTICES

N°10

Alstom GridImmeuble Le Galilée51 esplanade du Général de Gaulle92907 La Défense CedexFrancia

www.alstom.com

Grid

-Sec

tor-L

1-Th

ink_

Grid

_10

-286

0-20

12_

08-S

P ©

ALS

TOM

201

2. R

eser

vado

s tod

os lo

s der

echo

s. L

a in

form

ació

n qu

e co

ntie

ne e

ste

docu

men

to se

ofre

ce e

xclu

sivam

ente

a tí

tulo

indi

cativ

o. A

lstom

no

adm

ite re

spon

sabi

lidad

alg

una

por l

a co

nfi a

nza

que

se p

ueda

dep

osita

r en

su in

tegr

idad

, pr

ecisi

ón o

ade

cuac

ión

a un

pro

yect

o es

pecífi

co,

ni f

orm

ula

decla

ració

n ni

ofre

ce g

aran

tía a

lgun

a en

ese

sent

ido.

Dep

ende

rá d

e la

s circ

unst

ancia

s téc

nica

s y co

mer

ciale

s. Ta

mpo

co a

sum

e re

spon

sabi

lidad

alg

una

sobr

e la

info

rmac

ión,

que

est

á su

jeta

a c

ambi

os si

n pr

evio

avi

so. Q

ueda

term

inan

-te

men

te p

rohi

bido

repr

oduc

irla,

util

izarla

o re

vela

rla a

terc

eros

sin

con

sent

imie

nto

expr

eso

por e

scrit

o. Im

pres

a en

pap

el e

labo

rado

con

cel

ulos

a ec

ológ

ica to

talm

ente

libr

e de

clo

ro e

lem

enta

l (EC

F, El

emen

tal C

hlor

ine

Free

) pro

cede

nte

de á

rbol

es c

ultiv

ados

en

bosq

ues

de p

rodu

cció

n so

met

idos

a

una

gest

ión

resp

onsa

ble

y co

n fi b

ras t

ricap

a re

cicla

das s

elec

ciona

das.

THIN

K Gr

ID N

°10

– Ve

rAN

o De

201

2

SHARING ALSTOM GRID INNOVATION & PRACTICES – Publicada por Alstom Grid – 51 esplanade du Général de Gaulle - 92907 La Défense Cedex – Francia. www.alstom.com – Tirada: 15 000 ejemplares (chino, inglés, francés, alemán y español) – Editor: Richard Charnah – Redactora jefe: Véronique Chauvot – Asistente editorial: Marie-Amélie Norel – Comité editorial: Stéphan Lelaidier, Richard Charnah, Walter Dussaucy, Emmanuelle Helleux, Peter Kirchesch – Concepción y diseño: BythewayCreacom – 19 rue Galilée, 75116 Paris – Francia – Tel.: +33 (0)1 53 57 60 60 – www.bythewaycreacom.net – Director editorial: Henry Lewis Blount – Directora de publicación: Valérie Barral – Colaboradores: Henry Lewis Blount, Ken Kincaid, Patrick Love, Louis-Antoine Mallen, Manuel Relvas, Gordon Smith – Traductora: Cristina López – Director artístico: Didier Trayaud – Diseñadora gráfi ca: Cloé Cheucle – Gráfi cos por ordenador: Studio V2 – Créditos fotografía: Alstom, Shutterstock, Thinkstock, Creativeworks, Keppel Energy, Harald Wemper – Impresión: HandiPrint. ISSN: 2102-0159 – Nuestro agradecimiento a las empresas que amablemente nos han proporcionado ilustraciones.

Sumario N°10 Verano de 2012

Productos y servicios inteligentes

Trasmitiendo las ventajas de las tecnologías de automatización y protección

Dr richardcharnah,editor

HINKGRIDTrespetando el medio ambienteLos interruptores de generador aportan ventajas a los propietarios de centrales eléctricas

06Proyecto SuperGrid en Francia

Entrevista a Gareth Evans 08

34

Innovación y rendimiento

Medición de descargas parciales en GIS

Tradición en electricidad Historia de las subestaciones aisladas en gas

46

5 PRESENTACIÓN Stéphan Lelaidier:

Vicepresidente de I+D, Alstom Grid

6 PANORAMA Proyecto SuperGrid en Francia

8 ENTREVISTA A… Gareth Evans, Director

de Ingeniería, Ofgem

11 EDITORIAL Rompiendo las barreras

en tecnología eléctrica

12 Capítulo I Respetando el medio ambiente Los interruptores de generador

aportan ventajas a los propietarios de centrales eléctricas

23 Capítulo II Innovación y rendimiento Medición de descargas

parciales en GIS

34 Capítulo III Productos y servicios

inteligentes Trasmitiendo las ventajas de las

tecnologías de automatización y protección

44 OPINIONES La gestión del consumo como

parte de la gestión de la red

46 TRADICIÓN EN ELECTRICIDAD Historia de las subestaciones

aisladas en gas

50 LECTURAS RECOMENDADAS Libros, periódicos, etc.

51 FECHAS PARA SU AGENDA No se pierda...



Think Grid

4 Alstom Grid///Verano de 2012

Alstom Grid///Verano de 2012 5

La fi abilidad y la sustentabilidad son motivo constante de preocupación para las compañías eléctricas y temas recurrentes en este número de Think Grid.

La introducción de nuevos equipos —y especialmente de nuevas tecnologías— puede ser fuente de incertidumbre para algún operador, pero esta barrera potencial se puede salvar introduciendo sistemas de monitoreo o incluso equipos de automonitoreo. En este número le presentamos algunos casos reales que ilustran estas ideas, relacionados con interruptores de generadores, transformadores y subestaciones aisladas en gas.

Los programas de pruebas realistas, y los centros de pruebas y los conocimientos especializados en los que se basan, también pueden ayudar en el proceso, como ilustramos con los módulos de electrónica de potencia.

En una red eléctrica funcional, mucho depende de aspectos sistémicos. Por supuesto, es necesario que los diversos componentes físicos del sistema trabajen juntos sin problemas, y que su monitorización y control sean coherentes. Esto afecta en particular a la integración de las fuentes de energía renovable y, ya formen parte de una red regional o de una microrred, la gestión es clave para explotar el recurso con la máxima efi ciencia. Lo mismo cabe decir de la gestión de la potencia reactiva. Ambas áreas se abordan en este número.

Una red es una entidad tecnológica, pero su funcionamiento se ve limitado o facilitado por una lista de ingredientes más extensa. La reglamentación y los códigos de red, por ejemplo, también tienen una función que cumplir. Aunque su peso es más evidente en lo relativo a la calidad del suministro, en estas páginas podrá apreciar que también infl uyen en la sustentabilidad y, sí, incluso en la introducción de nuevas tecnologías.

Disfrute de su lectura.

PRESENTACIÓNstéphan Lelaidier: Vicepresidente de I+D, Alstom Grid

Garantizando el suministro eléctrico

L o G r o s c o m e r c I A L e s

ALemANIASubestación marina flotante y autoinstalableAlstom Grid ha conseguido un contrato llave en mano que contempla el suministro de su subestación marina flotante y autoinstalable para la conexión del parque eólico MEG 1 a la red HVDC alemana. MEG 1 estará situado 45 km al norte de la isla de Borkum, en el Mar del Norte alemán. Con fecha prevista de entrada en funcionamiento a finales de 2014, incluirá 80 turbinas eólicas de 5 MW e inyectará 400 MW en la red pública, lo que supondrá una disminución en las emisiones de CO2 de 1,5 millones de toneladas anuales.

INDIAInterruptoresLa Power Grid Corporation of India ha otorgado a Alstom Grid un contrato de suministro de 64 interruptores para varias subestaciones de 765 kV repartidas por la India. Alstom Grid se encargará de todo, desde el diseño y el desarrollo hasta la construcción y la puesta en servicio de todos los interruptores de extra alta tensión, que se fabricarán en el país.

KUWAITSolución de red inteligenteEl Ministerio kuwaití de Electricidad y Agua está modernizando el funcionamiento de su red eléctrica y mejorando la gestión de los activos que la componen. Alstom Grid se encargará de actualizar el sistema de gestión de la energía del centro de control de Kuwait ciudad y de instalar una nueva solución integrada de gestión de los activos y de la distribución. La solución, basada en las aplicaciones e-terraplatform y e-terradistribution de Alstom Grid, servirá para crear un sistema único de gestión de las operaciones de media y alta tensión del centro de control.

sUecIAHVDC MaxSineTM – una primicia europeaLa compañía sueca Svenska Kraftnät ha suscrito un contrato con Alstom Grid relativo al suministro de la tecnología HVDC MaxSineTM para su proyecto de red suroccidental. Esta será la primera instalación europea del convertidor de fuente de tensión (VSC) para redes HVDC. La red suroccidental de 1 440 MW —la mayor inversión en infraestructura eléctrica de los últimos 30 años en Suecia— conectará el centro y el sur del país. Esta solución HVDC de Alstom Grid reforzará la confiabilidad y elevará la capacidad de transmisión.

TAYIKIsTÁNGIS de 500 kVAlstom Grid se ha hecho con un contrato para suministrar a la compañía eléctrica nacional de Tayikistán aparamenta aislada en gas de 500 kV para la central hidroeléctrica de Nurek. Se trata de la central hidroeléctrica más grande de Asia Central y, con una capacidad generadora de 3 GW, produce más del 75% de la electricidad de Tayikistán. La GIS de Alstom Grid optimizará el flujo de energía de la central de Nurek y ayudará a garantizar el suministro futuro de electricidad.

Francia Marzo de 2012

Proyecto superGrid en Francia El gobierno francés está creando una serie de «centros de excelencia» en varios ámbitos de investigación para promover el desarrollo de una economía neutra en carbono en Francia. El objetivo es reforzar la I+D de tecnologías energéticas que reduzcan las emisiones de carbono. Los proyectos reúnen a importantes interlocutores franceses del sector, grandes empresas y PYME con experiencia en áreas relacionadas con la energía y la tecnología digital, así como a importantes centros académicos y de investigación. Hasta la fecha se han creado nueve de estos centros de excelencia para trabajar en áreas relacionadas con la energía; se financiarán con una combinación de inversión pública y privada.

Alstom participará en uno de estos grandes proyectos de investigación, denominado SuperGrid: una red de transmisión eléctrica multiterminal capaz de transportar varios gigavatios a miles de kilómetros, con la ultra alta tensión CC (hasta 1 millón de voltios) en un lugar central. La investigación se centrará en varios programas, entre ellos nuevas tecnologías de protección, conversión basada en tecnologías de semiconductores de alta potencia, cables eléctricos submarinos y tecnologías de almacenamiento dinámico de la energía. Estos programas gestionarán el flujo intermitente de energía renovable y garantizarán la seguridad y la estabilidad de la red. Está previsto que el proyecto SuperGrid, con sede en las instalaciones de Alstom Grid en Villeurbanne, empiece a funcionar en 2013. El objetivo es apoyar la investigación y el desarrollo de productos y soluciones que el sector pueda implementar durante los próximos 5 años, así como de nuevas tecnologías que se usarán en aplicaciones industriales en un plazo de 10 años.

Panorama


Bruno LuscanDirector del programa de tecnologías emergentes.


Las últimas mediciones de dióxido de car-bono (CO2) muestran una concentración de 390 ppmv en la atmósfera terrestre. Sin con-tar las fuentes naturales de CO2, las emisio-nes generadas por la actividad humana, como la combustión de combustibles fósiles para calefacción, generación de electricidad y transporte, suponen un porcentaje cada vez mayor de las emisiones de CO2. El CO2 es un gas de efecto invernadero que contribuye signifi cativamente al calentamiento global, es decir, al aumento de la temperatura media de la atmósfera terrestre. Los modelos climáticos del Grupo Intergubernamental de

Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC por su sigla en inglés) indican una estrecha relación entre la concentración de CO2 y el aumento de la temperatura, tal y como mues-tra la gráfi ca. Un aumento de la temperatura global provocará una subida del nivel de los mares que, dependiendo del modelo, puede llegar a ser de varios metros. Una subida tal, combinada con otros efectos climáticos, podría tener consecuencias dramáticas en nuestro ecosistema. El objetivo debería ser limitar el calentamiento global futuro a menos de 2°C respecto de los niveles anteriores a la industrialización, pero para ello se requieren

importantes reducciones de las emisiones de gases de efecto invernadero. La mejora de la efi ciencia energética y las energías renovables son fundamentales para reducir el CO2. En efecto, al mejorar la efi ciencia energética se reduce la cantidad de energía necesaria para prestar los mismos servicios. En el caso de las redes eléctricas, esto implica más inteligencia para optimizar el consumo (redes inteligentes) y reducir las pérdidas, más conexiones de red para compartir reservas de carga entre redes, etc. Alstom Grid tiene más de 130 años de experiencia en resolver problemas de red de este tipo.

EMISIONES DE CO2 Y CALENTAMIENTOe N c I F r A s

Calentamiento frente a concentración de CO2

EnTrEViSTa a…

El mix energético cambiará

radicalmente.



Usted es una de las principales figuras técnicas reguladoras del sector de la energía del Reino Unido. ¿Puede describirnos la misión de la Ofgem? Gareth Evans: La función principal de la Ofgem es proteger los intereses de los clien-tes actuales y futuros de gas y electricidad. La Ofgem es un regulador más bien econó-mico que técnico. No obstante, como los sectores que regulamos son de base técnica, para nosotros es esencial disponer de los conocimientos especializados necesarios para tratar con las empresas y otros interesados a nivel tanto técnico como económico. La Ofgem ha adoptado un enfoque particu-larmente proactivo en lo que concierne al fomento de la innovación y la eficiencia en las empresas de redes, tanto a través de RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs), nuestro nuevo control de precios, como con nuestros mecanismos específicos de finan-ciación, como el Low Carbon Networks Fund (fondo para redes con bajas emisiones de carbono). El acrónimo RIIO recoge la idea de

De compras en Londres.El Londres antiguo

y el moderno.Sede central de la Ofgem.

que los ingresos (Revenue) deben estar vin-culados a los productos (Outputs), que a su vez están impulsados por los incentivos (Incentives) y la innovación (Innovation).

¿En qué medida le preocupan a la Ofgem las tecnologías de los equipos instalados en la red eléctrica? G.E.: En nuestra calidad de regulador eco-nómico, somos tecnológicamente agnósticos. El marco regulatorio RIIO que hemos adop-tado se centra en los productos, pero para asegurarnos de que las empresas que regu-lamos prestan sus servicios de manera eco-nómicamente eficiente, tenemos que conocer las oportunidades que pueden brin-dar las nuevas tecnologías. El debate sobre las redes inteligentes es un buen ejemplo. Podríamos adoptar un enfoque de “no inter-vención” y dejar que las empresas desarrollen sus propias estrategias en relación con las nuevas tecnologías de red. Sin embargo, creemos que es una cuestión tan importante que hemos de aportar dirección. Lo hemos

hecho creando el foro sobre redes inteligen-tes, que reúne a todas las partes interesadas. Nuestro objetivo es llegar a un consenso sobre cómo deben evolucionar nuestras redes eléc-tricas para hacer frente a los nuevos retos. Estos tienen que ver, sobre todo, con el aumento en la demanda de calefacción y transporte, la conexión generalizada de la generación renovable distribuida y el control activo de la demanda para ayudar a equilibrar el conjunto del sistema.

El mix energético está cambiando. ¿Cómo pueden ayudar los reguladores con los aspectos físicos/técnicos de estos cambios? G.E.: El mix energético cambiará radical-mente, tanto en el lado del suministro como en el de la demanda, impulsado por la nece-sidad de desvincular la cadena de suministro eléctrico de las emisiones de carbono. El reto para los reguladores es, ante todo, asegurarse de que esos cambios se produzcan de modo que se cumplan los objetivos

Gareth Evans Director de Ingeniería, OfgemEl Sr. Evans nos explica el papel regulador del sector de la energía.


materia de gestión de los activos de las redes, de modo que el proceso de renovación sea rentable. Sin embargo, sobre todo, este pro-ceso de renovación supone una gran opor-tunidad de actualizar las redes para hacer frente a los nuevos retos que prevemos.

¿Qué importancia tiene la “red inteligente” y cómo se ha implicado el regulador en este desarrollo? G.E.: Las redes inteligentes no son impor-tantes en sí mismas. Lo que es importante es lo que pueden proporcionar. En Ofgem creemos que el uso de nuevas tecnologías de red aportará beneficios a los clientes. Hemos creado el foro sobre redes inteligen-tes para que los principales interesados nos ayuden y las empresas de redes desarrollen una estrategia para la implantación de estas tecnologías. El foro ya ha producido trabajo valioso y publicado informes en los que se describe el potencial de las soluciones de red inteligente y un marco para evaluar sus ven-tajas frente a las soluciones convencionales. Las empresas de redes están haciendo suyo este trabajo. Creemos que tenemos que adoptar un papel de liderazgo para llevar adelante las redes inteligentes y, al mismo tiempo, dejar que sean las empresas de redes las que tengan la última palabra sobre lo que es bueno para sus negocios.

medioambientales de una manera tan eficiente en costos como sea posible, mientras se mantiene o se mejora la seguri-dad del suministro de electricidad. Los gobier-nos tienen un papel crucial en este ámbito. En Gran Bretaña, el gobierno favorece resul-tados específicos en materia de mix energé-tico. Por ejemplo, hay incentivos para fomentar la generación renovable en el lado del suministro, e incentivos a los vehículos eléctricos en el lado de la demanda. El vínculo crucial entre ambos es la red eléctrica. Esta debe ser un facilitador seguro y económica-mente eficiente de generación de bajas emi-siones de carbono y de tecnologías en el lado de la demanda. Como Ofgem regula a las empresas de redes, la función que tenemos que desempeñar es vital.

En varias economías industriales tradicionales ya hay elementos básicos de la infraestructura de red listos para renovación o reestructuración. ¿Cómo participan los reguladores en este proceso? G.E.: Un elemento clave de nuestros acuer-dos de control de precios para las empresas de redes es convenir el ritmo de renovación necesario para mantener la seguridad, inte-gridad y confiabilidad de la red. Hemos fomentado la mejora de los enfoques en

Hay organizaciones que agrupan a reguladores de distintos países. ¿Cuáles son sus funciones o acciones principales? G.E.: Participamos muy activamente en el Consejo de Reguladores Europeos de la Ener-gía (CEER), y yo personalmente participo en el trabajo del CEER en redes inteligentes. Un documento de posición del CEER sobre redes inteligentes supuso una aportación muy útil para la Comunicación de la Comisión Euro-pea, que se publicó en el mes de abril del año pasado. La Comisión acaba de relanzar su grupo de trabajo para redes inteligentes y el CEER tendrá un papel muy activo en él.

¿Qué objetivos establece normalmente un regulador para las empresas de servicio público (calidad de servicio, cortes del suministro, medio ambiente, etc.)? G.E.: Los parámetros de calidad de servicio más habituales son las interrupciones y los minutos-cliente perdidos. Los requisitos de rendimiento son habituales en muchos paí-ses, aunque existen diferencias en cuanto a lo que engloban, así como en términos de elegibilidad y niveles de compensación. Las pérdidas también están incluidas en muchas naciones, y el CEER ha publicado informes de referencia para comparar el desempeño de diferentes países. En Gran Bretaña hemos introducido medidas adicionales, entre ellas resultados de la red tanto en salud de activos como en carga de activos, un mecanismo para clientes peor atendidos y una medida amplia de satisfacción del cliente. Tenemos medidas de resultado medioambiental, como la huella de carbono de las empresas y la notificación de fugas de aceite y SF6. También tenemos una serie de requisitos de rendi-miento específicos de las conexiones, así como una prueba de competencia de las conexiones a la que deben someterse todos los titulares de licencia.

EnTrEViSTa a…

El uso de nuevas tecnologías de red aportará beneficios a los clientes.

Scottish and Southern Energy (SSE) ha desarrollado una de las primeras redes inteligentes en las islas Orcadas,

en el marco de los incentivos a la innovación de la Ofgem.


Rompiendo las barreras en tecnología eléctrica

12 Capítulo I Respetando el medio ambiente

23 Capítulo II Innovación y rendimiento

34 Capítulo III Productos y servicios inteligentes

EdiToriaL


Respetando el medio ambientemedio ambienteLos interruptores de generador son dispositivos cruciales en una central eléctrica. Desempeñan un papel fundamental en la protección del transformador y del generador en caso de falla y, en condiciones normales de funcionamiento, conectan y desconectan el generador de la red. La sobrecarga controlada de los transformadores requiere monitoreo en tiempo real. El MS 3000 de Alstom Grid monitoriza, analiza y diagnostica en tiempo real, correlacionando todos los datos en un solo sistema. Alstom ha desarrollado el aerogenerador offshore más grande del mundo, el HaliadeTM 150-6MW, equipado con un generador de imanes permanentes con accionamiento directo.

EdiToriaL CAPÍTULO I INVESTIGAR SIN PERDER DE VISTA EL FUTURO



Los interruptores de generador aportan ventajas a los propietarios de centrales eléctricas

Los interruptores de generador (GCB) son dispositivos para centrales eléctricas que se instalan entre el generador (que produce electricidad a una tensión de 15-25 kV) y el transformador elevador (que incrementa esa tensión hasta igualar la de transmisión de la red: de 200 kV a 800 kV). Tienen un papel crucial en la protección del transformador y del generador en caso de falla (cortocircuito en el sistema de transmisión eléctrica), y su principal función en condiciones normales de funcionamiento es conectar y desconectar

el generador de la red con alta fiabilidad y disponibilidad. Hace décadas que hay GCB para potencias de generador de 50 MVA a 1 400 MVA. En todo el mundo hay más de 7 000 unidades en servicio actualmente que han mejorado el costo del ciclo de vida gene-ral de las centrales eléctricas al proteger eficazmente los generadores y transforma-dores y simplificar la sincronización de la red.

GcB: una póliza de segurosLa principal preocupación de los productores

Vista nocturna de la central de cogene-ración de Keppel, Singapur (Keppel 1).

Además de cumplir una función vital de protección en la central, los interruptores de generador (GCB) aumentan la flexibilidad de funcionamiento de la central y permiten implementar soluciones eficientes para reducir los costos de inversión. El mantenimiento, la eficiencia energética y la huella de carbono también mejoran con la optimización de la arquitectura de los GCB.

de electricidad es generar y suministrar ener-gía. Con un interruptor de generador, el pro-ductor puede ganar en flexibilidad haciendo más seguras las conexiones estratégicas de su central y paliar los efectos de la falla de un generador o un transformador reduciendo su duración. «Hoy día, los equipos presentan una tasa de falla muy baja, pero un fenómeno inhabitual aún puede tener consecuencias desastrosas», dice Jean-Marc Willième, experto senior del centro de investigación de aparatos de alta tensión de Alstom


Gracias a la tecnología “puffer” (soplado) térmicamente asistida, se pueden interrum-pir corrientes de cortocircuito de al menos 160 kA con un mecanismo de accionamiento por resorte. Hace unos años, un estudio del CIGRE sobre fallas y defectos en servicio de los interruptores de alta tensión reveló que la disponibilidad de estos depende principal-mente de la fiabilidad de su mecanismo de accionamiento, y que el más fiable de todos, sin duda, es el de resorte. Para su última generación de interruptores de generador, Alstom Grid ha optimizado y mejorado el mecanismo de accionamiento por resorte para hacerlo más sencillo, ahorrar energía y reducir los esfuerzos y los impactos durante el funcionamiento. Como resultado, la mejora de la fiabilidad y la disponibilidad de los inte-rruptores de generador equipados con meca-nismos de resorte ya alcanza a las centrales eléctricas de hasta 1 400 MVA. Al principio, los GCB utilizaban la tecnología del soplo de aire para extinguir el arco eléctrico. Sin embargo, el soplo de aire, que aún se utiliza

Grid en Francia. «Los GCB son una especie de póliza de seguros: mientras todo va bien, el GCB puede parecer un costo inne-cesario, pero cuando algo falla, ¡qué alivio tenerlo!». Un estudio económico, basado en el costo del ciclo de vida, ha comparado la situación de centrales con y sin interruptor de generador. Tras analizar el riesgo de falla, en el que se incluyó, por un lado, el costo del paro de la producción y, por otro, el costo de una solución interruptor de generador, el estudio validó la instalación de interruptores de generador. «Un ejemplo típico, basado en una central de 400 MW, demuestra que la solución GCB sale rentable con que, a lo largo de 20 años, la presencia del GCB evite menos de 14 horas de interrupción del suministro», explica Willième. Es más, si se toman en cuenta algunas reducciones de costos en los esquemas de los GCB, como la eliminación de interruptores AT y transformadores AT/MT y su substitución por un GCB y un transformador MT/MT para alimentar a los equipos auxiliares (véase el recuadro 2),

«se pueden obtener ahorros desde el principio del proyecto».

GcB de Alstom: en constante mejora y actualizaciónEn el mundo de los interruptores, la capaci-dad de interrupción es una característica muy importante que debe necesariamente estar adecuadamente especificada en caso de falla

grave en una central eléctrica. Este tipo de falla es extremadamente raro, pero sus con-secuencias son nefastas, por lo que el diseño de la cámara de interrupción —el corazón del interruptor de generador— es un factor cru-cial. En Alstom Grid, este mecanismo está siempre en proceso de desarrollo y mejora.

El mecanismo más fiable, sin duda, es el de resorte.

INTerrUPTor De GeNerADor

El GCB FKG1N de Alstom, diseñado para centrales

eléctricas de 150 a 300 MW.



en los interruptores de características nomi-nales más altas(1), se fue sustituyendo pau-latinamente a mediados de la década de 1980 por la tecnología del hexafluoruro de azufre (SF6), que utiliza SF6 en lugar de aire com-primido. Los interruptores de SF6 pueden ser autocontenidos en una cámara sellada y no precisan un suministro de aire comprimido centralizado, como los interruptores de soplo de aire. Una de las ventajas es que el tamaño del GCB ha sido considerablemente reducido. No obstante, la arquitectura de la cámara de interrupción es básicamente la misma, con contactos principales que se utilizan para conducir cualquier corriente mientras que los contactos de arco se activan cuando se conmuta la corriente a ellos desde los con-tactos principales. Esto permite que se forme el arco entre los contactos de arco hasta que se extingue por completo.

mantener las pérdidas al mínimoPara reducir los costos del ciclo de vida, el diseño de un GCB se centra en el estado de

los contactos de arco, que sufren un desgaste intenso cuando se activan y, por tanto, pue-den ser considerados como un factor estra-tégico para el interruptor. No obstante, «otro aspecto importante del interruptor de gene-rador es su capacidad en términos de corriente asignada», dice Willième. Aunque representa aproximadamente una décima parte de la capacidad de corte, los fabrican-tes tienen que tenerla muy en cuenta al diseñar sus interruptores. «Como la especi-ficación de corriente principal está relacio-nada con una función activa durante casi el 100 % del ciclo de vida operacional del interruptor de generador, lo que se necesita es una capacidad de conducción de corriente con pérdidas mínimas». Esta cuestión

se ve reforzada por el hecho de que los inter-ruptores van tradicionalmente montados en serie con seccionadores de línea, cuya función es proporcionar al personal seguridad visible durante el mantenimiento. Desafor-tunadamente, los seccionadores también presentan desventajas permanentes: son una fuente de pérdidas durante las fases de producción de energía y aumentan la tasa de incidencia de fallas leves, como las de tipo mecánico, y de fallas graves, como la pérdida de contactos por efecto térmico. Como resul-tado, necesitan más mantenimiento. El dimensionamiento tanto del interruptor como del seccionador para reducir las pérdidas requiere toda la atención del diseñador. Este aspecto se ve reforzado por el hecho de que la huella medioambiental del equipo eléctrico tiene que ver sobre todo con la energía que se disipa a lo largo del ciclo de vida del GCB, más que con la energía o los materiales que se consumen durante su proceso de fabrica-ción. «La forma más eficiente para evitar que se desperdicie energía en este equipo

Los interruptores de generador son una especie de póliza de seguros.

Las pruebas de calentamiento para el diseño de interruptores AT

pueden ser largas y pesadas; en ocasiones se prologan 12 meses.

Las herramientas de simulación de pruebas digitales aceleran

considerablemente el proceso.


eventos de interrupción que se produzcan en la cámara. La integración de los contactos principales del interruptor con la función de seccionamiento en un solo componente es particularmente eficaz a la hora de reducir las pérdidas: la resistencia eléctrica es mucho menor que en la solución clásica (interruptor y seccionador en línea), con lo que la disipa-ción de calor disminuye a lo largo de la vida del equipo. Pero además tiene otras ventajas, como la reducción de la distancia fase-fase total del equipo, que disminuye la cantidad de materiales empleados, y la simplificación de los procesos de fabricación, que reduce el impacto en el medio ambiente. La combina-ción de todos estos factores, incluido el menor volumen de SF6, conduce a una disminución significativa de la huella medioambiental del equipo.

Inspección más fácil de los contactos principalesMás allá de las consideraciones medioam-bientales, a los propietarios de centrales eléctricas les preocupa la tasa de fiabilidad y de disponibilidad de su central y las conse-

es reducir las pérdidas de energía a través del diseño», apunta Willième.

Un avance decisivo en eficiencia y respeto del medio ambienteEl diseño del interruptor de SF6 clásico no es totalmente eficaz en lo que a reducción de pérdidas se refiere. Como el volumen de SF6 presurizado depende del dimensiona-miento de los contactos, los diseñadores tienen que llegar a un compromiso entre reducir las pérdidas en Julios y minimizar el volumen de SF6. Otra desventaja es que los contactos principales están en la misma atmósfera que los contactos de arco y, por tanto, se encuentran sometidos al flujo caliente de gas de interrupción y también a los subproductos corrosivos del SF6. «Una arquitectura innovadora —el FKGA2— evita tener que llegar a tal compromiso, pues per-mite aislar totalmente los contactos princi-pales del gas de interrupción SF6 caliente, de las partículas contaminadas y de los subpro-ductos correspondientes dentro de la cámara del interruptor», explica Willième. Como resultado, su vida útil no depende de los

USo dE La oPTimiZaCiÓn mULTiFÍSiCa En EL diSEÑo dE inTErrUPTorES

El desarrollo de herramientas de simulación digitales y el aumento exponencial de la potencia de los equipos informáticos ha permitido a los ingenieros acelerar considerablemente el diseño de aplicaciones industriales como los GCB para alta tensión. Con ellas pueden realizar una evaluación preliminar del diseño en modelos computarizados, para analizar su comportamiento en distintas condiciones de funcionamiento y, de ese modo, optimizar el producto antes de fabricar y probar el primer prototipo. Como resultado, la duración de las pruebas y los costos disminuyen sustancialmente. «Los interruptores de generador son productos extremos, debido a las muy altas corrientes que les impone su ubicación en la red», dice

Gwenael Marquezin, director de desarrollo de competencias para aparatos de alta tensión. «La optimización de su diseño para reforzar el rendimiento y la eficiencia, haciéndolos más robustos y compactos (como los de la gama FKG), presenta problemas cada vez más complejos de resolver, ya que las limitaciones de diseño están cerca del límite». Por consiguiente, «las simulaciones multifísicas son necesarias para comprender y evaluar mejor la combinación de limitaciones físicas y sus efectos en el comportamiento, el rendimiento y el ciclo de vida del interruptor». Además de realizar complejas simulaciones de pruebas de interrupción, los diseñadores de GCB confían en los equipos humanos que efectúan las simulaciones para reconocer efectos tales como las fuerzas electromagnéticas

generadas por las corrientes de cortocircuito elevadas, la energía en Julios y el calentamiento correspondiente derivado de la elevada corriente nominal, la respuesta sísmica del equipo, etc. Con todo, más allá de los conocimientos teóricos, estos equipos humanos «deben contar con las competencias prácticas necesarias para analizar con ojo muy crítico los resultados de las simulaciones, su importancia y la correlación con los resultados de las pruebas». Actualmente, los fenómenos dieléctricos, térmicos y mecánicos implicados en el diseño de los interruptores son relativamente conocidos; otros, como los enfoques de electromagnetismo y fluidos acoplados, son extremadamente complejos y exigen una atención especial.

m Á s

Gwenael Marquezin

Esta central es una de las más eficientes del mundo, con bajas emisiones de NOx, SO2 y CO2. Presenta una elevada flexibilidad operativa, ya que puede funcionar con carga básica y con cargas parciales, así como en doble turno. Está diseñada sobre la base de dos módulos de ciclo combinado GT26 de 435 MW cada uno, para una producción bruta de 870 MW al 59% de eficiencia.

ceNTrAL eLÉcTrIcA De FLeVo, PAÍses BAJos



cuencias negativas inmediatas de una falla. Por este motivo, es indispensable detectar los síntomas de una falla futura lo antes posible. Como los contactos principales son un componente esencial en la transmisión de la electricidad que produce la central, es una gran ventaja poder inspeccionar con facilidad los contactos principales durante la vida útil del equipo, para detectar cualquier signo de desgaste inusual en su superficie. La ventaja de poder acceder a los contactos principales se acen-túa por el hecho de que la medida de la resistencia de con-tacto no se puede considerar, por sí sola, como prueba fiable de calentamiento. Además, el borrador del nuevo estándar conjunto IEEE-IEC sobre los GCB recomienda la inspección visual de los contactos principales como una eficiente «verificación de la capacidad del GCB para conducir la corriente asignada en servicio continuo». La inspección de los contactos consume un gran porcentaje del tiempo de

SoLUCionES GCB: mEnoS CoSToS, mÁS FLEXiBiLidad Y ProTECCiÓn

A la hora de diseñar el esquema eléctrico unifilar de una central eléctrica, existen dos grandes opciones: • El esquema de diagrama de bloques: la salida del generador se conecta directamente al generador-transformador elevador (GSUT) y la conexión de la unidad a la red pasa por un interruptor AT. Este esquema requiere un transformador de servicio de estación (SST) para alimentar a los auxiliares de la unidad cuando el generador no está conectado a la red.

• El esquema de interruptor de generador: el interruptor AT permanece siempre cerrado y los auxiliares de la unidad se alimentan permanentemente a través del GSUT y el transformador auxiliar de unidad (UAT).

Para el usuario, el esquema GCB tiene tres grandes ventajas: • Es una solución más económica, dado que el costo del GCB se cubre con lo que se ahorra por poder prescindir del SST y de sus conexiones a la red de alta tensión.

• Evita los cambios a la fuente de alimentación auxiliar en el arranque y el paro de la unidad, que en el caso de las centrales eléctricas grandes pueden resultar complejos e inducir transitorios considerables si las dos fuentes no están en fase.

• El GCB permite eliminar rápidamente las fallas (80 ms) en el sistema de transmisión de energía (GSUT, UAT, barras) y, por tanto, limita las consecuencias de dichas fallas, mientras que en el esquema de diagrama de bloques, el generador sigue alimentando la falla varios segundos hasta que se desexcita por completo.

m Á sHenry Doulat

mantenimiento de un interruptor de arqui-tectura clásica, en la que los contactos prin-cipales van en una envolvente que contiene gas SF6 bajo presión y están sometidos al flujo de gas caliente, por lo que solamente se pueden inspeccionar en sesiones de revi-sión general que se prolongan varias sema-nas. Al separar los contactos principales del gas de interrupción SF6, la nueva arquitectura FKGA2 proporciona un acceso más fácil desde el exterior del interruptor durante las breves

interrupciones programadas de la central. La ins-pección de los contactos princi-pales es conside-rablemente más

fácil que en la arquitectura del GCB conven-cional y además, si hay que cambiar alguna pieza, el procedimiento es mucho más sen-cillo.

(1) El interruptor de generador de soplo de aire PKG de Alstom Grid es el interruptor más grande del mundo, con un poder de interrupción en cortocircuito de hasta 275 kA.

La disipación de calor disminuye a lo largo de la vida del equipo.


La monitorización transforma de forma óptima las sobrecargas En el actual mercado desregulado de la transmisión, muchos operadores no tienen más opción que sobrecargar sus transformadores. La monitorización continua en tiempo real les permite controlar las sobrecargas sin sobrecalentar ni envejecer el aislamiento de sus transformadores.

EL MS 3000 DE ALSTOM GRID


La monitorización transforma de forma óptima las sobrecargas

EL MS 3000 DE ALSTOM GRID

EdiToriaL CAPÍTULO I INVESTIGAR SIN PERDER DE VISTA EL FUTURO CAPÍTULO I INVESTIGAR SIN PERDER DE VISTA EL FUTURO


Las redes inteligentes requieren sobrecargaEstos riesgos no han dejado de acrecentarse en las condiciones de operación que se dan, sobre todo, en los mercados abiertos y des-regulados de generación y transmisión de electricidad. De hecho, se están acentuando desde que las renovables, sobre todo la eólica, se han integrado en redes inteligen-tes que responden a la demanda. Prever los ciclos de carga, que fl uctúan con mucha rapidez, puede ser prácticamente imposible.

Las compañías eléctricas, con el fin de sacarle todo el partido a sus activos, se han orientado hacia la sobrecarga controlada, que requiere una cuidadosa supervisión en tiempo real con diagnóstico del estado.«El sistema de monitorización en línea MS 3000 de Alstom Grid es un sistema experto y de supervisión interactivo. Monitoriza, analiza y diagnostica en tiempo real, y correlaciona todos los datos analizados

—de uno o más transformadores— en un único sistema integrado», dice Bartlomiej Dolata, responsable de la división de diseño e ingeniería de sistemas de monitorización en el centro de competencia de Alstom Grid en Alemania. Los sensores, colocados en uno o varios transformadores de una sub-estación, transmiten lecturas a un sistema de bus de campo modular que convierte las lecturas analógicas en muestras digitales que se guardan en una base de datos de tiempo real y en una base de datos histórica. «La base de datos histórica es como una historia clínica», dice Dolata. «Ayuda a com-prender cómo se comportan los transfor-madores, e incluso el porqué». El software de visualización del sistema incorpora varios algoritmos de modelización de diagnóstico y pronóstico del estado. «Es una herramienta que advierte a los operadores de lo que ocurrirá si no adoptan medidas correctoras», dice Dolata, «y ofrece recomendaciones sobre qué piezas o procesos comprobar y qué acciones emprender». El sistema utiliza el protocolo IEC 61850 para comunicación en sistemas de potencia, que permite un intercambio de datos fi able y fl exible. «Los usuarios también pueden ver lo que está pasando gracias al explicativo e inteligible software de visualización», dice Dolata. «Y pueden usarlo para generar

Las “sobrecargas” son, por definición, indeseables. Con el tiempo, el exceso de calor que producen envejece el aislamiento sólido de los transformadores. El papel del aislamiento se vuelve quebradizo e incapaz de soportar el desgaste eléctrico y mecánico normal al que se ve sometido diariamente un transformador. El ritmo de envejeci-miento, incluso del papel térmicamente enriquecido, diseñado para resistir una temperatura máxima de 110°C con un enve-jecimiento normal, se duplica por cada 7 K de aumento de la temperatura. El aisla-miento no se puede reparar, y el fi nal de su vida anuncia el fi nal de la vida del trans-formador. Sin embargo, las sobrecargas también son necesarias, y los transforma-dores diseñados con arreglo a las normas internacionales se pueden sobrecargar como se indica en guías de carga como la IEC 60076-7. No obstante, las cargas supe-riores a las nominales implican cierto riesgo y envejecimiento acelerado, como señala la guía de carga de la IEC. Dicha guía indica que las sobrecargas de larga duración enve-jecen el aislamiento sólido, las de corta duración perjudican su rigidez dieléctrica y las sobrecargas en general pueden elevar tanto la temperatura de elementos como los terminales de los pasatapas que se llegue a un desbordamiento térmico.

Las cargas superiores a las nominales implican cierto riesgo.

El modelo calcula la temperatura de punto caliente en el arrollamiento. Los parámetros más importantes son las temperaturas de la capa superior del aceite y del ambiente medidas, para unos valores nominales dados.

cÁLcULo DeL PUNTo cALIeNTeTrANsFormADor coN ms 3000

Las redes inteligentes requieren sobrecargaEstos riesgos no han dejado de acrecentarse en las condiciones de operación que se dan, sobre todo, en los mercados abiertos y des-regulados de generación y transmisión de electricidad. De hecho, se están acentuando desde que las renovables, sobre todo la eólica, se han integrado en redes inteligen-tes que responden a la demanda. Prever los ciclos de carga, que fl uctúan con mucha rapidez, puede ser prácticamente imposible.

Las compañías eléctricas, con el fin de sacarle todo el partido a sus activos, se han

Las “sobrecargas” son, por definición, indeseables. Con el tiempo, el exceso de calor que producen envejece el aislamiento sólido de los transformadores. El papel del aislamiento se vuelve quebradizo e incapaz de soportar el desgaste eléctrico y mecánico normal al que se ve sometido diariamente un transformador. El ritmo de envejeci-miento, incluso del papel térmicamente enriquecido, diseñado para resistir una temperatura máxima de 110°C con un enve-jecimiento normal, se duplica por cada 7 K de aumento de la temperatura. El aisla-miento no se puede reparar, y el fi nal de su vida anuncia el fi nal de la vida del trans-formador. Sin embargo, las sobrecargas también son necesarias, y los transforma-dores diseñados con arreglo a las normas internacionales se pueden sobrecargar como se indica en guías de carga como la IEC 60076-7. No obstante, las cargas supe-riores a las nominales implican cierto riesgo y envejecimiento acelerado, como señala la

superiores a las nominales implican cierto riesgo.

El modelo calcula la temperatura de punto caliente en el arrollamiento. Los parámetros más importantes son las temperaturas de la capa superior del aceite y del ambiente medidas, para unos valores nominales dados.

TrANsFormADor coN ms 3000


informes u obtener ayuda y suge-rencias. La monitorización mediante el MS 3000 es una experiencia interactiva».

Puntos calientes: un tema candenteLo que realmente limita la capacidad de sobrecarga de un transformador es la tem-peratura del arrollamiento. Aunque los arrollamientos pasan ensayos destinados a comprobar que su temperatura no supera los niveles establecidos en el sector, estos ensayos proporcionan la temperatura media en todo el arrollamiento. Su zona de mayor temperatura se conoce como “punto caliente”, y constituye el verdadero factor limitador. Si no se instala un sensor de fi bra óptica en el arrollamiento, no se puede acceder al punto caliente para efectuar mediciones. Además, las mediciones sola-mente indican el estado actual de sobre-carga. «Con la modelización se puede determinar la evolución futura», explica Dolata. Se han puesto en marcha nuevos desarrollos del modelo térmico y proyectos piloto para calcular el punto caliente, que a su vez permite calcular de manera continua la sobrecarga admisible del transformador. El modelo térmico implementado, basado en principios de las normas IEC, es sufi ciente para calcular las temperaturas del punto caliente y de la capa superior del aceite en condiciones de carga cíclica normal, en las que el factor de carga no supera el máximo de 1,3 indicado en la norma IEC para un

punto caliente máximo de 120°C y 105°C de temperatura de la capa superior del aceite. Además, en estado estable, la mode-lización empleada calcula el tiempo nece-sario para sobrecargar el transformador en condiciones de carga de emergencia de corta duración. No obstante, para hacer frente a fl uctuaciones bruscas de la carga o a sobre-cargas de emergencia intensas, para las que la norma IEC 60354 o 60076-7 exige que los transformadores resistan sobrecargas de 1,5 veces la corriente nominal durante hasta 30 minutos para una temperatura de punto caliente máxima de hasta 160°C, hay que reforzar y desarrollar el modelo térmico. El uso de estos modelos de diagnóstico continuo de sobrecargas hace posible la gestión dinámica de la carga. La importancia de la vigilancia continua de sobrecargas se ha puesto claramente de manifi esto por el hecho de que una temperatura de punto caliente de 120 °C, aunque es admi-sible según las normas internacionales, incre-menta el envejecimiento del aislamiento de papel no enriquecido en un factor de 12 en compa-ración con una tempera-tura de, por ejemplo, 98 °C. Para garantizar una monitorización pre-cisa de la capacidad de

FaCTorES Y CiFraS CLaVE

La vida útil de su papel aislante determina la expectativa de vida del transformador. La temperatura es uno de los principales factores de envejecimiento de la cadena de la celulosa. La gráfi ca muestra la sensibilidad a la temperatura del papel no enriquecido térmicamente en una atmósfera sin oxígeno. Su expectativa de vida se reduce a ritmos aún más acelerados en presencia de oxígeno o de

m Á s

Bartlomiej Dolata

sobrecarga continua, también hay que incluir el contenido de humedad del aisla-miento en el modelo térmico. En efecto, a medida que el transformador se calienta, la humedad migra del papel al aceite. Cuando el contenido de humedad en el aceite supera el 2%, el papel puede absorber agua residual que luego escapa en forma de burbujas de vapor de agua que van a parar al aceite o quedan atrapadas en el arrollamiento, lo que puede provocar una avería del aislamiento. Además, un 4% de agua en el aceite multiplica el envejeci-miento por 20.

Su zona de mayor temperatura se conoce como punto caliente.

Carga cíclica normal: ciclos de carga alta compensados por ciclos de carga baja

Carga de emergencia de corta duración: cargas excepcionalmente altas de menor duración que la constante de tiempo térmica del transformador (t ≤ 30 minutos)

Temperatura de punto caliente

< 120 °C -> tasa de envejecimiento de hasta 12

< 160 °C (temp. burbuja aceite 140°C)

Temperatura de capa superior del aceite

< 105 °C < 115 °C

Factor de carga máximo

1,3 (130%) 1,5 (150%)

humedad. La sobrecarga es el principal factor causante de altas temperaturas. Para determinar la capacidad de carga de un transformador, hay que calcular su punto caliente. El sistema de monitorización y

diagnóstico MS 3000 incorpora un modelo térmico para evaluar las capacidades de sobrecarga de un transformador de potencia dentro de los límites establecidos por la IEC.

Expectativa de vida del papel aislante vs. temperatura de punto caliente

Cargas cíclicas de funcionamiento según la IEC



Los primeros aerogeneradores se inventaron a finales del siglo XIX. Desde entonces han recorrido un largo camino, en parte gracias al trabajo pionero de la compañía con sede en Barcelona Ecotécnia, que Alstom adquirió en 2007. Alstom, que tiene referencias muy sólidas en aerogeneradores onshore, se ha lanzado al mercado offshore. Su nuevo pro-ducto puntero, el Haliade™ 150-6MW, que con un diámetro del rotor de 150 metros es el aerogenerador offshore más grande del mundo, está a la vanguardia en tecnología eólica. «Uno de nuestros principales retos era proteger la instalación de los elementos externos, con el fin de garantizar una fiabi-

lidad de funcionamiento de 20 años o más», dice Daniel Castell, director de la Platforma Eólica Offshore. Para ello había que proteger todas las superficies externas de la corrosión que provocan la humedad y la sal. «Muchas piezas externas son de fibra de vidrio, resist-ente a los elementos externos, pero todos los componentes expuestos al exterior llevan el mismo revestimiento que los barcos», añade Castell. «Además, todos los dispositivos inter-nos van herméticamente cerrados y se les inyecta un flujo de aire deshumidificado y filtrado que genera una pequeña sobrepresión que evita la corrosión de los componentes internos, que son muy sensibles». Otras

aportaciones a la mejora de la fiabilidad se han derivado del análisis modal de fallos, que ha permitido a los técnicos calcular los posi-bles fallos y el tiempo entre fallos. La identi-ficación modal de fallos se emplea a continuación como herramienta para imple-mentar medidas de mitigación de fallos con el fin de cumplir con los exigentes objetivos de fiabilidad. Además, el aerogenerador Haliade™ 150-6MW ofrece operación y diagnóstico remotos, con mantenimiento basado en la condición, lo que significa que la inspección se realiza sin necesidad de acudir a la instalación. Si es necesario resetear algún elemento, se hace desde tierra, lo

Primer aerogenerador offshore de nueva generación La fiabilidad es uno de los parámetros más importantes en el diseño de aerogeneradores offshore. Sin embargo, las condiciones ambientales extremas plantean importantes retos.

HALIADe™ 150-6mW


que ahorra tiempo y dinero y permite adoptar medidas correctoras con más rapidez.

Diseñado desde ceroCon todo, la fiabilidad del aerogenerador Haliade™ 150-6MW es en gran medida el resultado de toda una serie de innovaciones. «En lugar de adaptar la tecnología onshore a los requisitos offshore, diseñamos el Haliade™ desde cero», subraya Castell. Un ejemplo excelente es el generador de imanes permanentes con accionamiento directo. En este caso, para mejorar el rendimiento de la gran estructura, los imanes se han situado en el rotor y los devanados, solo en el estator. De este modo, el generador es más sencillo, ligero, robusto y fi able, en comparación con las soluciones tradicionales, que llevan devanados tanto en el estator como en el rotor. «Se trata de una solución totalmente nueva en aerogeneradores offshore», añade Castell. El enfoque del acciona miento directo también es una solu-ción innovadora en el campo de los aeroge-ne radores. En los diseños convencionales, la velocidad del generador es alta y se usa un multiplicador, precisamente para multiplicar la velocidad del eje. «Pero un multiplicador tiene muchos componentes, como roda-mientos y ruedas dentadas, que aumentan el peso de la instalación, reducen su fi abilidad e incrementan los costos de mantenimiento», señala Castell. En cambio, con el acciona-miento directo el generador va acoplado

directamente al rotor de la turbina. Esto significa que la velocidad de rotación del generador es la misma que la de las palas. También signifi ca que el propio generador es mucho más grande, pero sufi cientemente robusto para resistir las fuerzas a las que está sometido y reducir el peso total de la insta-lación. Una característica clave del generador de imanes permanentes con accionamiento directo es su tolerancia a fallos, derivada de sus tres líneas de generación independientes: el fallo de una línea no afecta a las otras, y la instalación puede seguir funcionando a una potencia algo inferior a la nominal. Gracias al mayor diámetro del rotor, se estima que el Haliade™ 150-6MW ofrecerá un 15% más de producción anual de energía que la generación actual de grandes turbinas

eólicas. Las palas también son únicas: con 73,5 metros de longitud,

son las más grandes jamás fabricadas para un aerogenerador (el récord anterior estaba en 12 metros menos). De hecho, el diámetro total —150 metros— supera la longitud de un campo de fútbol reglamentario. Como resultado, captura más viento y produce más energía por giro, resultando en una solución más ligera, ya que optimiza el ratio energía-peso (MWh por tonelada de peso de la máquina). «No obstante, debido a estas dimensiones tan enormes, decidimos ubicar la planta de ensamblaje cerca de la costa —lo más cerca posible de la ubicación fi nal— para minimizar las operaciones de trans-porte».

Potencial comercialEl primer aerogenerador Haliade™ 150-6MW se ha instalado —en tierra— en Le Carnet, cerca de la planta de ensamblaje de Saint-Nazaire, en el oeste de Francia. Ya ha pasado con éxito las pruebas de ensam-blaje y actualmente está en fase de puesta en marcha. A principios de 2013 se instalará una segunda unidad, esta vez en el mar, en un parque eólico cercano a la costa belga, para realizar pruebas en condiciones reales. Recientemente, el consorcio formado por EDF-EN y Alstom se ha adjudicado tres proyectos del concurso eólico offshore fran-cés: uno cerca de la costa de Saint-Nazaire y dos en aguas de Normandía, en el norte del país. La fase de pre-series comenzará en 2013, y la de producción en serie, en 2014. Está previsto que empiecen a funcionar a partir de 2016.

La robustez y el rendimiento del aerogenerador offshore Haliade™ 150-6MW se deben en gran medida a la innovadora estructura electromecánica, que combina la tecnología de soporte del rotor de Alstom con un generador de imanes permanentes con accionamiento directo, lo que refuerza la fi abilidad de la estructura del tren de potencia que produce y transmite la electricidad.

Las fl uctuaciones de la fuerza del viento y los cambios de dirección en las instalaciones en el mar pueden ser perjudiciales para el tren de potencia. La tecnología ALSTOM PURE TORQUE® protege el generador y mejora su rendimiento desviando de manera segura las tensiones indeseadas que produce el viento a la torre de la turbina eólica a través de la estructura principal. Este diseño, que ya integran las

turbinas onshore de Alstom, separa el rotor del generador. Dos robustos rodamientos transmiten las cargas de fl exión a la torre, mientras que un acoplamiento fl exible asegura que únicamente la fuerza de torsión, o par motor, llegue al rotor del generador. De este modo, entre el rotor del generador y el estator queda en todo momento el entrehierro mínimo sufi ciente para garantizar la máxima efi ciencia eléctrica.

roBUSTEZ, FiaBiLidad Y aLTo rEndimiEnTo: aLSTom PUrE TorQUE®

Captura más viento y produce más energía por giro con una solución más ligera.

LA TecNoLoGÍA ALsTom PUre TorQUe®


Daniel Castell

m Á s


EdiToriaL CAPÍTULO II POR DELANTE DE NUESTRO TIEMPO

Innovación y rendimientorendimiento

Las descargas parciales en las GIS pueden afectar a la fi abilidad, así que hay que medirlas constantemente. Alstom Grid ha desarrollado sus soluciones PDwatch exactamente con ese fin. La ciudad de Niza está instalando una microrred de demostración. Utilizará el sistema DERMS de Alstom Grid para interconectar viviendas y edificios industriales inteligentes, paneles solares y sistemas de almacenamiento de energía, y también para conectar la microrred a la red de distribución principal. Los códigos de red establecen los requisitos que deben cumplir todos aquellos que se conectan a la red eléctrica. Varían de un país a otro, e incluso dentro de cada país. La armonización ha comenzado, impulsada en parte por la aparición de la energía eólica.



medición de descargas

parciales en GiSA medida que los clientes

presionan para que se adopte el mantenimiento basado en

condiciones en las subestaciones aisladas en gas (GIS), surgen nuevas oportunidades de medición

periódica o continua de las descargas parciales

medición de descargas

en GiSA medida que los clientes

presionan para que se adopte el mantenimiento basado en

en las subestaciones aisladas en gas (GIS), surgen nuevas oportunidades de medición

periódica o continua de las descargas parciales


Tradicionalmente, las subestaciones de alta tensión se han aislado en aire. Sin embargo, las distancias necesarias entre fases y entre cada fase y tierra son enormes, lo que ha dado como resultado unas instalaciones bastante grandes, difíciles de ubicar en los entornos urbanos donde tan preciado es el espacio. Para superar esta limitación se desa-rrolló una tecnología paralela, la subestación aislada en gas (GIS por su sigla en inglés), que utiliza un gas, por ejemplo hexafl uoruro de azufre (SF6) a alta presión. El SF6 tiene unas propiedades dieléctricas excelentes y se utiliza como medio aislante entre las fases y entre estas y la tierra. El resultado es una subestación mucho más compacta. De hecho, las subestaciones aisladas en gas pueden ocupar la décima parte que sus primas ais-ladas en aire, según el nivel de tensión. El empleo de aparamenta aislada en gas en las redes eléctricas ha crecido rápidamente gracias a su carácter compacto, su bajo man-tenimiento y su confi able funcionamiento. Pero la confi abilidad de la aparamenta GIS puede verse socavada por la presencia de partículas

libres procedentes fundamentalmente del proceso de fabricación, las vibraciones mecá-nicas o las piezas móviles del sistema, como interruptores o seccionadores. Según David Gautschi, ingeniero eléctrico en Alstom Grid, «son fenómenos inusuales, pero localmente pueden generar campos eléctricos elevados que excedan los límites de diseño de la estruc-tura e iniciar descargas parciales que den lugar a electrones libres e iones en el aisla-miento. Las descargas parciales repetidas pueden activar una carbonización progresiva de los espaciadores que se puede ir acumu-lando con los años hasta que se produce un contorneamiento o una falla de la estructura de aislamiento de la aparamenta que hace que toda la instalación, o parte de ella, se desconecte». Las reparaciones —que muchas veces hacen necesario fabricar piezas espe-cífi cas— pueden llevar varias semanas.

medición de las descargas parcialesCuando se producen descargas parciales (que provocan caídas de tensión de menos de un nanosegundo), generan ondas electromag-

néticas que se propagan por la aparamenta. Estas ondas se pueden medir con diferentes tecnologías que operan en diversas gamas de frecuencias. La detección de las descargas parciales en gamas de frecuencias bajas se puede realizar efectuando mediciones con sensores acústicos. «En la gama de frecuen-cias medias, entre unos kHz y unos MHz, las mediciones se suelen hacer con un conden-sador de acoplamiento» dice Gautschi. «La desventaja de utilizar este dispositivo es que es grande e inadecuado para el monitoreo


APARAMENTA AISLADA EN GAS

en línea. Sin embargo, las des-cargas parciales en gas a presión se

pueden medir en la gama de frecuencias ultra altas (UHF), entre 100 MHz y 2 GHz. La ventaja añadida es que este procedimiento permite monitorizar permanentemente toda la subestación y que se puede establecer con

precisión la ubicación de la actividad de descarga parcial».

La demanda de este tipo de monitoreo es particularmente grande en Oriente Medio, aunque menos pronunciada en Europa, donde las empresas de servicio público dudan más en hacer la inversión necesaria.

Mediciones en la gama UHFEl mercado ofrece diversos tipos de equipos para realizar mediciones en la gama UHF. Alstom Grid ha desarrollado su propia

solución, denominada PDwatch. El centro de competencia del producto PDwatch está en Aix-les-Bains, Francia. El sistema PDwatch se puede usar, bien para medicio-nes periódicas (PDwatch Portable), o bien para monitoreo continuo del estado (PDwatch Online). El segundo método tiene la ventaja obvia de que monitoriza toda la actividad de descarga parcial a lo largo del tiempo, por lo que ofrece una base mejor para decidir cuándo se precisa mantenimiento, en lugar de confi ar


únicamente en comprobaciones puntuales con un sistema portátil. «La ventaja de las mediciones en la gama UHF es que suprimen eficazmente el ruido externo», explica Jean-François Penning, director de proyecto para PDwatch. Se puede elegir la gama de frecuencias para efectuar las medi-ciones en una banda con poco ruido externo. El procedimiento para eliminar el ruido externo, por ejemplo en la gama de la telefonía móvil GSM, es el siguiente: las mediciones de los sensores instalados en la GIS se comparan con las lecturas de los instalados en otros compartimientos o con los de una antena externa adicional. Este método evita tener que emplear fi ltros supre-sores de banda adicionales en los puertos

de entrada, como suelen requerir los sistemas de monitoreo de banda ancha estándar. Además mantiene un buen nivel de señal. Una vez que se ha medido la actividad de descarga parcial, la siguiente tarea —y la más complicada— es interpretar los patrones de descarga parcial y clasifi carlos por niveles de gravedad. «Parte de la complejidad reside en que los patrones de descarga parcial variarán según el diseño de la aparamenta», señala Gautschi. «Por tanto, es esencial tener acceso a la base de datos del fabricante para ase-gurarse de que la información sobre las des-cargas parciales se interpreta con precisión. Alstom Grid va a poner sus bases de datos a disposición de los clientes».

monitoreo de descargas parciales con PDwatch onlineEl sistema de monitoreo UHF PDwatch Online registra y presenta en pantalla las señales UHF generadas por las descargas parciales en una subestación aislada en gas. Es de instalación permanente en la subestación y

permite el acceso a distancia en cualquier momento. Así se pueden detectar y eliminar fallas dieléctricas incipientes antes de que se produzca un contorneamiento. Utilizado con sensores adecuados, este sistema puede detectar defectos críticos tales como partícu-las, coronas, potenciales libres y vacíos de aislamiento. También se puede programar para que genere alarmas a un valor absoluto especifi cado y a umbrales temporales. «El último sistema es muy avanzado», señala

Gautschi, «y utiliza algoritmos rápidos que ofrecen una precisión muy elevada».”

Detector UHF PDwatch Portable PDwatch Portable está diseñado para cam-pañas de medición en subestaciones en la fase de puesta en servicio o periódicamente durante la vida de la subestación. Es un dis-positivo dos en uno que ofrece análisis del espectro de frecuencias y análisis temporales. Utilizando este equipo a intervalos regulares,

El PDwatch Portable ofrece análisis del espectro de frecuencias y análisis temporales.

Sensor UHF instalado en GIS monofásica.

Aplicación en exteriores del sensor anterior.



también se pueden detectar fallas dieléctricas incipientes y eliminarlas antes de que se produzca una avería total. El detector UHF y su PC portátil van en un maletín y se sumi-nistran con todos los cables y accesorios necesarios.

PDwatch managerEsta herramienta software permite gestio-nar los registros de eventos al tiempo que

facilita la detección de defectos. Se puede usar en modo local con la interfaz hombre-máquina (HMI) del PC de la unidad central o ejecutar en un PC remoto por Internet. Incluye una biblioteca constantemente actualizada de descargas parciales que ayuda a identifi car los patrones de descarga parcial. Tiene la ventaja añadida de que ahorra a los usuarios un tiempo considera-ble, ya que genera los informes de las prue-bas automáticamente.

SEnSorES Para mEdir La aCTiVidad dE dESCarGa ParCiaLPara medir las descargas parciales en una subestación aislada en gas se pueden usar sensores de distinto tipo. El último diseño de Alstom Grid emplea una antena cónica y ocupa muy poco espacio. Su sensibilidad se ha sometido a pruebas en condiciones de laboratorio en distintas celdas de calibración, y también una vez instalado en la aparamenta. Ofrece un nivel de precisión extraordinario y alta linealidad. Además, el costo del dispositivo se ha reducido drásticamente y el pequeño espacio que requiere permite instalarlo en subestaciones antiguas. Su salida lleva integrado un supresor de bajas frecuencias, de modo que no se aprecia tensión a frecuencia de red en el conector del sensor. La salida también se puede adaptar en función de las necesidades del cliente y se puede, por ejemplo, usar como detector de tensión convencional para comprobar si una fase concreta está o no bajo tensión.

El nuevo sensor se ha instalado en todos los tipos de subestación aislada en gas de Alstom Grid y sometido a pruebas para su uso en proyectos de modernización. Los últimos desarrollos han dado como resultado una versión adaptada del sensor que se utiliza en grandes transformadores de potencia para monitorizar las descargas parciales en el aceite. Esta versión se ha instalado en polos de transformadores de 800 MVA de la eléctrica suiza Alpiq. Los transformadores llevan en servicio desde 2011.

Durante el desarrollo del sensor, se probaron los métodos de calibración existentes para sensores de GIS y se desarrolló una nueva celda de calibración de alto rendimiento para llevar a cabo pruebas cuando no hay bahías disponibles para realizar este procedimiento in situ.

David Gautschi

m Á s

El detector UHF del PDwatch Portable registra y presenta en pantalla las señales UHF generadas por las descargas parciales en una GIS.


Gestión de la red

Arquitectura LINKY

Gestión de carga del cliente

Gestión de la energía

A cargo del DSO

Funcionamiento de la red

Concentrador de datos LINKY

Almacenamiento (baterías)

Gestión inteligente local

Gestión de operación autónoma

Contador inteligente LINKY

Supervisión con contador inteligente LINKY

DSOTSO

Gestión de energía de la red Proveedor

Previsión meteorológica

RESPUESTA A LA DEMANDA

INTEGRACIÓN MASIVA DE RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUIDOS

ALMACENAMIENTO AISLADO Y DESCONEXIÓN DE CARGA

nice Grid – el futuro, a pruebaDe las microrredes se ha dicho que son «las impacientes

recién llegadas de nuestro futuro energético». Son redes eléctricas independientes de pequeña escala para comunidades, ciudades, barrios e incluso alojamientos

individuales, que aportan energía renovable distribuida integrada, una mejora de la fi abilidad de la red, datos de consumo energético individuales y control personalizado.

GesTIÓN De LA eNerGÍA De LA mIcrorreD

ProDUccIÓN, ALmAceNAmIeNTo Y coNsUmo



Gestión de la red

Arquitectura LINKY

Gestión de carga del cliente

Gestión de la energía

A cargo del DSO

Funcionamiento de la red

Concentrador de datos LINKY

Almacenamiento (baterías)

Gestión inteligente local

Gestión de operación autónoma

Contador inteligente LINKY

Supervisión con contador inteligente LINKY

DSOTSO

Gestión de energía de la red Proveedor

Previsión meteorológica

RESPUESTA A LA DEMANDA

INTEGRACIÓN MASIVA DE RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUIDOS

ALMACENAMIENTO AISLADO Y DESCONEXIÓN DE CARGA

Aunque son un tema de rabiosa actualidad, al día de hoy son pocas las microrredes comerciales de última generación y capa-cidad generadora signifi cativa en funciona-miento. Nice Grid, un laboratorio “viviente” situado cerca de Niza, en el sur de Francia, es una de las escasas microrredes experi-mentales que existen en todo el mundo. En el proyecto, que tiene una duración prevista

de cuatro años, colaboran ERDF (el opera-dor de la red de distribución francesa), EDF (el proveedor de electricidad), Alstom, el fabricante de baterías Saft y otros socios industriales y pymes innovadoras. El pro-yecto ha sido seleccionado como uno de los seis proyectos experimentales de redes inteligentes del programa Grid4EU de la Unión Europea. El proyecto validará una

innovadora arquitectura para redes de dis-tribución de media y baja tensión con vivien-das inteligentes capaces de gestionar sus necesidades de electricidad y nuevas arqui-tecturas, denominadas centrales eléctricas virtuales, para gestionarlas. En total está previsto que participen en el experimento 1 500 usuarios residenciales, comerciales e industriales. Nice Grid es uno de

Nice Grid tiene un triple objetivo: probar la integración masiva de fotovoltaica, permitir la operación autónoma de sistemas aislados para garantizar la seguridad del suministro y proporcionar respuesta a la demanda para fl exibilizar el consumo.


LaS miCrorrEdES hoY…El balance energético de la red se basará en un aporte mayor de recursos energéticos distribuidos (energías renovables, respuesta a la demanda y almacenamiento). Como la red de distribución actual no tiene cabida para estos nuevos tipos de flujo de energía, se necesita optimización inteligente a nivel local, mientras se mantiene la calidad y la seguridad del suministro eléctrico.

… Y maÑanaLas microrredes son los pilares de las ciudades inteligentes del mañana. Aprovechan al máximo la flexibilidad de los “prosumidores” (consumidores que también producen electricidad), al tiempo que integran nuevos recursos energéticos distribuidos y soluciones de almacenamiento. Tanto las áreas frágiles expuestas a los apagones como las ciudades densamente pobladas estarán eventualmente alimentadas por redes autónomas dentro de una red inteligente general capaz de superar perturbaciones de consideración. El diseño de los sistemas de gestión de la energía del futuro se basará en una arquitectura multicapa descentralizada, en la que las microrredes proporcionarán inteligencia y optimización local. En el nivel local se integrarán además nuevas fuentes de energía renovables, como la biomasa y la microhidráulica, así como nuevas soluciones de almacenamiento. Las microrredes locales y los barrios inteligentes conformarán distritos inteligentes, que a su vez formarán parte de ciudades inteligentes en las que cada capa optimizará a la inmediatamente inferior, dando así lugar a una infraestructura de red inteligente general.

Said Kayal

m Á s

los 15 proyectos experimentales de red inteligente en los que Alstom participa activamente en todo el mundo. El proyecto estudiará y verificará aspectos económicos, técnicos y sociales relacionados con las micro-rredes del futuro. Ello incluye la optimización y el uso de redes de media y baja tensión con un aporte masivo desde fuentes de energía renovables descentralizadas e intermitentes (principalmente fotovoltaica), o el compor-tamiento de los clientes, que se convertirán en agentes de su propia producción, consumo y almacenamiento de elec-tricidad. También se estu-diará el funcionamiento de una zona de consumo inde-pendiente equipada con recursos para el almacena-miento de energía aislados de la red principal.

DermsNice Grid utilizará la solu-ción de gestión de recursos de energía distribuida de Alstom Grid (DERMS por sus siglas en inglés) para interconectar viviendas y edificios industriales inte-ligentes, instalaciones de almacenamiento de ener-gía y un gran número de paneles solares, reunién-dolos en una sola microrred integrada», explica Said Kayal, director de innovación para redes inteligentes en Alstom Grid. «DERMS permitirá optimizar el consumo

de energía en la microrred y conectarla a la red de distribución principal de ERDF. La red de distribución actual no puede dar cabida a este nuevo tipo de flujo energético, por lo que la optimización y el equilibrio locales entre producción, consumo y alma-cenamiento parece ser el enfoque adecuado para evitar inversiones masivas en la red de distribución», añade. ERDF y EDF tienen que integrar las fuentes de energía distri-buida en sus operaciones de red y comer-ciales cotidianas. Nice Grid tratará de

responder a sus necesidades empresariales en términos de integración, optimización y despacho de recursos energéticos distribuidos sobre la base de un nodo de red de MT/BT.

¿Conectada a la microrred?

Nice Grid interconectará viviendas y edificios industriales

inteligentes, instalaciones de almacenamiento de energía y un gran número de paneles solares.



superando los retosLa región suroriental de Francia en la que se ubicará Nice Grid es una “península eléc-trica”. De momento produce únicamente el 40% de sus necesidades energéticas, pero ya tiene una elevada concentración de pane-les solares conectados a la red, lo que la convierte en el lugar ideal para el experi-mento. La demostración captará en torno a 2 MW de la capacidad fotovoltaica instalada en la región. En situaciones extremas, la microrred se puede aislar. Este principio se basa en que, si la red de distribución sufre una interrupción del suministro u otra con-dición extrema, la microrred seguirá obte-niendo energía de los recursos energéticos distribuidos (paneles solares, almacena-miento o respuesta a la demanda), dado que es una red autónoma independiente. «Uno de los principales retos del proyecto incluye la inyección ágil de energía renovable des-

centralizada e intermitente en la red de distribución, así como su gestión. El proyecto incorpora sistemas de almacenamiento y centros de gestión de la demanda centrali-

zados con el fin de conseguirlo; no obstante, la optimización energética por medio de soluciones de almacenamiento se impulsará al máximo», especifica Kayal. Otro reto clave del proyecto es lograr que los consumidores participen activamente en el balance ener-gético local a través de la respuesta a la demanda. Nice Grid tratará de diseñar y validar un nuevo modelo de interacción entre los actores del mercado energético: consu-

Los clientes se convertirán en agentes de su propia producción, consumo y almacenamiento.

midor, agregador comercial y operador de la red de distribución (DSO) a nivel de la microrred. El DSO (ERDF) será capaz de canalizar energía donde se necesite, y los

usuarios finales podrán monitorizar y con-trolar su consumo por medio de contadores inteligentes. De este modo, el proyecto Nice Grid demostrará el impacto de reducir la demanda de energía y disminuir las emisio-nes de CO2, mientras mantiene la calidad y la seguridad de la red, actuando como una especie de laboratorio para experimentos que no se pueden realizar en una red nacio-nal en funcionamiento.

Un lugar agradable en el que estar cuando el sol brilla.



En un mercado eléctrico desregulado,la armonización de los códigos de red es un paso necesario

para maximizar la efi ciencia de la red y garantizar una competencia justa entre proveedores. La integración

de los parques eólicos en la red puede acelerar la tendencia.

Las relaciones entre el operador de la red de transmisión eléctrica (TSO) y todos los usua-rios de dicha red se exponen en un documento denominado “código de red”. Este término se utiliza en general para referirse al conjunto de códigos, reglas y leyes que defi nen los requisitos técnicos de las partes conectadas a redes eléctricas públicas: proveedores, consumidores, generadores y operadores. Especifi ca procedimientos ordinarios tanto de planificación como operativos y cubre circunstan-cias tanto normales como excepciona-les. Históricamente, cada TSO ha elabo-rado su propio código de red, y un país puede tener un código de red único (Francia, por ejemplo) o varios (como Ale-mania). En general, estos códigos ya están armonizados en cada país y han dado lugar a lo que se puede denominar “códigos nacio-nales”. Algunos son muy precisos (el código de red del Reino Unido tiene más de 600 páginas) y otros muy concisos (entre 30 y 40 páginas tiene el de un operador alemán). Sin embargo, todos giran más o menos en torno al mismo marco, que abarca la defi ni-ción de los criterios técnicos, de diseño y operativos de acceso y uso de la red, la planifi cación del desarrollo y el refuerzo de la red, los criterios y estándares de funcio-namiento del sistema, la programación

y el despacho de los recursos de suministro y demanda, el intercambio de datos, las polí-ticas de medición y los sistemas para las transacciones de potencia y energía en la red.

La desregulación del mercado cambió el panoramaDurante décadas, estos códigos de red nacio-nales se adaptaron con facilidad a la creciente transferencia internacional de electricidad.

«Las cosas se complica-ron con la desregula-ción del mercado, cuando más y más actores se incorporaron a las redes eléctricas y distintos productores o empresas privadas y públicas se conectaron

a ellas», explica Daudi Mushamalirwa, direc-tor de consultoría de red de Alstom Grid. Como resultado, para diseñar, construir y operar sus productos a gran escala, las empresas del sector eléctrico tienen que considerar toda una serie de requisitos de conexión a red de varios países. Aunque en todo el mundo se usan los mismos niveles de tensión y frecuencias síncronas (50 Hz o 60 Hz), sus valores de funcionamiento sue-len diferir. «Ocurre incluso en Europa», añade Mushamalirwa. «Por ejemplo, la variación de tensión admisible a 400 kV está compren-dida entre el -10% y el +5% en Austria, entre el -8% y el +10% en Alemania y entre el -13% y el +5% en Irlanda». Los desarrolladores

El sector de la energía eólica es un potente vector de armonización.

La energía eólica impulsa la armonización

de los códigos de red

POR DELANTE DE NUESTRO TIEMPO

En un mercado eléctrico desregulado,la armonización de los códigos de red es un paso necesario

para maximizar la efi ciencia de la red y garantizar una competencia justa entre proveedores. La integración

de los parques eólicos en la red puede acelerar la tendencia.

y el despacho de los recursos de suministro y demanda, el intercambio de datos, las polí-ticas de medición y los sistemas para las transacciones de potencia y energía en la red.

Durante décadas, estos códigos de red nacio-nales se adaptaron con facilidad a la creciente transferencia internacional de electricidad.

«Las cosas se complica-ron con la desregula-ción del mercado, cuando más y más actores se incorporaron a las redes eléctricas y distintos productores o empresas privadas y públicas se conectaron

a ellas», explica Daudi Mushamalirwa, direc-tor de consultoría de red de Alstom Grid. Como resultado, para diseñar, construir y operar sus productos a gran escala, las empresas del sector eléctrico tienen que considerar toda una serie de requisitos de conexión a red de varios países. Aunque en todo el mundo se usan los mismos niveles de tensión y frecuencias síncronas (50 Hz o 60 Hz), sus valores de funcionamiento sue-len diferir. «Ocurre incluso en Europa», añade Mushamalirwa. «Por ejemplo, la variación de tensión admisible a 400 kV está compren-dida entre el -10% y el +5% en Austria, entre el -8% y el +10% en Alemania y entre el -13% y el +5% en Irlanda». Los desarrolladores



La energía eólica

de los códigos de redimpulsa la armonización

de los códigos de redimpulsa la armonización


aLSTom Grid, miEmBro dEL GrUPo dE TraBajo FranCÉS Para La ConEXiÓn a La rEd dE ParQUES EÓLiCoSGimélec, asociación francesa de equipamiento eléctrico, automatización y servicios relacionados integrada por 230 empresas del sector eléctrico, ha reunido un “grupo de trabajo” para apoyar la conexión a la red de los parques eólicos de Francia y garantizar una competencia justa. «En su calidad de miembro infl uyente de Gimélec, Alstom Grid será uno de los líderes de este grupo de trabajo, que tiene como objetivo convertir al sector eléctrico francés en un potente grupo de presión que se haga oír en el proceso de defi nición de los requisitos normativos y los incentivos de la energía eólica y otras fuentes de energía renovables», dice Daudi Mushamalirwa. Promover el punto de vista del sector eléctrico es esencial para que los requisitos de conexión a la red sean completos y transparentes, con el fi n de evitar interpretaciones erróneas y asegurarse de que sean tan explícitos como sea posible e incluyan defi niciones claras y compartidas de los términos empleados en el campo de las turbinas eólicas, los parques eólicos y otros equipos. Los requisitos también deberían centrarse en aspectos esenciales de rendimiento técnico, dejando algo de espacio para los servicios auxiliares; deberían equilibrar costos y benefi cios del rendimiento técnico y, más en general, deberían defi nirse de modo que se puedan cumplir con el mínimo costo general. En última instancia, los requisitos de las centrales eólicas no deberían ser excesivos ni discriminatorios.

Daudi Mushamalirwa

m Á s

que trabajan en más de un país tienen que descifrar y comprender varios códigos de red con cláusulas formuladas de manera distinta pero que cumplen esencialmente la misma función. Es más, los requisitos de los códigos a menudo no son lo bastante claros, no siempre están técnicamente justifi cados o no son económicamente rentables. Por

su parte, los fabricantes muchas veces tienen que desarrollar hardware y

software a medida para lograr la con-formidad en una región concreta, cuando un enfoque común podría

proporcionar una solución técnicamente equivalente. Todo

ello obliga al sector eléctrico a incurrir en costes adicionales y esfuerzos innecesarios.

energía eólica: un potente vector de armonización

La desregulación y la internacionalización de las redes eléctricas han dado lugar a una creciente necesidad de desarrollar un con-junto armonizado de requisitos de conexión a red. El proceso ya está en curso a escala europea e internacional, gracias a los esfuer-zos normalizadores de asociaciones como la Red Europea de Gestores de Redes de Trans-porte de Electricidad (REGRT de Electricidad), que agrupa a 41 TSOs de 34 países. La armo-nización avanza lentamente. «No obstante, el sector de la energía eólica es un potente vector de armonización, pues necesita con urgencia que se aclaren y unifi quen los códi-

gos», dice Mushamalirwa. El funcionamiento de las centrales nucleares, de combustibles fósiles e hidroeléctricas se puede planifi car y controlar con el fi n de cubrir la curva de carga diaria de la demanda eléctrica de la red, pero la situación no es la misma en el caso de las centrales que utilizan energías renovables como la eólica (o la solar), cuyo funciona-miento depende de las condiciones meteo-rológicas y que solamente permite un control limitado. Además plantean problemas poten-ciales de fi abilidad si una parte importante de la potencia eólica se desconecta de la red debido a faltas en la red. Y como la energía eólica se está convirtiendo en una importante fuente de generación en toda la UE (con un nivel de penetración previsto del 12% para 2020), «también existe el deseo de que la eólica aporte algunos servicios de soporte de red tales como potencia reactiva o control de frecuencia y tensión». Según la Asociación Europea de la Energía Eólica (AEEE), los requisitos técnicos armonizados maximiza-rán la eficiencia de todas las partes y se deberían emplear siempre que sea posible y apropiado. Esta estrategia de armonización será particularmente benefi ciosa para los fabricantes, que solo tendrán que desarrollar plataformas de hardware y software comu-nes; para los desarrolladores, que verán disminuir el número de equipos y los costos de conexión; para los consumidores, que disfrutarán de precios más bajos; y para los operadores de la red, especialmente los que aún tienen que desarrollar sus propios requi-sitos de conexión a la red para centrales de energía eólica.

que trabajan en más de un país tienen que descifrar y comprender varios códigos de red con cláusulas formuladas de manera distinta pero que cumplen esencialmente la misma función. Es más, los requisitos de los códigos a menudo no son lo bastante claros, no siempre están técnicamente justifi cados o no son económicamente rentables. Por

su parte, los fabricantes muchas veces tienen que desarrollar hardware y

software a medida para lograr la con-formidad en una región concreta, cuando un enfoque común podría

proporcionar una solución técnicamente equivalente. Todo

ello obliga al sector eléctrico a incurrir en costes adicionales y esfuerzos innecesarios.

energía eólica: un potente vector de armonización

La desregulación y la internacionalización de las redes eléctricas han dado lugar a una creciente necesidad de desarrollar un con-junto armonizado de requisitos de conexión a red. El proceso ya está en curso a escala europea e internacional, gracias a los esfuer-zos normalizadores de asociaciones como la Red Europea de Gestores de Redes de Trans-porte de Electricidad (REGRT de Electricidad), que agrupa a 41 TSOs de 34 países. La armo-nización avanza lentamente. «No obstante, el sector de la energía eólica es un potente vector de armonización, pues necesita con urgencia que se aclaren y unifi quen los códi-

Las redes de transmisión han cambiado con rapidez debido a los avances tecnológicos, la presión de los reguladores, el auge de las renovables y la llegada de las microrredes. Estos avances se están trasladando ahora a las redes de distribución. Un nuevo centro tecnológico en Shanghái tiene capacidad para ensayar módulos de válvulas de tiristores formados por tiristores de seis pulgadas y con un peso que supera las 20 toneladas. La compañía eléctrica pública neozelandesa, Transpower, ha encargado a Alstom Grid el diseño y desarrollo de un compensador de potencia reactiva para su instalación en toda la red nacional.

Productos y servicios

inteligentes



EdiToriaL CAPÍTULO III ENERGÍA PARA TODOS, AHORA Y EN EL FUTURO

Los dispositivos automáticos de protección de las redes eléctricas datan de la década de 1830, mucho antes del desarrollo de las redes eléctricas comerciales, e incluso algu-nos dispositivos modernos de protección de las redes siguen aplicando conceptos desa-rrollados hace casi un siglo. La alta confi a-bilidad que se exige de las tecnologías de protección hace que los enfoques consoli-dados aún ocupen un lugar importante, y la introducción de cualquier concepto nuevo

constituye un hito. Dicho esto, en los sec-tores de la transmisión y la distribución los cambios son cada vez más rápidos, debido a una combinación de progreso tecnológico (especialmente en hardware y software informático), presiones de los reguladores, exigencias de los clientes y creciente impor-tancia de las redes de corriente continua (c.c.), así como a la inyección distribuida de las renovables y a las microrredes que ope-ran en paralelo con la red principal. La

transmisión ha llevado la iniciativa en este terreno, y muchas de sus innovaciones en protección se han adoptado o se están explo-rando para aplicarlas también en la distri-bución. Según Ponniah Sankarakumar, director regional de marketing y desarrollo de negocio para soluciones de automatiza-ción de subestaciones de Alstom, «la ima-ginación es el único límite a la medida en que la tecnología de protección del sector de la transmisión se puede transferir

Trasmitiendo las ventajas de las tecnologías

de automatización y protecciónLa aparición de las redes inteligentes afectó inicialmente a las redes

de transmisión, pero muchas de las cuestiones suscitadas probablemente también serán relevantes para las redes de distribución. Por este motivo, Alstom Grid está examinando la experiencia y las

técnicas de automatización y protección empleadas en transmisión que se pueden aplicar al diseño y la operación de las redes de distribución.

eL mIcom P40 AGILe



Trasmitiendo las ventajas

de automatización y protecciónde las tecnologías

de automatización y protecciónde las tecnologías

La aparición de las redes inteligentes



al de la distribución, aunque siempre es razonable empezar por lo evidente».

Tecnologías transferiblesLa primera de la lista es la fl exible lógica de esquema programable (LEP), que optimiza el uso de la instalación al permitir a los usua-rios de relés confi gurar un esquema de pro-tección individual adaptado a su aplicación concreta. El funcionamiento de la LEP está orientado a eventos, lo que signifi ca que la lógica sólo se procesa cuando una de sus entradas cambia y que, además, únicamente lo hace la parte de la LEP afectada por el cambio. Otra vía prometedora es, según Sankarakumar, utilizar funciones que ya existen en las redes de transmisión para integrar más supervisión en los dispositivos del nivel de distribución. «Esto podría supo-ner una activación más temprana del man-tenimiento predictivo, lo que a su vez mejoraría la confi abilidad, la resiliencia y la reactividad del sistema en su conjunto». La gestión de la carga también se puede bene-fi ciar de una mayor automatización. Así, con el fi n de minimizar los efectos de las subfre-cuencias en la red, se puede utilizar un esquema de deslastre de cargas en cascada, con las cargas de la central priorizadas y agrupadas. En una situación de subfrecuen-cia, los grupos de carga se desconectan secuencialmente, con el grupo de mayor prioridad en último lugar. La automatización puede ayudar a defi nir la duración óptima de la desconexión de las cargas, además de garantizar que no se vuelvan a conectar cargas que supongan una repetición inme-diata del problema.

La comunicación es claveEl intercambio de información es fundamen-tal en todas las nuevas tecnologías, y los relés de protección necesitan ofrecer proto-colos de comunicación modernos como el IEC 61850. Con este protocolo, el acceso a los equipos físicos de la subestación se hace vía Ethernet, y los dispositivos reales son una colección de dispositivos lógicos cons-tituidos por nodos lógicos. Estos dispositivos lógicos se pueden asignar a servicios de comunicaciones específi cos como GOOSE (eventos genéricos de subestación orienta-dos a objetos) que pueden sortear el proto-colo TCP/IP para presentar eventos de la

Preparado para EthernetIEC 61850, DNP3 y Courier.

CiberseguridadConforme con NERC.

Puerto USB frontalCompatible con los PC portátiles actuales.

Sin plomoComponentes sin plomo, proceso sin plomo.

Sin batería No contiene metales pesados.

Elevada reciclabilidadObjetivo superior al 60 %.


miCom P40 aGiLE: FiaBLE, rEaCTiVo Y rESPonSaBLEEl sector de la energía está sometido a la presión tanto de los reguladores como de los ciudadanos para que reduzca su impacto medioambiental y se comporte de manera más acorde con los principios de la responsabilidad social. Aunque los esfuerzos por combatir los gases de efecto invernadero y otras formas de contaminación atmosférica son los que más atención suscitan, Alstom Grid está contribuyendo a mejorar el desempeño en todos los eslabones de la cadena de producción, transmisión y distribución.

Los relés de protección MiCOM P40 Agile constituyen un ejemplo práctico de lo que se puede lograr. El P40 está redefi niendo los relés de protección para un futuro energético más inteligente y efi ciente, no sólo por su efi ciencia de funcionamiento, sino también por su diseño y proceso de fabricación.

El MiCOM P40 Agile es reciclable al 85% y se fabrica en un proceso libre de plomo. Ofrece la disipación de potencia más baja entre productos comparables y no requiere batería fi ja, con lo que elimina una fuente de metales pesados y un factor potencial de reducción de la fi abilidad. Incluso se ha optimizado su peso (embalaje incluido) para reducir la huella de carbono debida al transporte. Además, detecta y desconecta las líneas aéreas caídas, evitando así accidentes fatales. El P40 Agile protege las redes, pero también a las personas, a los animales y al medio ambiente.

Ponniah Sankarakumar

m Á s

Muchas innovaciones en protección se están explorando para la distribución.

huella de carbono por transportePeso y volumen minimizados.

huella de carbono por funcionamientoConsumo eléctrico reducido.

para las normales. Con todo, aunque los protocolos compartidos y el hardware de serie ofrecen numerosas ventajas en lo rela-tivo al diseño, el control y la confi abilidad de la red, también tienen algunas desventajas, y plantean toda una serie de nuevas cues-tiones. Como los diversos componentes de hardware y de software son bien conocidos, los ciberataques también son más fáciles y se pueden dirigir simultáneamente contra distintas instalaciones que usen equipos similares. Como señala Sankarakumar: «Ahora los relés de protección son disposi-tivos electrónicos inteligentes (IED), y tene-mos que disponer de unas comunicaciones seguras dentro del entorno de la subestación para equilibrar las necesidades de interope-rabilidad con las de ciberseguridad. Para lograrlo, una de las cosas que estamos haciendo es incorporar medidas de ciberse-guridad en los IED, en línea con las normas que están surgiendo, para aumentar la con-fi abilidad del sistema». Se pueden obtener grandes ventajas integrando la tecnología de protecciones de la transmisión en los relés de distribución. Pero se necesita un socio con experiencia (como Alstom Grid) porque, como recalca Sankarakumar, «para hacer de esas ventajas una realidad, tenemos que superar obstáculos relacionados con el tamaño, la facilidad de extracción, el costo y la idoneidad para modernizar relés de generaciones anteriores».

subestación en tiempo real y soportar el intercambio de una amplia variedad de datos organizados en un dataset o conjunto de datos. Gracias a la disponibilidad universal de interfaces modernos en PC portátiles para parametrización y solución de problemas, se reduce la necesidad de hardware adicio-nal. Las redes eléctricas habrían seguido siendo costosas, especializadas y limitadas si hubieran tenido que basarse en tecnologías y software propietarios, como ocurría antes. Los sistemas de control de las redes eléctri-cas solían ser elementos aislados que utili-zaban sistemas incomprensibles para el no iniciado, pero ahora se pueden conectar, entre sí y con otras redes, por medio de infraestructuras y protocolos de TI estándar, tanto para las comunicaciones críticas como

El MiCoM Agile tiende un puente entre las tecnologías de transmisión y las redes de distribución.


Sala de pruebas del centro tecnológico de Alstom Grid en China.


China y Brasil tienen mucho en común: sus economías están creciendo a ritmo acelerado, los dos países tienen una superficie inmensa y ambos cuentan con un potencial hidroeléc-trico considerable. Desafortunadamente, también en ambos las presas están a miles de kilómetros de los centros económicos. Por eso la línea de transmisión HVDC más larga del mundo está en China y recorre 2 071 km para llevar electricidad desde la presa de Xiangjiaba hasta Shanghái. Pero China no conservará el récord por mucho más tiempo, pues el año que viene la línea de 2 375 km Rio Madeira llevará electricidad desde la región del Amazonas hasta Sao Paulo,

El proyecto hidroeléctrico Rio Madeira,

en Brasil, utilizará las nuevas válvulas de tiristores

diseñadas por Alstom Grid y probadas en un centro

de ensayos gigantesco recién construido en China; uno

de los pocos lugares del mundo capaces de realizar este trabajo tan complejo.

la décima ciudad más grande del mundo en términos de PIB. Líder mundial en equipa-miento y servicios hidroeléctricos, Alstom es un actor clave en los dos proyectos citados, y ha diseñado e implementado soluciones para los retos que plantean unas redes eléc-tricas de tal magnitud. Russell Preedy, líder del grupo de diseño de válvulas de Alstom Grid en Stafford, Reino Unido, señala que no es solo que las distancias estén creciendo; la potencia transmitida por las redes HVDC también está aumentando con rapidez, hasta unos niveles de corriente y tensión nunca vistos. «Esto tiene unas repercusiones con-siderables en el diseño de los elementos

Grandes válvulas de tiristores nuevas en un gran centro de ensayos nuevo


principales del equipamiento de alta tensión de la subestación HVDC», dice, «incluidas las válvulas de tiristores de alta tensión que constituyen el corazón del convertidor. Hasta no hace mucho, pocos convertidores HVDC habían operado a valores de corriente DC superiores a los 3 500 A, porque el diámetro máximo del silicio que se podía utilizar en los tiristores era de 125 mm (5 pulgadas). Sin embargo, recientemente han salido al mer-cado tiristores de 150 mm (6 pulgadas), y están cambiando las reglas en lo que a valo-res de intensidad se refiere».

Nuevos tiristores, nuevos retosA medida que el tamaño de los tiristores ha aumentado, se ha hecho necesario modificar las válvulas HVDC para dar cabida a dispo-sitivos más grandes y utilizar la nueva tec-nología. La serie H400 de válvulas de tiris-tores de Alstom ha sido diseñada para utilizar tanto los tiristores de 125 mm como los de

150 mm. Consta de varios módulos con refri-geración líquida, cada uno de los cuales comprende dos “secciones de válvula” de hasta seis tiristores con juegos de conden-sadores y resistencias que proporcionan una distribución uniforme de la tensión, así como reactancias para limitar los cambios bruscos de corriente (di/dt) y circuitos para la con-mutación de los tiristores. Los cinco o seis tiristores de cada sección de válvula se man-tienen conectados entre disipadores térmicos refrigerados por líquido de alta eficiencia, formando un solo bloque. Además se utilizan bandas tensoras de plástico reforzado con fibra de vidrio (PRFV) para sujetar bien el conjunto y proporcionarle la elevada carga de sujeción necesaria para garantizar un buen contacto eléctrico y térmico entre los tiristo-res y los disipadores. El sistema de sujeción permite reemplazar un tiristor sin abrir nin-guna conexión eléctrica o de refrigerante. Para formar una válvula completa se conec-

tan en serie varios de estos módulos. Una instalación back-to-back grande típica requiere tres módulos por válvula, y la unidad multiválvula (MVU por su sigla en inglés) consta de cuatro válvulas asociadas a una fase de la red de CA (“válvula cuádruple”). Para alojar tiristores más grandes en la vál-vula H400 ha habido que aumentar los valores nominales de los disipadores, el mecanismo de sujeción y los componentes de atenuación. Los mayores requisitos de carga de sujeción (que han pasado de 135 kN a 200 kN) han hecho necesario rediseñar el sistema de sujeción, en especial las

Válvulas de tiristores suspendidas en la sala de pruebas.

Recientemente han salido al mercado tiristores de 6 pulgadas.


bandas tensoras de PRFV, los mue-lles de disco y las placas espaciadoras fi nales. El diseño de las redes de transmisión de corriente continua a largas distancias plantea numerosos problemas técnicos, por ejemplo, cómo hacer frente a las pérdidas óhmicas. No obstante, como señala Preedy, «el tremendo tamaño del equipa-miento que incluyen también crea problemas, entre ellos cómo probar componentes que pesan varias toneladas».

Pruebas, pruebasEl centro de ensayo de válvulas de Alstom Grid en Stafford puede realizar todas las pruebas de encendido y apagado que exigen los estándares, así como pruebas dieléctricas limitadas hasta 300 kV. El nuevo centro tecnológico de China, que ha costado 47 millones de euros y se encuentra en Shanghái, se centra en la transmisión UHV, hasta 1 200 kV en CA y 1 100 kV en CC, y en las redes inteligentes. El centro se ha diseñado de modo que pueda acoger equipamiento eléctrico muy grande, como las nuevas vál-vulas, y cuenta con una sala de pruebas para UHV y plataformas de I+D que incluyen herramientas de simulación científica, cámara climática, un laboratorio de pruebas de calentamiento y laboratorios de pruebas de materiales. Una de las cosas que más llama la atención de la sala de pruebas del centro tecnológico de China es que tiene 54 000 metros cuadrados, pese a lo cual

parece vacía. Preedy explica el motivo. «En primer lugar, el equipamiento que se va a probar es enorme, así que se necesita un edifi cio muy grande simplemente para

albergarlo. Además se prueban válvulas que pesan más de 20 toneladas y que van colgadas del techo. De ahí que haya unas grúas tan grandes.

Luego están los equipos de refrigeración, los equipos auxiliares para pruebas y todos los cables que van a la sala de control. Ade-más se aplican unos requisitos de espacio libre muy estrictos, de varios metros en cada dirección, e incluso encima del objeto en pruebas en el caso de las válvulas de tiristores, y todo eso requiere espacio». La combinación de requisitos arquitectónicos, consideraciones de seguridad, especifi caciones estrictas sobre la alimentación en alta tensión y la inmensa cantidad de suministros y componentes auxiliares caros necesarios hace que pocos centros de ensayo del mundo puedan actual-mente hacer pruebas dieléctricas completas en válvulas tan grandes. Preedy y su equipo están doblemente satisfechos, en primer lugar porque las pruebas demuestran que su diseño puede funcionar muy por encima de las condiciones reales de operación y las nuevas válvulas de tiristores han pasado con éxito pruebas cuyos criterios superaban los requisitos del estándar IEC 60700; y en segundo lugar porque ha sido la primera vez que se ha utilizado el nuevo centro de ensayo, y también ha aprobado con nota.

El equipamiento que se va a probar es enorme.

El módulo de válvulas H400 de Alstom.

LLEVar EnErGÍa dESdE dondE ESTÁ haSTa dondE SE nECESiTa

Alstom Grid ha concluido el proceso de fabricación y ensayo de los 9 primeros (de 28) transformadores de convertidor HVDC para el proyecto hidroeléctrico brasileño de 15 000 millones de dólares de Rio Madeira, el mayor tributario del Amazonas. El proyecto es la piedra angular del eje Brasil-Bolivia-Perú de la Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Sudamericana propuesta por los gobiernos de América del Sur y apoyada por el banco de desarrollo nacional de Brasil. El proyecto Rio Madera, iniciado en 2008, está concebido para ayudar al país a cubrir sus crecientes necesidades de energía sin disparar las emisiones de gases de efecto invernadero. Las estaciones convertidoras formarán parte de la línea de transmisión CC más larga del mundo (2 375 kilómetros), creada para conectar las centrales hidroeléctricas de Rio Madeira (Santo Antonio y Jirau) con la región suroriental de Brasil, que es la de mayor consumo energético del país. La estación convertidora bipolar de Alstom Grid permitirá transmitir 3 150 MW por una línea de 600 kV CC y estará integrada en una red de transmisión eléctrica mucho más larga que conectará las centrales hidroeléctricas de Jirau y Santo Antonio, en Rio Madeira, con la red nacional brasileña.

m Á s

Russel Preedy



Las simulaciones de la red eléctrica en

tiempo real son vitales para desarrollar y probar compensadores de

la potencia reactiva. Aunque existen soluciones comerciales, la singularidad de su proyecto llevó a la neozelandesa Transpower a encargarle una solución

a medida a Alstom Grid.

La subestación de 220/66 kV de Christchurch/Islington, uno de los emplazamientos en los que está instalado el compensador de potencia reactiva (RPC) de Alstom Grid.

modularidad genérica

para implantar el control

de potencia reactiva

El simulador de RPC junto al RPC local de Islington.


El 22 de febrero de 2011, un terremoto de magnitud 6,3 sacudió la ciudad de Canterbury, en la isla sur de Nueva Zelanda, matando a más de 100 personas y provo-cando enormes daños materiales. Los cables eléctricos subterráneos sufrieron graves daños. También las líneas aéreas y las subestaciones resultaron dañadas, aunque no tanto. La actividad sísmica es el factor de la geo-grafía física de Nueva Zelanda que más afecta al sector eléctrico. Las grandes catástrofes son inusuales, pero la forma del país plantea problemas sistémicos en la transmisión eléctrica. Como explica el Dr. Ping Wang, director de ingeniería de proyectos de Alstom Grid Australia: «la red es larga y de no muy alta capacidad, con los principales núcleos de carga conectados a los centros generadores por líneas de transmisión relativamente largas. Para aprovechar al máximo los activos, las líneas soportan cargas cada vez mayores, casi al

límite de su capacidad térmica». La estabilidad de la tensión impide aprove-char al máximo la capacidad térmica de las líneas de transmisión. Los estudios de pla-nifi cación del operador de la red nacional, Transpower, demuestran que el modo más rentable de afrontar las cuestiones relacio-nadas con la estabilidad de la tensión y la potencia reactiva dinámica en Nueva Zelanda es utilizar equipos de compensación dinámica shunt, tales como compensadores VAr estáticos (SVC), compensadores sín-cronos estáticos (STATCOM) o condensa-dores síncronos. Sin embargo, esto signifi ca un aumento del número de dispositivos de potencia reactiva en los grandes núcleos de carga, y coordinar muchos dispositivos dinámicos y estáticos es difícil. Para garan-tizar una coordinación óptima se puede emplear un compensador de la potencia reactiva (RPC por su sigla en inglés). Como no existía ningún equipo adecuado para la confi guración de Nueva Zelanda, Transpower encargó a Alstom Grid el diseño y desarrollo de un compensador de poten-

El simulador en tiempo real demostró ser un factor clave de éxito.

Armarios de la HMI de Islington en la subestación de Christchurch.

cia reactiva que se pudiera instalar primero en Christchurch, y luego en toda la red nacional. La confi guración fi nal incluirá múltiples sistemas agrupados jerárquicamente por región y área que se comunicarán con el sistema SCADA nacional. Para el equipo del Dr. Wang, el mayor reto era «idear un principio genérico, tanto para el concepto de control como para la implementación técnica, que nos permitiera aplicar fácil-mente el diseño en otras partes de la red de Transpower, sin demasiadas adaptacio-nes del hardware y el software». El algoritmo de control tiene que ser inde-pendiente de la topología física de las sub-

estaciones para que sea posible aplicarlo directamente en un amplio número de instalaciones. Además, el control debe tener una estructura de prioridades confi gurable para que se pueda adaptar fácilmente a los requisitos específi cos de subestación o área concreta, o a un cambio en las estrategias de control. En otras palabras, lo que se

La satisfacción del cliente es el mejor indicador de éxito de un proyecto.



mEjora dEL SimULador dE rPC Con PrUEBaS dE FÁBriCa

Aparte de comprobar que el compensador de potencia reactiva cumplía las especifi caciones del contrato y era adecuado para instalación, las pruebas de aceptación en fábrica sacaron a la luz aspectos imprevistos, como características poco conocidas del fi rmware, y permitieron hacer cambios que mejoraron el rendimiento del compensador. Por ejemplo, debido a la innecesaria conmutación del condensador durante las excursiones de tensión, el RPC habría tardado 4 segundos en devolver la tensión de 220 kV de la subestación a la banda muerta. La solución fue reducir la pendiente del regulador local del compensador VAr estático (no integrado en el sistema RPC) para que su banda muerta fuera menor que la del RPC. De este modo, el SVC utilizará siempre todo su rango de salida para controlar la tensión de 200 kV resultante de las excursiones de tensión, sin tener que esperar a que el RPC ejecute comandos de aumento o disminución. En las excursiones de tensión pequeñas, la tensión seguirá volviendo a los valores de banda muerta normales del RPC en solo unos cientos de milisegundos. En las excursiones de tensión importantes, el condensador conmutará para reforzar el control de tensión al cabo de 4 segundos, a través del bucle de control de tensión del RPC.

m Á s

Dr Ping Wang

necesita es lo que el Dr. Wang describe como «modularidad genérica».

simulador en tiempo realLos estrictos requisitos de rendimiento y la función vital que debe cumplir el com-pensador de potencia reactiva hacían necesario someter el diseño y el sistema de control a completas pruebas con una interfaz de red eléctrica que simulara la red de la isla sur en tiempo real. Pero com-prar o alquilar un simulador comercial habría resultado costoso, sin olvidar que su adaptación a las necesidades del pro-yecto habría precisado mucho trabajo, así que el Dr. Wang y su equipo decidieron

desarrollar su propio simulador. El simulador contiene modelos detallados de las subestaciones, incluidos todos los equipos estáticos y dinámicos, transforma-dores con cambiadores de tomas en carga, aparamenta y cargas. También incluye un modelo de la red de la isla sur, reducido a un nivel que el simulador puede ejecutar en tiempo real pero que conserva todas las características cruciales. El modelo fi nal se asemeja mucho a la red completa de la isla sur en lo que se refi ere a niveles de falla en las subestaciones, potencia reactiva y com-portamiento de los equipos dinámicos, como se verifi có con un detallado modelo PSCAD/EMTDC®. El simulador en tiempo real demostró ser un factor clave de éxito en el proyecto RPC. Debido a la necesidad de un diseño y una implementación genéricos, el compensador de potencia reactiva se sometió a pruebas de tipo para comprobar su capacidad de generalización, de expansión y de intercam-bio, así como su capacidad para adaptarse a todo tipo de instalaciones, topologías de estación, confi guraciones de sistema y estra-tegias de control. Una vez superadas con éxito las pruebas de tipo, se utilizó el simu-lador para probar en fábrica las funcionali-dades específi cas del RPC para Christchurch y para realizar un ajuste fi no de la estrategia y los parámetros de control. Las pruebas se prolongaron seis meses. El simulador resultó particularmente útil para probar el compensador en condiciones anómalas del sistema pues, como dice el Dr. Wang, «muchas de las pruebas no se pueden repetir durante la puesta en ser-vicio del RPC por problemas de seguridad de la red eléctrica y posibles confl ictos con las obligaciones de rendimiento principa-les de Transpower».La satisfacción del cliente es el mejor indi-cador del éxito de un proyecto. El Dr. Ping Wang y su equipo están orgullosos, con toda razón, de que Transpower haya deci-dido quedarse con el simulador —incluso una vez terminada la puesta en servicio del RPC— como parte de una plataforma de desarrollo y pruebas de compensadores de potencia reactiva que también se puede usar para dar formación, evaluar nuevas estrategias de control antes del despliegue y respaldar la inclusión de nuevos equipos de subestación en el programa RPC.


oPinionES

Tres especialistas opinan sobre la gestión del consumo

La gestión del consumo como parte de la gestión de la red

¿cuáles son los motores de la gestión del consumo?Los principales son la economía y el medio ambiente. Por un lado, el éxito de las polí-ticas en materia de medio ambiente y de los objetivos de reducción de las emisiones de carbono depende de que se gestione efi cazmente el consumo y, por otro, los pro-ductores de electricidad necesitan nivelar los picos de demanda por razones de costos. Además, los operadores de las redes de distribución (DSO) pueden reforzar la ges-tión del consumo para aprovechar mejor los activos. Las redes inteligentes generan oportunidades de adaptación de la demanda al estado real de la red casi en tiempo real.

¿Qué desafíos plantea la gestión del consumo?El consumo es fragmentado, distribuido y desigual, sobre todo en el caso de los usua-rios residenciales, que representan un tercio de la demanda total. El desafío es concen-trarse en la parte de consumo fl exible (no crítico) e infl uir en el comportamiento de los consumidores por medio de incentivos de precios o acciones automatizadas.

¿cuál es su experiencia en gestión del consumo?Mis 30 años de experiencia en el sector me hicieron darme cuenta de la importancia que tienen la gestión del consumo y la res-puesta de la demanda. Ahora que soy pro-fesor, dirijo programas de investigación que incluyen los aspectos de gestión del lado de la demanda y de respuesta de la demanda. Las simulaciones y los proyectos piloto demuestran que los mecanismos de res-puesta de la demanda pueden suponer un importante apoyo a la integración de las fuentes de energía renovable y ayudar a establecer sistemas de suministro eléctrico efi cientes.

¿cómo cree que evolucionará la ges-tión del consumo de electricidad?Probablemente, los agregadores asumirán la gestión del consumo contratando servicios de muchos clientes residenciales y coordi-nándolos. Además, los desarrollos en auto-matización de procesos y comunicación bidireccional estimularán una participación activa en el lado de la demanda y un equi-librio local de consumo y producción.

¿Qué tecnologías y factores no tec-nológicos contribuirán a una gestión del consumo efi caz en el futuro?Las tecnologías críticas son la comunicación

bidireccional continua, la optimización de los algoritmos y las técnicas de control pre-dictivo. En cuanto a los factores no tecno-lógicos, cabe mencionar el comportamiento de los usuarios y las políticas medioambien-tales efi caces.

¿cuáles son los motores de la gestión del consumo?El motor principal de la gestión del consumo es la respuesta de la demanda, así como su prolongación natural: los recursos energéti-cos distribuidos. A largo plazo, los motores de la respuesta de la demanda son las expec-tativas de los clientes de poder elegir cómo se gestiona su consumo energético y los avances tecnológicos y comerciales que hacen posible tal elección. Con una reforma regu-latoria continuada y proyectos de redes inte-ligentes, podemos esperar que la integración de las renovables y la implantación de los contadores inteligentes impulsen un refuerzo de la respuesta de la demanda y los recursos energéticos distribuidos a corto plazo.

¿Y cuáles son sus desafíos?Ya se han logrado grandes progresos en ámbitos como los contadores inteligentes, las comunicaciones, etc., pero aún quedan muchos desafíos, tanto técnicos como no

David Sun

“Probablemente, la gestión de la

demanda aumentará a medida que las eléctricas se concentren cada vez más en el servicio al cliente.”

Prof. Wil Kling

“El consumo es fragmentado,

distribuido y desigual.”


Iberdrola S.A.Miguel Ángel Sánchez-Fornié, director de sistemas de control y telecomunicaciones

Alstom Grid David Sun, científi co jefe

Universidad Técnica de Eindhoven, Países BajosProfesor Wil Kling, sistemas de energía eléctrica

técnicos. Entre ellos están la modelización de un gran número de componentes de res-puesta de la demanda distribuidos, la pre-visión y programación de la respuesta de la demanda, intrínsecamente estocástica, y el monitoreo y control de esos dispositivos en un entorno multinivel en el que la agregación y la desagregación dinámicas son una nece-sidad operacional. Estos desafíos suponen una transformación comercial básica de los operadores de redes, los proveedores/agre-gadores de energía y los clientes tradiciona-les de las eléctricas.

¿Cuál es su experiencia en gestión del consumo?Estamos asistiendo a una tendencia entre los clientes a interesarse en la respuesta de la demanda y los recursos energéticos dis-tribuidos. Existe un interés creciente en la integración de las renovables y la mejora en la utilización de los activos, incluidos la nive-lación de los picos, el cambio de la demanda, las inversiones de capital diferidas y el ser-vicio al cliente. Aunque la respuesta de la demanda aún está relativamente poco desa-rrollada, las compañías eléctricas quieren estar preparadas.

¿Cómo cree que evolucionará la ges-tión del consumo de electricidad?Probablemente, la gestión de la demanda aumentará a medida que las eléctricas se concentren cada vez más en el servicio al cliente. Mediante una combinación de inno-vaciones tecnológicas y comerciales, los consumidores se pueden convertir en “pro-sumidores” (productores-consumidores) en el ecosistema energético. Los dispositivos de almacenamiento de energía, la generación renovable distribuida y la respuesta de la demanda serán un tipo de recurso energético cada vez más importante.

¿Qué tecnologías y factores no tecno-lógicos contribuirán a una gestión

Miguel Angel Sánchez-Fornié

“La interopera-bilidad y las

telecomunicaciones son fundamentales para la gestión del consumo”

¿Cuáles son los motores de la gestión del consumo?El principal es la necesidad de mejorar la efi ciencia del consumo energético. Pero el consumo depende, en última instancia, de los usuarios fi nales, que deben disponer de capacidad para decidir cuándo y cómo con-sumir. Las redes inteligentes brindan la posi-bilidad de facilitar la gestión del consumo. Permiten a los consumidores adoptar un papel activo en lugar de pasivo y reaccionar a la oferta en función de las necesidades.

¿Y cuáles son sus desafíos?Todavía persisten algunos desafíos tecnoló-gicos. Por ejemplo, seguimos necesitando más I+D en almacenamiento de energía. Sin embargo, gran parte de lo necesario para gestionar el consumo ya está disponible. Tenemos contadores inteligentes, que mues-

tran el consumo de cada cliente casi en tiempo real, y también capacidad para con-trolar el consumo de los electrodomésticos. Además contamos con la tecnología de tele-comunicaciones necesaria para transmitir todos esos datos. El verdadero desafío en la gestión del consumo es el marco regulatorio, que no está a la altura.

¿Cuál es su experiencia en gestión del consumo?Iberdrola lleva algún tiempo trabajando en programas de gestión activa de la demanda. En España hemos participado en impor-tantes proyectos de I+D para demostrar su viabilidad técnica. Iberdrola USA también ha empezado a hacer pruebas relacionadas con la respuesta de la demanda, incluida la implantación de contadores inteligentes, y Scottish Power ha hecho algunas pruebas limitadas en ese campo.

¿Qué futuro le augura a la gestión del consumo eléctrico?Llegará. Quizás de distintas maneras y en distinto momento, pero llegará. Ya ha empe-zado en Estados Unidos. En Europa depen-derá de la regulación y las ventajas de la agregación. No obstante, los consumidores industriales ya están introduciendo medidas para gestionar su consumo.

¿Qué tecnologías y factores no tecno-lógicos contribuirán a una gestión efi caz del consumo?La interoperabilidad y las telecomunicaciones son fundamentales para la gestión del con-sumo, y las redes inteligentes en general. Sin embargo, con el aumento del intercambio de información entre dispositivos, las distin-tas tecnologías de telecomunicaciones y las diferentes normas sobre interoperabilidad, debemos que tener muy en cuenta la pro-tección de datos y la ciberseguridad en el diseño de las redes.

efi caz del consumo en el futuro?La integración energética y las tecnologías de la información y las comunicaciones apor-tarán la base técnica necesaria para la expan-sión de la respuesta de la demanda y de los recursos energéticos distribuidos. A su vez, esta expansión llevará a la ampliación de las TI de sala de control necesarias para dar servicio a los operadores en un entorno ope-rativo multinivel. Otros factores que también tendrán una contribución básica son la reforma regulatoria y la sensibilización de los consumidores.

TradiCiÓn En ELECTriCidad


La subestación aislada en gas (GIS por su sigla en inglés) es un elemento básico de las redes de transmisión de electricidad de alta tensión por su fiabilidad, su bajo mantenimiento y sus dimensiones compactas. Esta es una breve historia de su desarrollo y de las empresas que lo hicieron posible.

historia de las subestaciones aisladas en gas

La Fluobloc de 245 kV instalada en Lyon, Francia, 1969.

La primera GIs de 800 kV de envolvente metálica. Instalada en Joshua Falls, ee. UU, 1980.

La GIs T155 para redes de 420 kV y 550 kV.


Merlin-Gerin, NEI-Reyrolle, los japoneses y Delle-Alsthom, habían puesto en marcha trabajos de desarrollo de gran alcance basados en el SF6. Los interruptores de SF6 de doble presión de los primeros sistemas GIS pronto dieron paso a los de simple presión, al tiempo que se introducían las cámaras de extinción del arco de soplado y de soplado térmico combinadas. La tecnología GIS se centró en las ventajas de una solución para interior compacta, protegida de las inclemencias meteorológicas y próxima a los usuarios, si bien algunos mercados preferían soluciones robustas en exterior de tecnología híbrida.

La contribución de AlstomAlstom Grid tiene una rica historia de desarrollo de GIS a través de sus empresas precursoras: Delle-Alsthom, Sprecher & Schuh, GEC y AEG. Delle-Alsthom Francia comenzó a desarrollar GIS en 1958, y en 1966-1967 suministró su “Fluobloc” para 245 kV a varias subestaciones de París, toda una primicia

El origen de las subestaciones encapsuladas de alta tensión se remonta al concepto de envolvente metálica de la segunda década del siglo XX, cuando se empezó a utilizar aceite como medio aislante. Más adelante, numerosos trabajos de investigación se centraron en el aire comprimido y en diferentes gases, y en 1936 aparecía la primera solución de gas freón, de 33 kV. Las siguientes décadas trajeron consigo nuevas versiones, hasta que los avances en los procesos industriales, la química y la física condujeron al sector de la aparamenta eléctrica, a finales de siglo, a utilizar el hexafluoruro de azufre (SF6) como aislante y medio de extinción del arco en las GIS. El gas SF6 ya se conocía en la década de los cuarenta. Westinghouse tiene la patente original de uso del SF6 como medio de interrupción, y sus ingenieros desarrollaron las primeras aplicaciones para interruptores y seccionadores en los primeros años de la década de 1950. En los sesenta, todos los grandes fabricantes, como BBC-Calor Emag, Siemens, Magrini,

mundial que vino a demostrar las ventajas de la GIS subterránea para suministrar energía en masa en la cercanía de los usuarios de los núcleos urbanos. Los avances en gamas de tensión más altas quedaron plasmados con el suministro de las primeras subestaciones para 420 kV en 1976 y para 550 kV en 1977. Otra “primicia mundial” fue la entrega de la GIS de 800 kV de AEP, instalada en Joshua Falls en 1979.Sprecher & Schuh empezó a trabajar en instalaciones con envolvente metálica compactas ya en 1954, con sistemas de aislamiento en aceite, pero pronto llegó a la conclusión de que el gas aislante SF6 ofrecía mayores ventajas. La empresa entregó su primera GIS para 220 kV en 1970 y la de 145 kV, 40 kA en 1971. Los interruptores originales con sistema SF6 de doble presión (220 kV, 50 kA), desarrollados en colaboración con ITE USA, se accionaban con los conocidos mecanismos a resorte mecánico de Sprecher, que contribuyeron al éxito de las siguientes gamas de GIS. Actualmente, todos


Años 1920Subestaciones AT encapsuladas (envolvente de metal) con aceite como medio aislante

1936Gas freón como medio aislante para 33 kV 1951 Westinghouse Electric solicita la patente para utilizar el gas SF6 como medio de interrupción Principios de la década de 1950 Primeras aplicaciones del SF6 en seccionadores e interruptores

1957-1961Soluciones GIS de aire comprimido

1966-67“Primicia mundial” de Delle-Alsthom: la GIS “Fluobloc” de 245 kV

1967Avances en GIS: Siemens, BBC, Magrini, Mitsubishi

1970-1971Primera GIS del mercado con el mecanismo de accionamiento de resorte de Sprecher & Schuh

1971Primera GIS de AEG para la berlinesa UW Neukölln

Finales de la década de 1970Primera GIS de tipo GMT I producida por GEC

1976Interruptor para GIS B 212. B 114 para las redes ferroviarias de Suiza, Alemania y Austria de 110-132-170 kV y 16 2/3 Hz

los productos GIS de Alstom Grid del mercado mundial llevan el exclusivo mecanismo FK a resorte de tercera generación. La alemana AEG también tiene una larga trayectoria en GIS y SF6, datando la primera entrega de una subestación GIS de 1971. Igualmente la inglesa GEC instalaba en Londres su primera GIS de 145 kV en 1982, desarrollada en colaboración con Siemens. Conforme ha avanzado la tecnología GIS y se ha generalizado su uso en las redes de alta tensión, Alstom Grid ha completado la gama fabricando subestaciones monofásicas y trifásicas de 72,5 kV a 800 kV.

mirando al futuroSin duda alguna, el factor de desarrollo más significativo ha sido la adopción del gas SF6 como medio aislante, que ha impulsado el desarrollo de aparamenta más pequeña que precisa menos energía para funcionar y requiere menos materiales y recursos, lo que ha aumentado su rendimiento y eficiencia. De momento, el mecanismo de resorte ya permite el corte


La GIS F35 de 72,5 kV instalada en Suiza.

TradiCiÓn En ELECTriCidad

Alstom Grid///Summer 2012 49

con 1 cámara en subestaciones de 420 kV y 63 kA. Después de 50 años de producción, los avances en tecnología para GIS se están acelerando gracias a la disponibilidad de herramientas de simulación y a la capacidad para integrar las necesidades medioambientales en el diseño. Las tendencias del desarrollo podrían, en el futuro, verse influenciadas por la sustitución de la tecnología SF6, si bien se antoja una tarea muy compleja. Ya se han dado otros pasos: el acercamiento de las subestaciones de alta tensión a los consumidores, lo que reduce las pérdidas por transmisión; la instalación de GIS en el interior de un edificio o construcción, lo que mitiga el impacto climatológico en la aparamenta y su consiguiente necesidad de mantenimiento, y aumenta su vida útil; y la integración de más “inteligencia” en la GIS mediante dispositivos electrónicos, que forman parte de la subestación digital. Todos estos desarrollos tecnológicos en curso, junto a las consideraciones ecológicas y económicas, han hecho concebible una optimización aún mayor de la GIS.

1977GIS de 550 kV de Alsthom para las estaciones Clairville y Milton de Ontario Hydro

1979GIS de 800 kV de Alsthom, otra “primicia mundial”, para la estación Joshua Falls de AEP

1995-96Primer interruptor B142 con mecanismo hidráulico para GIS de 420 kV de corte simple

2003GIS T155 de 550 kV y 63 kA, la primera y única solución de accionamiento por resorte del mundo para estos valores nominales

EmBajador iTinEranTEEndre Mikes nació y creció en Hungría, y estudió en Budapest y Moscú, donde se licenció en ingeniería eléctrica en 1968. En 1970 llegó a Suiza, y en 1973 empezó a trabajar en la empresa Sprecher & Schuh, una de las precursoras de Alstom Grid. «Trabajé en el laboratorio de pruebas de AT y desarrollo de interruptores y luego en diseño y fabricación de GIS. Más tarde, como ingeniero consultor, colaboré con organismos del sector como la CIGRE, el IEEE, etc.». Gracias a sus contactos internacionales, sus conocimientos técnicos y su versatilidad lingüística, se convirtió en el embajador itinerante de la empresa. «En este cargo, he sido testigo de los cambios de enfoque del mercado por más de 40 años, primero en Europa Occidental, luego en el Lejano Oriente, más tarde en la zona del Golfo y, desde la caída del muro de Berlín, en Europa Oriental y Rusia. «En ese tiempo también he visto grandes cambios en tecnología y diseño, sobre todo de reducción del tamaño. Cada diez años aproximadamente, la I+D ha llevado a nuevos diseños, mayores capacidades, mejores usos de los materiales, avances en obra civil que permiten instalar la GIS en subterráneo... y ahora a grandes mejoras en la huella medioambiental de nuestros equipos. Preveo cambios aún mayores en un futuro no muy lejano».

m Á sEndre Mikes

2003-2004Creación de la nueva línea F35, la más compacta

201220 000 celdas GIS de Alstom para un suministro eléctrico seguro

T155 de interior.



LECTUraS rEComEndadaS

Embedded GenerationAutores: Nick Jenkins, Ron Allan, Peter Crossley, Daniel Kirschen and Goran StrbacEditorial: The Institution of Electrical Engineers (2000)

Generator Circuit Breakers HandbookEditorial: Alstom Grid

Power System Stability and Control

Autor: Prabha KundurEditorial: McGraw-Hill (1994)

2011 Electric Grid Full Report (MIT)(http://web.mit.edu/mitei/research/

studies/documents/electric-grid-2011/Electric_Grid_Full_Report.pdf)

Si desea profundizar en alguno de los temas que hemos abordado en este número de Think Grid, las siguientes publicaciones pueden resultarle interesantes.

La asociación europea de electrónica de potencia y accionamientos eléctricos (ePe) es una organización sin fi nes de lucro que organiza conferencias académicas en europa cada dos años.

Cada una de estas conferencias reúne a unos 1 000 delegados, lo que las convierte en las más importantes en materia de electrónica de potencia, accionamientos eléctricos y aplicaciones industriales. Son un foro único de intercambio internacional sobre el estado del arte y los desarrollos futuros en estos campos, así como una oportunidad excelente para mantenerse al día, gracias a las excelentes aportaciones de la industria y el sector académico de todo el mundo.

La próxima conferencia de la EPE se celebrará en Lille, Francia, en septiembre de 2013, y tendrá como tema principal el “transporte limpio”. La EPE también publica una revista y un boletín.

ViSiTE…

HTTP://WWW.ePe-AssocIATIoN.orG

Sumario N°10 Verano de 2012



Dr richardcharnah,editor

SHARING ALSTOM GRID INNOVATION & PRACTICES – Publicada por Alstom Grid – 51 esplanade du Général de Gaulle - 92907 La Défense Cedex – Francia. www.alstom.com – Tirada: 15 000 ejemplares (chino, inglés, francés, alemán y español) – Editor: Richard Charnah – Redactora jefe: Véronique Chauvot – Asistente editorial: Marie-Amélie Norel – Comité editorial: Stéphan Lelaidier, Richard Charnah, Walter Dussaucy, Emmanuelle Helleux, Peter Kirchesch – Concepción y diseño: BythewayCreacom – 19 rue Galilée, 75116 Paris – Francia – Tel.: +33 (0)1 53 57 60 60 – www.bythewaycreacom.net – Director editorial: Henry Lewis Blount – Directora de publicación: Valérie Barral – Colaboradores: Henry Lewis Blount, Ken Kincaid, Patrick Love, Louis-Antoine Mallen, Manuel Relvas, Gordon Smith – Traductora: Cristina López – Director artístico: Didier Trayaud – Diseñadora gráfi ca: Cloé Cheucle – Gráfi cos por ordenador: Studio V2 – Créditos fotografía: Alstom, Shutterstock, Thinkstock, Creativeworks, Keppel Energy, Harald Wemper – Impresión: HandiPrint. ISSN: 2102-0159 – Nuestro agradecimiento a las empresas que amablemente nos han proporcionado ilustraciones.

HINKGRIDTrespetando el medio ambienteLos interruptores de generador aportan ventajas a los propietarios de centrales eléctricas

06Proyecto SuperGrid en Francia

Entrevista a Gareth Evans 08

34

FEChaS Para SU aGEnda

27 1523 27–31 DE AGOSTO DE 2012

ParÍS, FranCiaMuestra técnica de la Cigré

Este evento bienal, la muestra más importante para especialistas en redes eléctricas, crece este año para dar cabida a unas 200 empresas expositoras. Entre los temas principales de esta edición se encuentran el ecodiseño, el monitoreo en tiempo real, las soluciones CC, la integración de las renovables y la coordinación entre operadores de redes de transmisión. También habrá espacio para las redes inteligentes y la superred. Se habilitará una zona especial para sesiones de pósters.

5 425

5–6 DE SEPTIEMBRE DE 2012 ShanGhai, ChinaCICED 2012 (conferencia internacional china sobre distribución eléctrica)

La CICED 2012 reunirá a ingenieros, académicos, gestores y reguladores de todo el mundo, especializados en redes de distribución. El tema de la CIDED 2012 —“Nueva tecnología, nueva vida: el progreso de las redes de distribución”— sigue explorando las oportunidades que ofrece la red inteligente. La conferencia tendrá también un espacio de exposición en el que se mostrarán nuevos productos y equipos de los principales fabricantes.

25–27 DE SEPTIEMBRE DE 2012 rÍo dE janEiro, BraSiL DistribuTECH Brasil

En 2012, DistribuTECH presenta la versión sudamericana de su conferencia y feria de muestras en Río de Janeiro, como muestra de las enormes oportunidades de crecimiento de Brasil. Este evento de transmisión y distribución de electricidad se centrará en temas como la medición inteligente, la automatización de la distribución, la efi ciencia energética, las pérdidas de energía y la transmisión de alta tensión a grandes distancias.

23–26 DE SEPTIEMBRE DE 2012hUSUm, aLEmaniaWindEnergy

Husum WindEnergy se celebra cada dos años y es una de las ferias internacionales más importantes del mundo en materia de energía eólica. Se han inscrito más de 1 200 expositores procedentes de más de 30 países: fabricantes de turbinas eólicas, proveedores de componentes, operadores, etc. La conferencia incluye más de 75 programas con unos 200 ponentes internacionales especializados que hablarán de los temas y tendencias actuales en el campo de la energía eólica.

4–6 DE DICIEMBRE DE 2012BirminGham, rEino Unido ACDC

ACDC es una conferencia internacional de larga trayectoria sobre transmisión de electricidad en CA y CC. La conferencia abordará cuestiones fundamentales relacionadas con las tecnologías renovables, el medio ambiente, la regulación y los factores políticos y sociales. Los asistentes podrán informarse sobre los últimos avances en tecnologías HVDC y HVAC, como los dispositivos FACTS, y conocer los proyectos más recientes en CA y CC.

15–19 DE OCTUBRE DE 2012BaLi, indonESia CEPSI

La CEPSI es la mayor conferencia sobre energía eléctrica de Asia. Ofrece discursos, paneles, presentaciones técnicas y exposiciones, y recibe a unos 2 000 representantes del sector eléctrico. El tema de este año es: “Mejora de las tecnologías limpias e incentivación de la inversión para el desarrollo de un sector eléctrico sustentable”.

Una conferencia en Bali bien merece la visita.Brasil recibe a sus visitantes con los brazos abiertos. París en primavera.


EDITORIAL – p. 13

Los INTerrUPTores De GeNerADor

aportan ventajas a los propietarios

de centrales eléctricas

HINKGRIDTSHARINGALsTom GrIDINNOVATION & PRACTICES

N°10

Alstom GridImmeuble Le Galilée51 esplanade du Général de Gaulle92907 La Défense CedexFrancia

www.alstom.com

Grid

-Sec

tor-L

1-Th

ink_

Grid

_10

-286

2-20

12_

08-S

P ©

ALS

TOM

201

2. R

eser

vado

s tod

os lo

s der

echo

s. L

a in

form

ació

n qu

e co

ntie

ne e

ste

docu

men

to se

ofre

ce e

xclu

sivam

ente

a tí

tulo

indi

cativ

o. A

lstom

no

adm

ite re

spon

sabi

lidad

alg

una

por l

a co

nfi a

nza

que

se p

ueda

dep

osita

r en

su in

tegr

idad

, pr

ecisi

ón o

ade

cuac

ión

a un

pro

yect

o es

pecífi

co,

ni f

orm

ula

decla

ració

n ni

ofre

ce g

aran

tía a

lgun

a en

ese

sent

ido.

Dep

ende

rá d

e la

s circ

unst

ancia

s téc

nica

s y co

mer

ciale

s. Ta

mpo

co a

sum

e re

spon

sabi

lidad

alg

una

sobr

e la

info

rmac

ión,

que

est

á su

jeta

a c

ambi

os si

n pr

evio

avi

so. Q

ueda

term

inan

-te

men

te p

rohi

bido

repr

oduc

irla,

util

izarla

o re

vela

rla a

terc

eros

sin

con

sent

imie

nto

expr

eso

por e

scrit

o. Im

pres

a en

pap

el e

labo

rado

con

cel

ulos

a ec

ológ

ica to

talm

ente

libr

e de

clo

ro e

lem

enta

l (EC

F, El

emen

tal C

hlor

ine

Free

) pro

cede

nte

de á

rbol

es c

ultiv

ados

en

bosq

ues

de p

rodu

cció

n so

met

idos

a

una

gest

ión

resp

onsa

ble

y co

n fi b

ras t

ricap

a re

cicla

das s

elec

ciona

das.

THIN

K Gr

ID N

°10

– Ve

rAN

o De

201

2

thinkgrid temente prohibido reproducirla, utilizarla o ... · impresa en papel elaborado con...

Documents