Control de la demanda eléctrica Información básica Junio 2001.

Control de la demanda eléctricaControl de la demanda eléctrica

Información básicaInformación básica

Junio 2001

Contenido

1. Antecedentes (SEN)

2. Tarifas horarias

3. Alternativas de ahorro

4. Metodología Conae

5. Asistencia Técnica

1. Antecedentes

A. Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

Áreas, estructura y comportamiento

B. Programas de DSM

Razones, objetivos y tipos

A. Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

• En las últimas décadas, el SEN ha evolucionado

a un ritmo acelerado

• En 1960 la capacidad instalada de generación en

México era de 3,021 MW , alimentado por

sistemas eléctricos independientes entre sí

Evolución del SEN (1)

• Utilización de mayores tensiones de transmisión (230 y 400 kV)

• Interconexión de sistemas

• Desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos

Evolución del SEN (2)

• Aprovechamiento de la energía geotérmica, la

energía nuclear, el carbón y la energía eólica

• Se ha incorporado el uso de tarifas con

diferenciación horaria como instrumento para

administrar la demanda eléctrica.

Áreas del Sistema Eléctrico Nacional

1.- Noroeste

2.- Norte

3.- Noreste

4.- Occidental

5.- Central

6.- Oriental

7.- Peninsular

8.- Baja California

9.- Baja California Sur

Las siete primeras se encuentran interconectadas entre sí y

forman el Sistema Interconectado Nacional (SIN)

El SEN se divide en nueve áreas:

Áreas del SEN: Planeación de capacidad

Observaciones del SEN (1)

• Las dos áreas de la península de Baja

California, permanecen como sistemas

independientes

• El sistema eléctrico de Baja California tiene

interconexiones con la red eléctrica de EUA

para importar y exportar

Observaciones del SEN (2)

• Esto le ha permitido a la CFE, realizar

transacciones internacionales de energía con

varias compañías eléctricas de EUA y recibir

apoyo en situaciones de emergencia

• Para 1999 el SEN tenía una capacidad de

generación de 35,667 MW y 425,408 km de

líneas de transmisión en niveles de tensión de

2.4 a 400 kV

Principales centrales de generación

Capacidad efectiva por área en (MW) diciembre de 1999

Estructura del SEN por tipo de generación

Área

Hid

roel

éctr

ica

Tér

mic

aC

onve

ncio

nal

Cic

loco

mb

inad

o

Tur

boga

s

Com

bu

stió

nin

tern

a

Dua

l

Car

boel

éctr

ica

Geo

term

oelé

ctri

ca

Nuc

leoe

léct

rica

Total

Noroeste 941 2,162 273 3,376

Norte 28 1,074 722 253 2,077

Noreste 118 1,715 378 455 2,600 5,265

Occidental 1,798 3,466 218 122 2,100 88 7,792

Central 1,524 2,474 482 374 4,854

Oriental 5,250 2,217 452 43 44 1,368 9,334

Peninsular 442 212 387 1 1,041

BC 620 327 2 620 1,569

BCS 113 126 75 314

Zonas aisladas 5 39 45

Total 9,619 14,283 2,463 2,364 118 2,100 2,600 752 1,368 35,667

Capacidad efectiva al 31-dic-99

Capacidad de generación: 35,667MW (dic-99)

Hidroeléctrica27.0%

Nucluar3.8%

Geotérmica y éolica 2.1%

Carboeléctrica7.3%

Dual5.9%

Hidrocarburos53.9%

Generación bruta de electricidad en 1999

Generación bruta de electricidad en 1999: 180,911 GWh

Hidroeléctrica18.1%

Nucluar5.5%

Geotérmica y éolica 3.1%

Carboeléctrica10.1%

Dual6.2%

Hidrocarburos57.0%

Regionalización tarifaria

Baja California

Baja California Sur

Noroeste Noreste

Norte

CentralSur

Peninsular

Demanda en periodo punta: SEN

20,000

20,500

21,000

21,500

22,000

22,500

23,000

23,500

24,000

24,500

25,000

Meses (1998)

De

ma

nd

a M

W

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

Meses (1998)

MW

Noreste

NorteNoroeste

Península de B.C.

Demandas punta: Región norte del país

B. Programas de DSM(Administración del lado de la Demanda)

• Fenómeno que se presenta en el contexto del ahorro de

energía a nivel mundial

• Para las suministradoras, es más barato invertir en

modificar los consumos de los usuarios que en construir

nuevas plantas de generación

• La DSM es una actividad plenamente desarrollada en EUA

Razones para la DSM (1)

• La DSM se originó fundamentalmente como

resultados de los incrementos en los costos de

generación eléctrica durante el “shock” petrolero

de 1973

• Impactos en los costos de generación

Aumento del precio del petróleo (principal costo de

operación)

Aumento del costo del capital (principal costo de

inversión)


• Estos incrementos de costos fueron reflejados en

las tarifas que se cobran por el servicio

• Las preocupaciones ambientales se convirtieron

en una razón complementaria para justificar la

DSM


• Las empresas eléctricas tienen condiciones únicas

para ayudar a usuarios a mejorar la eficiencia en su

uso de la electricidad:

Conocen quienes son los usuarios

Conocen sus hábitos de consumo

Se comunican con ellos por lo menos una vez al mes

Objetivos de los programas de DSM

• Eficiencia energética

• Reducción de picos de demanda

• Desplazamiento de picos

• Llenado de “valles”

Tipos de programas de DSM

• Información

• Instalación directa

• Incentivos económicos

• Tarifas alternativas

Tipos de programasde DSM: Información

• Folletos

• Maneras de ahorrar energía

• Auditorias energéticas

Programas de DSM: Instalación

• Equipos eficientes en el uso de la electricidad

• Hacer uso de las tecnologías existentes que

contribuyan al ahorro de energía

Programas de DSM:Incentivos económicos

• Subsidios a compra de equipos de alta eficiencia

• Bonificaciones a fabricantes y distribuidores de

estos equipos y/o préstamos de bajo interés

Programas de DSM:Tarifas alternativas

• Las tarifas alternativas más comúnmente

aplicadas en programas de DSM son las

tarifas horarias

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24450

500

550

600

650

700

750

800

DENTRO FUERA

2. Tarifas horarias

• Funciones de las tarifas

• Señal de las tarifas horarias

• Costos marginales

• Tarifa HM

Tarifas horarias

• CFE diseña tarifas horarias que dan señales

económicas claras a los usuarios (principalmente

industriales) para hacer un uso más racional de la

electricidad

• Las tarifas horarias reflejan los costos que para la CFE

representa el proveer electricidad en horas pico (que es

la hora en la cual CFE tiene que tener el mayor número

de plantas en operación)

Función Productiva-Social

• Decisiones del Gobierno Federal• Mecanismo Económico-Redistributivo• Subsidios a usuarios de menores

recursos y/o sectores productivos

Función Económica Señal de costo marginal

para influir en el perfil de la demanda, y promover la eficiencia económica

Función Financiera Generación de recursos

para sufragar costos totales y ampliaciones futuras

Funciones de las tarifas

Señal de las tarifas horarias

• El consumo de energía en las horas base es más

económico que en el periodo punta

• El pago por concepto de energía en el periodo punta es

mayor debido a que CFE tiene que operar sus equipos

más caros para el suministro de energía en este periodo

Costos marginales de capacidad

generación

• turbogás .

• sistema adaptado

redes

• transmisión

• subtransmisión• distribución .

• costo incremental promedio . de largo plazo

Uso de costosmarginales de suministro

• La tarificación de la energía eléctrica basada en

los costos marginales de largo plazo del sistema

eléctrico, da una señal económica a la clientela

que favorece la eficiencia económica global

• Costos Marginales de Capacidad

• Costos Marginales de Energía

• Reconocen diferencias horarias, regionales y

estacionales

Diseño de las tarifas

costos marginales

energía

capacidad

cargos tarifarios

energía

demanda

Tarifa HM (horaria media tensión)

Aplicación:

Esta tarifa se aplicará a los servicios que se destine

la energía a cualquier uso, suministrados en media

tensión, con demanda de 100 kW o más.

Tendencia de la Tarifa HM

• Con el transcurso del tiempo, va incorporando a un mayor número de usuarios:

noviembre de 1991: 1000 kW

noviembre de 1996: 500 kW

diciembre de 1997 : 300 kW

diciembre de 1998: 100 kW

Conceptos de facturación

• Demanda eléctrica por periodos

• Consumo de energía por periodos

• Demanda facturable

• Factor de carga

• Periodos base, intermedio y punta

Demanda eléctrica por periodos

Es la demanda máxima medida para cada uno de

los periodos

Demanda base (DB)

Demanda intermedia (DI)

Demanda punta (DP)

Consumo de energía por periodos

Es el consumo de energía medido en cada uno de

los periodos

Consumo base (CB)

Consumo intermedia (CI)

Consumo punta (CP)

Demanda facturable

Definida por la relación de demandas en los diferentes periodos; fórmula:

DF = DP + FRI max(DI - DP,0) + FRB max(DB - DPI,0)

DPI es la demanda máxima de los periodos punta e

intermedio

FRI y FRB son factores de reducción que dependen de la tarifa y región

¿Qué pasa sí? DB < DP > DI

Datos: DP = 1,000 Región: CentralDI = 800 FRI: 0.300DB = 600 FRB: 0.150


DF = 1,000 + FRI (- 1,000, 0) + FRB (- 1,000, 0)

DF = 1,000

es decir, DF = DP

¿Qué pasa sí? DB < DI > DP

Datos: DP = 800 Región: Central DI = 1,000 FRI: 0.300 DB = 600 FRB: 0.150


DF = 800 + 0.300 max(1,000 - 800, 0) + 0.150 max(600 - 1,000, 0)

DF = 800 + 0.300 (200) + 0.150 (0)

DF = 800 + 60 = 860

es decir, DF > DP, pero DF < DI

¿Qué pasa sí? DI<DB>DP y DI<DP

Datos: DP = 800 Región: Central DI = 600 FRI: 0.300 DB = 1,000 FRB: 0.150


DF = 800 + 0.300 max(600 - 800, 0) + 0.150 max(1000 - 800, 0)

DF = 800 + 0.300 (0) + 0.150 (200)

DF = 800 + 0 + 30 = 830

es decir, DF > DP, pero DF < DB

¿Qué pasa sí? DI<DB>DP y DI>DP

Datos: DP = 600 Región: Central DI = 800 FRI: 0.300 DB = 1000 FRB: 0.150


DF = 600 + 0.300 max(800 - 600, 0) + 0.150 max(1000 - 800, 0)

DF = 600 + 0.300 (200) + 0.150 (200)

DF = 600 + 60 + 30 = 690

es decir, DF > DP, pero DF < DB

Nota: La DF es menor que en cualquiera de los casos anteriores

Factor de Carga (F.C.)

• Indicador de la forma en que se usa la energía

eléctrica en una instalación

• Se puede interpretar como una medida de

aprovechamiento de la energía consumida con

relación a la demanda máxima

Fórmulas del F.C.

Consumo de energía (kWh/m)

Demanda máxima (kW) x periodo (h/m)= x 100 [%]

Demanda media (kW)

Demanda máxima (kW) = x 100 [%]

Efectos al incrementar el F.C.

• Se busca reducir la facturación eléctrica, para lo cual trataremos de disminuir principalmente DP

• Al aumentar el F.C. se obtiene una reducción en el precio unitario de la energía.

factor de carga

ce

nt /

kWh

0

20

40

60

80

100

120

10% 30% 50% 70% 90%

DP > DI

DP = cero

Periodos tarifarios (1)

Ejemplo: Tarifa HM, Región Noroeste

Del 16 de mayo, al sábado anterior al último domingo de octubre

Día de la semana Base Intermedio Punta

lunes a viernes0:00 - 13:0017:00 - 20:0023:00 - 24:00

13:00 - 17:0020:00 - 23:00

sábado 0:00 - 24:00

domingo y festivo 0:00 - 24:00

Periodos tarifarios (2)

Del último domingo de octubre al 15 de mayo

Día de la semana Base Intermedio Punta

lunes a viernes0:00 - 17:0022:00 - 24:00

17:00 - 22:00

sábado0:00 - 18:0022:00 - 24:00

18:00 - 22:00

domingo y festivo0:00 - 19:0021:00 - 24:00

19:00 - 21:00

Tarifa HM: Cuotas aplicables (may/01)

RegiónCargo

kW

CargoKWhpunta

CargoKWh

intermedia

CargoKWhbase

Baja California $ 98.51 $ 1.3462 $ 0.3726 $ 0.2931

Baja California Sur $ 94.63 $ 1.0803 $ 0.5169 $ 0.3660

Central $ 68.30 $ 1.2900 $ 0.4129 $ 0.3447

Noreste $ 62.77 $ 1.1920 $ 0.3833 $ 0.3138

Noroeste $ 118.59 $ 1.1422 $ 0.4092 $ 0.3292

Norte $ 63.07 $ 1.2006 $ 0.3869 $ 0.3148

Peninsular $ 70.53 $ 1.3497 $ 0.4326 $ 0.3318

Sur $ 68.30 $ 1.2634 $ 0.3947 $ 0.3278

Factores de reducción:

FRI.- Factor de reducción en el periodo intermedio

FRB.- Factor de reducción en el periodo base

Región Tarifa H-M

FRI FRB

Baja California 0.141 0.070

Baja California Sur 0.195 0.097

Central 0.300 0.150

Noreste 0.300 0.150

Noroeste 0.162 0.081

Norte 0.300 0.150

Peninsular 0.300 0.150

Sur 0.300 0.150

Principales cargos en la facturación

• Cargo por demanda facturable

• Cargo por consumo

• Bonificación por alto factor de potencia o cargo

por bajo factor de potencia, según sea el caso

• Derecho de alumbrado público (DAP)

• Impuesto (IVA)

3. Alternativas de ahorro

a) Administración de la energía

Medidas operacionales

Medidas tecnológicas

Normas de eficiencia

b) Control de la demanda

Alternativas tecnológicas

Sistemas de control

a) Administración de la energía

Son todas aquellas medidas que permiten

optimizar el uso de la energía, mejorando (o sin

afectar) la operación el proceso o el confort de la

instalación

La aplicación de estas medidas permiten reducir

el consumo de energía, pero no siempre la

demanda eléctrica

Ejemplo: Admón. de la energía

0.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

Prom. Actual 0.35 0.30 0.28 0.27 0.27 0.28 0.34 0.44 0.59 0.73 0.80 0.83 0.83 0.82 0.81 0.77 0.72 0.68 0.69 0.71 0.71 0.64 0.55 0.45

Prom. Compactado 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.30 0.70 0.80 0.83 0.83 0.82 0.83 0.70 0.82 0.81 0.77 0.72 0.65 0.50 0.30 0.15 0.15 0.15 0.15

H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24

Dem

an

da

u

nit

ari

a

Sistema de iluminación (1)


• Apagado de luces cuando no se requieran

• Seccionamiento de circuitos / apagadores

• Adecuar niveles de iluminación

• Uso de tragaluces

• Limpieza de luminarios

• Pintar interiores con colores claros

« Nota: Consultar medidas operacionales, indicadas el el Programa de Ahorro de Energía en Inmuebles de la Administración pública Federal, página Conae en Internet



• Equipo eficiente Lámparas compactas fluorescentes y T8 Balastros electrónicos Reflectores especulares

• Controles automáticos Sensores de presencia Sensores de luz, etc.

« Nota: Consultar Módulo de iluminación

(página Conae en Internet)


Normas aplicables

• NOM-007-ENER-1995Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en edificios no residenciales

• NOM-013-ENER-1996Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en vialidades y exteriores de edificios

• NOM-017-ENER-1997Lámparas fluorescentes compactas de uso residencial

« Nota: Consultar normas de niveles de iluminación, NOM-025-STPS-1994 y el Handbook IESNA, capítulo 11 (once)

Sistema de fuerza: motores (1)


• Equipos Evitar equipos sobredimensionados

• Conexiones Revisar empalmes y aprietes

• Operación Evitar que operen en vacío Evitar fugas (bombas y compresores) Checar niveles de aceite Mantenimiento (limpieza)



• Equipos Motores de alta eficiencia

• Controles Variadores de velocidad (bombas y ventiladores) Sensores de operación (presión, nivel, etc.)

• Operación Corregir el factor de potencia Bandas dentadas (transmisión) Aceites especiales


Normas aplicables

• NOM-001-ENER-1995Eficiencia energética de bombas verticales

• NOM-006-ENER-1995Eficiencia energética electromecánica en sistemas de bombeo para pozo profundo

• NOM-010-ENER-1996Eficiencia energética de bombas sumergibles

• NOM-014-ENER-1996Eficiencia energética de motores monofásicos

• NOM-016-ENER-1997Eficiencia energética de motores trifásicos

Sistema de aire acondicionado (1)


• Diseño Ubicación correcta del termostato Aislamiento de ductos y tuberías

• Controles Ajuste de la temperatura de confort (set point)

• Operación Eliminar fugas de aire Limpiar filtros de aire Mantenimiento continuo

Refrigerante

Refrigerante

Alta Presión



• Envolvente Aislamiento térmico (techos y paredes) Cubrir cristales con películas reflejantes Ventanas doble cristal

• Equipos Compresores de alta eficiencia Operación de chillers en etapas

• Sistemas Distribución de aire variable Economizador de aire


Normas aplicables

• NOM-073-SCFI-1994Eficiencia energética en acondicionadores tipo cuarto

• NOM-009-ENER-1995Eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales

• NOM-011-ENER-1996Eficiencia energética de acondicionadores de aire tipo central

b) Control de la demanda

Son aquellas medidas que tienden a limitar los

niveles de demanda máxima facturable, en razón

de los precios tarifarios

La aplicación de estas medidas permiten reducir

la demanda eléctrica facturable, pero no siempre

el consumo de energía

Establecer límites de demanda máxima

0

20

40

60

80

100

0 2 4 5 6 7 8 10 12 14 16 18 20

Minutos

% A

mp

s C

arg

a p

len

a

Con limite Demanda

Sin limite Demanda

Traslado de cargas (1)

Operar equipos en horarios dónde la energía sea

más económica

Horario base e intermedio

Evitar operar cargas no necesarias en el proceso

Anuncios publicitarios

Bombas para almacenamiento de agua

Establecer niveles de demanda máxima y mínima

Traslado de cargas (2)

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

h/día (L-V)

De

ma

nd

a (

kW)

Intermedio

PuntaPunta

Inte

rmed

io

Inte

rmed

io

Evitar o trasladar cargas del periodo punta al intermedio

Incremento del factor de carga

Se pretende aprovechar la energía consumida con

relación a la demanda máxima

Se busca reducir la facturación eléctrica

Disminuir principalmente DP

Al aumentar el F.C. se obtiene una reducción en el

precio unitario de la energía

Incremento del factor de carga

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

h/día (L-V)

De

ma

nd

a (

kW)

Intermedio

PuntaPunta

Inte

rmed

io

Inte

rmed

io

Al incrementar el F.C., evitamos picos excesivos de demanda

¿Cómo se puede incrementar el F.C.? (1)

1. Aumentando el consumo de energía Se mantiene constante la demanda

Observaciones Los equipos deben operar más horas

El costo por kWh disminuye, sin embargo,

La facturación aumenta

Demanda (kW) x periodo (h/m) x F.C. = = [kWh]Consumo

¿Cómo se puede incrementar el F.C.? (2)

2. Disminuyendo la demanda eléctrica Se mantiene constante el consumo de energía

Observaciones Se pueden establecer los niveles de demanda máxima (control de la

demanda)

El costo por kWh disminuye, y

La facturación eléctrica también disminuye

Consumo de energía (kWh/m)

periodo (h/m) x F.C. = = [kW] Demanda

Métodos para limitar la demanda

b.1) Alternativas tecnológicas

Termoalmacenaje

Autoabastecimiento

Cogeneración

b.2) Sistemas de control

Control manual

Control automático

BAC Modular ICE CHILLER

b.1) Alternativas tecnológicas (1)

Termoalmacenaje

Es la práctica de utilizar un Chiller o una planta de

refrigeración para fabricar y almacenar hielo fuera de las

horas de demanda punta, para proveer parcial o totalmente

los requerimientos de enfriamiento en las horas de demanda

pico

Se aplica en una amplia gama de sistemas de aire

acondicionado y de enfriamiento para procesos industriales

Almacenaje parcial

050

100150200250300350400450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Hora del Día

Car

ga d

e E

nfri

amie

nto

Almacenaje total

050

100150200250300350400450

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Time of Day

Coo

ling

Loa

d


Autoabastecimiento

Es la generación de energía eléctrica para las

satisfacciones de las necesidades propias

Los generadores podrán destinar toda o parte de su

producción


Cogeneración

La producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas.

La producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, o

La producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos de que se trate

Cogeneración vs. Generaciónde energía eléctrica convencional

GENERACIÓN DE ENERGÍAGENERACIÓN DE ENERGÍA

50%50%PÉRDIDASPÉRDIDAS

CONDENSADOSCONDENSADOS


ASOCIADASASOCIADASCALDERACALDERA

2%2%OTRASOTRAS

33%33%ENERGÍAENERGÍA

ELÉCTRICAELÉCTRICA

100 %100 %

100 %100 % C O G E N E R A C I Ó NC O G E N E R A C I Ó N


ASOCIADASASOCIADASCALDERACALDERA

1%1%OTRASOTRAS

84%84%ENERGÍAENERGÍA

ELÉCTRICAELÉCTRICAYY

CALOR A CALOR A PROCESOPROCESO

Sistemas de Cogeneración

A) TURBINA DE VAPOR

A) TURBINA DE VAPOR

B) TURBINA DE GASB) TURBINA DE GAS

C) CICLO COMBINADOC) CICLO COMBINADO D) MOTOR ALTERNATIVOD) MOTOR ALTERNATIVO

E.TE.T

E.TE.T

E.TE.T

E.TE.T

E. EE. E

E. EE. E

E. EE. E E. EE. E

COMBCOMB

COMBCOMB

COMBCOMB

COMBCOMB

G.VG.V

R.CR.C

R.CR.CR.CR.C

E. EE. E

b.2) Sistemas de control

Control manual

Controles de encendido y apagado

Control automático

Controles programables

Sistemas de control inteligente

Control manual

Se realiza con los propios equipos de

arranque/paro (inversión cero)

La secuencia de paro la realiza el propio

personal (acciones momentáneas)

No se cuenta con monitoreo de la demanda

(incertidumbre de beneficios)

Control automático (1)

Controles programables

Sistema modular que actúa sobre

una señal, que temporalmente

desconecta cargas eléctricas

predeterminadas

Manejan niveles de prioridad para

distintos horarios y fechasAdaptive ControlTM TM

TRANE

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Enter

Cancel Stop

+

Custom Report

ChillerReport

CycleReport

Pump/Purge

Report

OperatingSettings

ServiceSettings

ServiceTests

-

Auto

Diagnostics

Active Chilled Water Setpt: 42.0 FEvap Leaving Water Temp: 42.0 F

REPORT GROUP

SETTINGS GROUP

Alarm

Previous

Control automático (2)

Sistemas de control inteligente

Sistema que integra a un conjunto de módulos

Provee el control sobre procesos para que sean seguros,

confiables, precisos y eficientes, lo cual es posible

monitoreando y controlando los sistemas mecánicos y

eléctricos

Pueden incorporarse otras opciones, como señales de falla de

equipos, niveles de confort por horario y clima exterior, etc.

Sistema de control inteligente

Estrategias de Control

Tiempos y horarios

Horarios calendario

Días festivos

Ciclos de carga

Monitoreo de la demanda

Límite de demanda

C O O L H E A T

S U P P L Y A I R W A R M U P

M A N U A LR U N - C L O C K +

S Y S T E M

F A N

T E M PT I M E

Programación del controlador

Definir el punto de referencia sobre el cual se basarán sus funciones

El punto de referencia se determina conjuntamente con el personal de producción, mantenimiento e ingeniería

Durante la operación del sistema se establecen los rangos de ajuste (arriba y abajo), dependiendo de las cargas seleccionadas y la flexibilidad del proceso

Operación del controladorD

em

an

da

má

xim

a

Tiempo

Inicia separación de cargas

Reincorporación de cargas

ALTA DEMANDA PERMITIDA

BAJA DEMANDA PERMITIDA

Métodos de operación de un controlador

• Método de carga instantánea

• Método de la demanda acumulada

• Proyección de la curva de demanda

TiempoTiempo

Car

gaC

arga

Método de carga instantánea

La potencia demandada se mide continuamente y se

compara con el punto de referencia

Se recomienda en instalaciones con régimen de

operación continua

El nivel de operación normal esta muy cerca del punto

de referencia superior preseleccionado

Desventaja: cada vez que entra alguna nueva carga, el

controlador actúa poniendo fuera alguna otra carga

Método de carga instantáneaD

em

an

da m

áxim

a

Actúa el controlador

Reestablecimiento de cargas

ALTA DEMANDA PERMITIDA

BAJA DEMANDA PERMITIDA

Tiempo

Método de la demanda acumulada

Esta basada en la relación de la demanda acumulada

y los límites de alta y baja demanda permisible

Por lo tanto, las líneas de referencia (superior e

inferior) no son horizontales, sino inclinadas

La línea de referencia superior corresponde a la

demanda acumulada máxima permisible en un

momento dado

Método de la demanda acumulada

Demanda instantanea y acumulada

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Horas

De

ma

nd

a

má

xim

a

Demanda instantanea Demanda acumulada

Demandainstantanea

500 350 50 400 900 100 30 100

Demandaacumulada

500 850 900 1300 2200 2300 2330 2430

1 4 7 10 13 16 19 22

Actúa el controlador

Proyección de la demanda

Predicción del valor de la demanda en un tiempo t+1 de

manera que el controlador se anticipa al momento de

rebasar el punto de referencia

Al tomar acciones anticipadas, se asegura prácticamente

que en ningún momento se rebase el límite superior de

referencia

Se recomienda en instalaciones donde las características

del proceso presentan variaciones continuas en el nivel

de demanda

Proyección de la demandaD

em

an

da m

áxim

a

Tiempo

t-2 t-1 t t+1

Dm t+1

Dm t

Dm t-1Dm t-2

4. Metodología Conaepara el control de la demanda

• Aspectos relevantes

• Objetivos

• Campo de aplicación

• Actividades para realizar un estudio

• Requerimientos de uso

• Análisis de información

• Potenciales de ahorro

• Informe final

Aspectos relevantes

Se plantea como una alternativa de ahorro, en sistemas ya eficientes

Se requiere de un alto conocimiento del proceso productivo y su capacidad de flexibilidad

Demanda un mayor conocimiento sobre los consumos horarios, particulares y totales (mediciones)

Conocimiento claro sobre costos de producción, energía y su balance

Objetivos

• Determinar los potenciales de ahorro al aplicar

medidas de control, manual o automático, que

modifiquen los patrones de consumo y/o

demanda eléctrica en periodo punta

• Estimar los posibles potenciales de ahorro al

aplicar medidas de administración de la energía,

a través de índices energéticos

Campo de aplicación

• Empresas con suministro de energía en tarifa (H-M)

• Empresas que tengan la factibilidad de modificar

sus patrones de consumo y/o demanda eléctrica, o

bien controlar la operación de cargas en periodo

punta, por lo menos 15 minutos

Actividades para realizar un estudio

Actividades del Usuario

Realizar el levantamiento de datos

Capturar la información, y

Enviar la información vía e-mail a la Conae

Actividades de la Conae

Analizar la información proporcionada por el Usuario

Estimar los potenciales de ahorro

Elaborar y entregar al Usuario un informe final

Requerimientos de uso

Una computadora, requisitos mínimos:

Procesador 486

5 MB de memoria libre en disco duro (máximo)

16 MB de memoria en Ram

Windows 95

Conexión a Internet

Correo electrónico (e-mail)

Análisis de información

Facturaciones eléctricas

Producción mensual

Censo de cargas que operan actualmente en periodo

punta y que pueden ser desconectadas

Nota: La precisión de los resultados dependerá de la veracidad de la

información

Potenciales de ahorro

Ahorro por administración de la energía

Índices energéticos

Ahorro por control de la demanda

Desconexión parcial de cargas eléctricas en periodo

punta

Índices energéticos

Relación entre la producción y consumo de energía eléctrica en un mismo periodo

Comparación histórica durante 1 año (mínimo)

Determina rangos de eficiencia (máximos y mínimos)

Permite establecer metas de eficiencia

Detecta fallas en la operación o información

Gráfica de índices energéticos

450

500

550

600

650

700

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

(kW

h/t

on

)

Índice energético Línea de referencia

máximo

mínimo

Ejemplo 3. Tabla de datos

Consumo Producción Índice energético Ahorro consumo(kWh) (ton) (kWh/ton) (kWh) A

Ene 685,912 1,268 541 46,946Feb 754,799 1,198 630 151,107Mar 723,576 1,376 526 30,187Abr 872,383 1,287 678 223,843May 728,965 1,241 587 103,605Jun 793,480 1,349 588 113,697Jul 789,637 1,567 504 @ 0Ago 812,241 1,511 538 50,823Sep 815,905 1,609 507 5,104Oct 916,297 1,620 566 99,952Nov 882,938 1,295 682 230,366Dic 796,499 1,351 590 115,708

Promedio mensual 797,719 1,389 578 ----

Mes

@ Índice energético de máxima eficiencia, utilizado como valor de referencia (línea de referencia)

A Ahorros en consumo de energía calculados a partir de la diferencia entre el índice energético actual y el índice de

máxima eficiencia, multiplicada por la producción del mes correspondiente

Potenciales de ahorroAdministración de la energía

Gráfica de índices energéticos

Ahorros anuales estimados *Consumo de energía Económico

(kWh) % $ B %1,171,338 12.24 565,480 12.24

541

630

526

678

588

538

566

682

590

507

587

504

450

500

550

600

650

700

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

(kW

h/t

on

)

Índice energético Línea de referencia

máximo

mínimo

B Ahorro económico calculado con el costo unitario anual de la energía

Potenciales de ahorro Control de la demanda eléctrica

Figura 3. Reducción de la demanda eléctrica en periodo punta

Potencia Tiempo de desconexión

de operación en periodo punta (minutos)

(kW) Verano Fuera de verano Verano Fuera de verano

1 Bomba agua chiller 13.60 120 240 13.60 13.60

2 Motor compresor chiller 66.50 120 240 66.50 66.50

3 Compresor GD 75.00 120 240 75.00 75.00

4 Motor del soplador S100 30.60 120 240 30.60 30.60

5 Motor de olla Henchel 59.40 120 240 59.40 59.40

6 Motor del enfr. Henchel 12.15 120 240 12.15 12.15

7 Molino Herbold 76.50 120 240 76.50 76.50

8 Inyectora No.3 28.70 120 240 28.70 28.70

9 Inyectora No.7 33.30 120 240 33.30 33.30

10 Inyectora No.14 38.10 120 240 38.10 38.10

11 Acampanadoras 28.80 120 240 28.80 28.80

Totales 462.65 --- --- 462.65 462.65

Reducción en demanda (kW) *No. Ref. Descripción del equipo


Figura 4. Potenciales de ahorro económico por control de la demanda

Año de análisis: 1998

Verano Fuera de verano

Demanda Consumo Demanda Consumo

(KW) (kWh/mes) (KW) (kWh/mes)

Periodo base 1,321 280,234 1,304 254,389

Periodo intermedio 1,360 480,811 1,336 414,849

Periodo punta 1,342 57,372 1,349 99,509

Total facturable 1,348 818,417 1,349 768,747

F.P. Factor de potencia (%) 91.16 93.50

F.C. Factor de carga (%) 82.13 77.94

Facturación ($/mes) 374,199 400,387

Noviembre 99

Verano Fuera de verano

Facturación mensual ($/mes) 408,533 424,738

Facturación anual ($/año) 4,983,418

Datos históricos de facturación eléctrica (promedio mensual)

Concepto

Facturación actual estimada para A

Concepto


Demanda eléctrica por control (kW)Verano Fuera de verano

Redución Valor alcanzado Redución Valor alcanzado

Demanda en periodo punta 463 879 463 886Demanda facturable 324 1,024 327 1,022

Noviembre 99Verano Fuera de verano

Facturación mensual ($/mes) 388,928 404,952Facturación anual ($/año) 4,747,256

Ahorro estimado por control de demanda($) (%)

Verano (mensual) 19,605 4.80Fuera de verano (mensual) 19,786 4.66Anual (anual) 236,163 4.74

ValorMínima Máxima

Inversión estimada equipo de control automático ($) 50,000 180,000Tiempo simple de recuperación de la inversión (meses) 3 10

A No se incluyen en el cálculo, los cargos por concepto de F.P., D.A.P, e I.V.A.

Concepto

Concepto

Concepto

Facturación estimada por control de demanda para A

Concepto

Informe final estudio control demanda

I. Resumen ejecutivo

II. Estudio de control de la demanda eléctrica

Situación actual de la empresa

Ahorro por administración de la energía

Ahorro por control de la demanda

III. Anexos

Consideraciones del estudio

5. Asistencia técnica

Unidades de Enlace para la Eficiencia

Energética (U3E)

Puertos de atención

Página de Conae en Internet

Correo electrónico

Las U3E están establecidas por convenio con cámaras y asociaciones de industriales locales y operan para dar servicio de asistencia técnica a los miembros de las mismas.

Baja CaliforniaBaja California

SinaloaSinaloaCoahuilaCoahuilaJaliscoJalisco

ChihuahuaChihuahuaNuevo LeónNuevo León

VeracruzVeracruzPueblaPueblaYucatánYucatán

TamaulipasTamaulipas

Valle de MéxicoValle de MéxicoEstado de MéxicoEstado de México

AguascalientesAguascalientesQuerétaroQuerétaro

Unidades de Enlacepara la Eficiencia Energética

Página de Conae en Internet

Correo electrónico

Directorio de consultores y fabricantes Precios de la energía

Control de la demanda eléctrica Información básica Junio 2001.

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Transcript of Control de la demanda eléctrica Información básica Junio 2001.