lunes, 17 de febrero de 2014

Ahorros en base a la optimización de la potencia contratada

Hola a todos:
Después de una temporada sin poder actualizar el blog por motivos laborales, retomo la actividad con "nuevas energías" y actualizándolo con nuevos temas. Voy a dedicar esta entrada a hablar sobre un concepto que nos permite obtener ahorros interesantes en las facturas eléctricas sin necesidad de realizar casi ningún tipo de inversión: la optimización de la potencia contratada. Tal y como ya he explicado en anteriores artículos, la facturación eléctrica se compone principalmente por tres grandes bloques: potencia contratada, consumo energético y impuestos y otros conceptos. En el presente artículo se centrará sobre el primero de ellos.

El término de potencia juega un papel muy importante en la factura eléctrica de cualquier suministro. Supone aproximadamente la mitad del coste total de la factura (aunque esto está variando últimamente, hablaré de esto mas adelante en mayor profundidad), y depende de la potencia que se tenga contratada. Esta potencia contratada se debe de elegir en función de la potencia total simultánea que el usuario estima que va a consumir en un momento determinado.

Conceptualmente, la existencia de una parte fija en la factura según la potencia contratada supone que se paga una cantidad de dinero para cubrir los costes fijos de la red eléctrica. Estos costes fijos cubren los gastos necesarios para tener en todo momento garantizada la posibilidad de consumir dicha potencia en cualquier momento. Para ello es necesario que la red eléctrica esté permanentemente operativa y tenga la capacidad de generación y transporte suficiente para poder dar suministro a todas las instalaciones que se conectan a ella en condiciones de seguridad y calidad.


A continuación describiré como se calcula el término de potencia para los distintos tipos de suministro, para luego explicar en función de dicha estructura como elegir la potencia óptima y calcular los ahorros generados.

CÁLCULO DEL TÉRMINO DE POTENCIA EN FUNCIÓN DEL TIPO DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

Según el RD 1164/2001 del 26 de octubre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, las distintas modalidades de suministro de energía son las siguientes:

  • Tarifas de baja tensión (por debajo de 1 kV):
    • Tarifa 2.0A: Tarifa simple, se puede aplicar a cualquier suministro con potencia contratada inferior a 15 kW.
    • Tarifa 3.0A: Tarifa general, se aplica a cualquier otro suministro en baja tensión, por encima de 15 kW.
  • Tarifas de alta tensión (por encima de 1 kV):
    • Tarifa 3.1A: Tarifa específica de tres periodos para tensiones entre 1 y 36 kV, con potencias contratadas en todos los periodos igual o inferior a 450 kW. La particularidad de esta tarifa es que la potencia contratada en cada periodo siempre ha de ser mayor o igual a la potencia contratada en el periodo anterior, esto quiere decir que P1 ha de ser menor o igual que P2 y esta menor o igual que P3.
    • Tarifa 6: Tarifas generales, con potencias contratadas superiores a 450 kW en cualquiera de los periodos tarifarios. Estas tarifas se diferencian por niveles de tensión, y están basadas en 6 periodos tarifarios que se dividen la totalidad de las horas anuales, de igual forma que en las tarifas 3.1A, para las tarifas de 6 periodos, la potencia en cada uno de ellos siempre ha de ser mayor o igual que el anterior.

Por lo tanto en función de la magnitud de la instalación que necesita el suministro eléctrico, se aplicará una tarifa u otra. Según la tarifa elegida, habrán distintos periodos de facturación, que son los siguientes: 

  • Modalidad de un periodo: Únicamente existe un periodo que cubre todas las horas anuales, por lo que únicamente hay una potencia contratada con un precio. Esta modalidad es la que suele aplicarse en viviendas y pequeños locales comerciales, con tarifa 2.0A.
  • Modalidad de dos periodos: Se puede aplicar de forma voluntaria a los mismos suministros de un único periodo (tarifas 2.0A) que se acojan a la discriminación horaria. La duración de cada periodo será la siguiente:
Tabla 1: Distribución horaria para facturación con dos periodos. (Fuente: Elaboración propia)
  • Modalidad de tres periodos: Se aplica para los suministros en baja tensión de mas de 15 kW (tarifas 3.0A) y en alta tensión de menos de 450 kW (tarifas 3.1A). Los tres periodos: P1 – Punta, P2 – Llano y P3 – Valle tienen las siguientes distribuciones horarias:
Tabla 2: Distribución horaria para facturación con tres periodos. (Fuente: Elaboración propia)
  • Modalidad de seis periodos: Se aplica para los suministros de alta tensión de mas de 450 kW (tarifas 6). Los seis periodos (P1 a P6) cubren las 24 horas diarias de los 365 días del año. El reparto de los seis periodos se realiza en función del tipo de día, el tipo de mes y la ubicación geográfica del suministro (Península, Baleares, Canarias o Ceuta y Melilla). En la siguiente tabla se representa de forma gráfica la distribución para lo suministros en la Península:
Tabla 3: Distribución horaria para facturación con seis periodos. (Fuente: Elaboración propia)

Una vez explicado como se estructuran las tarifas eléctricas, y los periodos de facturación, pasaré a explicar como interviene la potencia contratada en la factura eléctrica, que depende de estos dos conceptos: tarifa de acceso y periodos de facturación.

En el suministro eléctrico se debe de elegir una potencia contratada para cada uno de los periodos de facturación considerados, y el término de potencia será el resultante de multiplicar para cada periodo de facturación la potencia a facturar (en kW) por el precio establecido (en €/kW año). Por lo tanto, en función del momento del día, el precio del término de potencia será distinto, según las horas de mayor o menor demanda, facturándose cada mes la doceava parte del coste anual.

Ahora bien, el punto clave de la cuestión es determinar cual es la potencia a facturar para cada periodo, que según la tarifa puede depender de la potencia realmente demandada. Esto se hace utilizando los siguientes equipos de control en función de las tarifas de acceso: 

  • Para tarifas 2.0A, la potencia se controla mediante interruptores de control de potencia (ICP), que están regulados para cortar el suministro de la instalación cuando la intensidad que circula por ellos es superior a la intensidad correspondiente a la potencia contratada. Si se tiene contratado el suministro con discriminación horaria (2 periodos), el ICP se tasa a la potencia del primer periodo, que es el diurno (punta-llano).
  • Para tarifas 3.0A y 3.1A, la potencia demandada se controla mediante maxímetros (cuyas funciones están incorporadas en los nuevos contadores electrónicos). Estos son equipos que registran las potencias cuartohorarias máximas de los tres periodos de facturación (punta, llano y valle). Esto quiere decir que si hay un pico de consumo muy puntual de unos pocos minutos, pero el resto de los 15 minutos el consumo es bajo, la potencia cuartohoraria de ese periodo no será la del pico, sino el valor promediado. Por lo tanto, en este tipo de tarifas, tenemos que el maxímetro refleja cual es el valor cuartohorario maximo de todo el mes, y en función de la relación entre ese valor y la potencia contratada se calculará la potencia a facturar siguiendo las siguientes reglas:
    • Si la potencia medida en los maxímetros es inferior al 85% de la potencia contratada, se factura el 85% de la potencia contratada. De esta forma, existe una ligera “compensación” si se consume menos potencia que la contratada (pero únicamente de un 15% menos).
    • Si la potencia medida en los maxímetros está entre el 85% y el 105% de la potencia contratada, se factura la potencia medida en los maximetros. En este caso, permite un exceso del 5% sobre la potencia contratada sin ningún tipo de penalización.
    • Si la potencia medida en los maxímetros es superior al 105% de la potencia contratada, se factura la potencia medida en los maxímetros mas el doble de la diferencia entre la potencia medida y el 105% de la potencia contratada. En este caso, se aplica una penalización únicamente sobre lo que pase del 5% de la potencia contratada.
    • Se puede ver que con esta modalidad de facturación, únicamente hay que tener un exceso de potencia superior al 105% de la potencia contratada en un cuarto de hora, para que se aplique la penalización de potencia durante todo el mes.
  • Para las tarifas 6, la potencia se controla igualmente con las medidas cuartohorarias proporcionadas por los maxímetros, pero la facturación de las potencias se hace de forma distinta:
    • Por un lado, se factura la potencia contratada para cada periodo, esta opción no permite una reducción de este término si se consume menos que lo que se contrata (como si que pasa en las tarifas 3.0 y 3.1).
    • Por otro lado, en el caso de que hayan momentos en los que la potencia consumida exceda a la potencia contratada, se facturarán por separado los excesos de potencia de la siguiente manera:
Fórmula 1: Cálculo de los excesos de potencia en tarifas de 6 periodos. (Fuente: RD 1164-2001)
      • Donde el término Ki es un factor que tiene los siguientes valores según el periodo de facturación:
Tabla 4: Valores del término Ki para facturación de excesos de potencia en tarifas de 6 periodos. (Fuente: RD 1164-2001)
        • Y donde el término Aei representa a los excesos de potencia de todos los periodos cuartohorarios en los que se hayan producido. Se calcula con la siguiente fórmula:
    Fórmula 2: Cálculo del término Aei para los excesos de potencia en tarifas de 6 periodos. (Fuente: RD 1164-2001)

          • Pdj es la potencia demandada en cada periodo cuartohorario en el que se haya pasado la potencia contratada y Pci es la potencia contratada.

    En este punto, considero interesante hacer una pequeña aclaración del término de medida cuartohoraria de potencia. El maxímetro (o el contador electrónico), está continuamente realizando medidas de potencia instantánea, generalmente cada minuto, durante las 24 horas del día. En las instalaciones eléctricas (tanto domésticas, como tericiarias e industriales) se pueden producir picos de demanda muy puntuales, como por ejemplo los debidos al arranque de grandes motores, o al encendido de algunos equipos, en los que se generan sobrecorrientes varias veces superiores a las nominales. Estos picos de demanda pueden producirse durante periodos de tiempo muy cortos (inferiores a un segundo en algunos casos). Es por esto, que para de alguna forma “amortiguar” el efecto de estos picos sobre la potencia a facturar se utiliza el concepto de potencia cuartohoraria. De esta forma, si el maxímetro, tal y como he mencionado antes, realiza mediciones de potencia simultánea cada minuto, integra cada 15 medidas en una sola que tendrá el “valor promedio” de las 15 medidas. 

    Aún con esa integración de medidas instantáneas, hay que tener en cuenta, que una medida cuartohoraria representa un valor de resolución relativamente muy preciso si se analizan los periodos de facturación mensuales. Esto es debido a que una hora tiene 4 periodos cuartohorarios, un día 96 y un mes de 30 días tiene un total de 2.880 periodos cuartohorarios. De ahí se obtiene la conclusión de que cuanto menos picos de consumo puntuales (o mas se aplane la curva de demanda), menos haya que pagar por excesos de potencia.

    OPTIMIZACIÓN DE LA POTENCIA CONTRATADA EN UN SUMINISTRO EXISTENTE

    Después de haber sentado las bases de como afecta la potencia contratada a la facturación energética, pasaré a explicar algunos métodos para optimizar la potencia contratada. Esto básicamente se reduce a una cosa, saber cual es el comportamiento real de la instalación (en lo referente a potencias demandadas reales) para establecer una potencia contratada lo mas cercana posible a ese punto.

    Ya que la potencia demandada se controla de cara a la facturación de dos formas: mediante ICP y mediante maxímetros, desarrollaré formas de obtener la potencia óptima, que nos permitirán reducirla o aumentarla para obtener ahorros sin necesidad de realizar prácticamente ninguna inversión.

    SUMINISTROS CON INTERRUPTOR DE CONTROL DE POTENCIA (ICP)

    En este tipo de suministros, como ya he explicado, el término de potencia es fijo, y siempre se paga lo mismo. No se puede consumir mas potencia que la contratada, ya que el ICP corta el suministro cuando esta potencia se sobrepasa. Por lo tanto, para saber si la potencia contratada es la óptima hay que saber cual es la potencia consumida real.

    Para saber cual es la potencia consumida real, es necesario realizar una serie de mediciones in situ, ya que en las facturas no hay ningún tipo de información que pueda ayudarnos (como se verá mas adelante en los suministros con maxímetros). Una opción es instalar un medidor de consumo eléctrico (ya hice un artículo en este mismo blog ampliando información sobre el tema).

    Con esta útil herramienta, se puede tener un control bastante detallado de cual es la potencia instantánea consumida en cada momento (suelen dar medidas cada minuto, igual que los contadores), y haciendo una serie de cálculos se pueden obtener las curvas de demanda de energía. En la siguiente imagen, he representado la curva de demanda instantánea del pasado día 3 de enero, proporcionada por el medidor de consumo que tengo instalado en mi casa. 


    Gráfica 1: Curva de demanda instantánea. (Fuente: Elaboración propia)

    Partiendo de los datos obtenidos de dicha gráfica, y calculando los valores promedio para cada 15 minutos, se puede obtener la curva de demanda cuartohoraria, cuyos valores son los que se emplean para la facturación de potencia en el caso de que se tengan maxímetros. A continuación muestro la curva de demanda cuartohoraria correspondiente al mismo día representado en la gráfica anterior. Como se puede apreciar, la curva se ha estilizado, ya que ha pasado de tener 1440 puntos en el eje de las abscisas (correspondiente a los 1440 minutos que tiene un día), a tener 96 puntos (los 96 cuartos de hora que tiene un día).

    Gráfica 2: Curva de demanda cuartohoraria. (Fuente: Elaboración propia)
     
    Por lo tanto, para este caso concreto, y suponiendo que esta curva fuera representativa del comportamiento normal de la instalación (aunque no lo es ya que es un día concreto, y el uso en una vivienda puede ser muy variable de un día a otro y de una estación a otra) se podría apreciar en la curva de carga cuartohoraria las siguientes conclusiones:

    • Durante el periodo nocturno y primeras horas de la mañana, la demanda de potencia ha oscilado en torno a los 170-200 W, lo cual se corresponde principalmente con el consumos constantes de una vivienda, como la nevera, el router y el stand by de los electrodomésticos.
    • Durante el periodo diurno, la demanda se ha mantenido excepto en tres ocasiones en valores entre los 500-1.000W, lo cual nos da una idea de cual es el nivel de consumo normal a lo largo del día.
    • En tres momentos puntuales, han habido picos de demanda, a las 14:00, a las 18:30 y a las 19:15 en los que se han demandado potencias de 1,86kW, 3,62kW y 3,48 kW. Estos picos de consumo serían los que condicionarían la potencia contratada para todo el periodo de facturación, ya que al no haber maxímetros, si se contratase una potencia de por ejemplo 1 kW (acorde al consumo durante la mayor parte del día), cuando se demandasen los 3kW pico, el ICP cortaría el suministro.
    • Viendo la forma de la gráfica se puede apreciar que a priori, con el patrón de consumo actual, no parece interesante adoptar un suministro con discriminación horaria, ya que el grueso del consumo se realiza en horario diurno, siendo menor en horario nocturno (cuando la energía es mas barata). En este caso no es interesante, ya que se trata de una vivienda en la que hay actividad durante todo el día; si se tratase de una vivienda en la que todos sus ocupantes pasaran el día fuera de casa (en el trabajo o en clase por ejemplo) probablemente sí que resultaría interesante, ya que el grueso del consumo se daría mas en las horas de final de la tarde y nocturnas.

    En el caso de que no se disponga de un medidor de consumo eléctrico, existe otra forma mas rudimentaria y menos precisa de saber cual es la potencia consumida real de una instalación concreta, pero que puede proporcionar una idea general de dicho valor. Para ello son necesarias dos cosas:

    • Conocimiento de la instalación, los aparatos consumidores de electricidad y cual es el patrón de uso real de la misma. Esto es, saber con la mayor precisión posible, cuales son los aparatos que son susceptibles de estar funcionando al mismo tiempo.
    • Un polímetro o una pinza amperimétrica para medir la tensión y corriente consumida en bornes del cuadro general de baja tensión.

    Voy a ilustrar este procedimiento con un ejemplo. El pasado mes de enero, realicé en la oficina de la empresa en la que estuve trabajando un cálculo estimado de cual es la potencia óptima a contratar, ya que se habían trasladado recientemente a un nuevo local y la potencia que tenía contratada el anterior inquilino, que era de 8,05 kW parecía excesiva. 


    Puesto que la instalación no contaba con un medidor de consumo eléctrico, se hicieron las mediciones con una pinza amperimétrica. La secuencia de medidas y los resultados obtenidos fueron los siguientes:

    En primer lugar se abrió el cuadro general, y se realizaron medidas de tensión y corriente en el interruptor de cabecera del cuadro y el ICP, estando prácticamente todos los receptores de la oficina apagados, únicamente estaban encendidos los que también lo están cuando en la oficina no hay nadie, obteniendo los consumos mínimos reales. Los resultados fueron:
    • Tensión entre fase y neutro (la instalación es monofásica): 227,2V.
    Imagen 1: Medida de tensión de la instalación. (Fuentes: Elaboración propia - www.dabaringenieros.comwww.geniaglobal.com)
    • Corriente de fase y de neutro (al ser una instalación monofásica, por ambos conductores circula la misma corriente): 5,5 A.
    Imagen 2: Medida de corriente con carga mínima de la instalación. (Fuentes: Elaboración propia - www.dabaringenieros.comwww.geniaglobal.com)
    • Potencia total aproximada: 227,2V · 5,5 A = 1.249,6 VA.
    • Hay que tener en cuenta que las pinzas amperimétricas miden corrientes aparentes, no activas; pero teniendo en cuenta que en la tarifa de acceso del suministro no se penaliza la reactiva, se puede suponer que la potencia mínima aparente y la activa, de cara a elegir la potencia contratada serán las mismas: 1,25 kW.




  • En segundo lugar, se conectaron todos los receptores que previsiblemente pueden estar encendidos al mismo tiempo. Al tratarse de una oficina dichos receptores principalmente son: toda la iluminación, climatización, cafetera y equipos informáticos. Una vez estaban todos encendidos y funcionando un rato a plena carga (para que no influyeran los transitorios de arranque de los equipos), se volvieron a realizar las mismas mediciones. Los resultados fueron los siguientes: 

    • Tensión entre la fase y el neutro: 227,2 V, debido a que la potencia de la oficina no es muy elevada, se supuso que la tensión en vació y en plena carga sería la misma.
    • Corriente de fase: 21,7 A.
    Imagen 3: Medida de corriente con carga máxima de la instalación. (Fuentes: Elaboración propia - www.dabaringenieros.comwww.geniaglobal.com)
    • Potencia total aproximada: 227,2V · 21,7A = 4.930,24VA = 4,93 kW.

    Por lo tanto, según las mediciones realizadas, la potencia mínima es de 1,25 kW y la máxima de 4,93 kW, unos 3 kW menos que la potencia contratada actual. Debido a que en suministros en baja tensión con tarifa de acceso 2.0A el control de la potencia se hace con ICP's, y estos tienen unas corrientes de tarado normalizadas, es necesario elegir la potencia contratada dentro de unos escalones normalizados de potencia. En este caso se decidió bajar la potencia contratada de los 8,05 kW a los 5,75 kW, que es la potencia normalizada superior mas próxima al valor medido. 

    Teniendo en cuenta los precios establecidos para el término de potencia en la Tarifa de Último Recurso, o Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (como se llama actualmente), el ahorro anual sería el siguiente:

    • Precio del término de potencia: 42,043426 €/kW ·año.
    • Coste del término de potencia inicial antes de impuestos: 42,043426 €/kW·año x 8,05 kW = 338,44 €/año.
    • Coste del término de potencia final antes de impuestos: 42,043426 €/kW·año x 5,75 kW = 241,74 €/año.
    • Ahorro anual: 96,69 €/año, para conseguir este ahorro únicamente hay que comunicar a la compañía suministradora el cambio de potencia contratada, no es necesario modificar la instalación, ya que se está disminuyendo la potencia.
    • Hay que tener en cuenta no obstante, unos condicionantes a la hora de bajar la potencia contratada. Si la instalación no tiene boletín de instalación, o este está caducado, habrá que obtener uno nuevo, teniendo que recurrir a un instalador eléctrico que la revise, modifique si procede y registre el boletín en la delegación de industria y en la compañía eléctrica. Si el boletín esta en orden, únicamente hay que comunicarle a la compañía el cambio, y pagar un coste de gestión que está en torno a los 10€ + IVA (fuentes para los costes asociados: Ecoserveis; Holaluz).
    • Si por el contrario se pretende aumentar dicha potencia contratada, además de tener que comprobar que la instalación y el boletín permiten técnicamente dicho aumento (en caso contrario habría que modificar la instalación y actualizar el boletín para las nuevas corrientes y potencias), habría que abonar otros importes por los siguientes conceptos (Fuente: Iberdrola):
      • Derechos de extensión: 17,374714 €/kW + IVA.
      • Derechos de acceso: 19,703137 €/kW + IVA.
      • Derechos de enganche: 9,044760€ por actuación + IVA.

    SUMINISTROS CON CONTROL DE POTENCIA A TRAVÉS DE MAXÍMETROS

    En los suministros de tarifas 3.0, 3.1 y 6, como ya he explicado antes, el control de la potencia consumida se realiza mediante maxímetros, con lo que la obtención de la potencia contratada óptima se simplifica. Esto es debido a que en este tipo de tarifas la compañía refleja en las facturas las medidas del maxímetro para cada uno de los periodos.

    Otra forma de obtener las medidas de los maxímetros es a través del portal web de la compañía comercializadora de electricidad, en los cuales además de descargarse las facturas en formato electrónico, se puede obtener gran cantidad de información adicional sobre el contrato de suministro.

    De esta forma, las medidas del maxímetro ya dan información suficiente para analizar la potencia óptima a contratar, sin necesidad de realizar ningún tipo de medición en la instalación (aunque siempre es recomendable contar con un medidor de consumo eléctrico o cualquier otro tipo de sistema de monitorización energética).

    Por lo tanto, se partirá de las medidas de los maxímetros para todos los periodos de como mínimo un año natural completo. Para ilustrar este procedimiento, en la siguiente tabla se muestran como ejemplo las medidas del maxímetro de una instalación con tarifa 3.0 (baja tensión, menos de 450 kW) para los 12 últimos meses, cuya potencia contratada actual es de:

    • Periodo 1 - Punta: 100 kW.
    • Periodo 2 – Llano: 100 kW.
    • Periodo 3 – Valle: 100 kW.

    Tabla 5: Medidas anuales de maxímetro. (Fuente: Elaboración propia)

    En este caso las medidas de los maxímetros que aparecen en las facturas se corresponden con seis periodos, pero la facturación se hace en tres. La forma de convertir las medidas a tres periodos es de la siguiente manera:

    • Periodo Punta: Valor máximo de P1 y P4.
    • Periodo Llano: Valor máximo de P2 y P5.
    • Periodo Valle: Valor máximo de P3 y P6.

    Como se puede apreciar en la tabla, se han representado en color verde las los valores que son inferiores al 85% de la potencia contratada (85 kW). En este caso todos los valores son bastante inferiores, por lo que es evidente que la potencia contratada está sobredimensionada. 

    En la siguiente tabla se muestra una simulación en hoja de cálculo de lo que se tendría que pagar por el término de potencia de esta instalación (antes de impuestos), aplicando las formulas de facturación para esta tarifa y los siguientes precios (Fuente: Iberdrola):

    • Periodo Punta: 41,40076 €/kW·año.
    • Periodo Llano: 24,840455 €/kW·año.
    • Periodo Valle: 16,560305 €/kW·año.
    Tabla 6: Simulación del coste del término de potencia actual. (Fuente: Elaboración propia)

    En la tabla se han aplicado los precios mencionados para todo un año natural, pero en la realidad estos precios varían constantemente. Hasta ahora se actualizaban como mínimo cada tres meses, que es cuando se revisan los precios de las tarifas último recurso, o cada año que es cuando se actualizan las tarifas de acceso. A partir de próximo 1 de abril, la forma de calcular los precios de la energía cambiará por lo que las variaciones de precios serán mas frecuentes.

    Por lo tanto, con el patrón de uso de la instalación reflejado por las medidas de los maxímetros y una potencia contratada de 100 kW para los tres periodos el coste total del térmimo de potencia en un año sería de 7.038,13€.

    En la tabla se han calculado igualmente dos valores para cada periodo de facturación que nos serán útiles a la hora de obtener la potencia contratada idónea. Se representa por un lado el valor máximo, y por otro el valor promedio.

    • Con los valores máximos de cada periodo, nos aseguraríamos de que nunca hayan penalizaciones por exceso de potencia, pero podría darse el caso de que se siguiera pagando de mas si dicho valor máximo únicamente se da en un mes y el resto del año los valores registrados fuesen inferiores.
    • Con los valores medios podemos hacernos una idea de cual es el punto aproximado en el que se encuentra la potencia óptima.

    Por lo tanto para obtener dicha potencia, se procederá a hacer una serie de iteraciones en la hoja de cálculo modificando para cada periodo por separado las potencias contratadas de cada periodo desde el valor promedio hasta el valor máximo para ver con que potencia se obtienen los mayores ahorros. Los resultados son los siguientes:

    Tabla 7: Resultados de la iteración para la potencia contratada óptima en cada periodo. (Fuente: Elaboración propia)

    En las tablas se han representado en negrita los valores promedios, máximos y los óptimos en los que los ahorros son máximos. En las siguientes gráficas se muestra de forma visual la evolución de los ahorros para cada periodo de facturación en función de la potencia contratada. Se puede apreciar que los valores óptimos de potencia son aquellos en los que la curva de ahorros tiene su punto máximo, tanto con potencias inferiores como superiores los ahorros son mas bajos. 

    Gráfica 3: Evolución de los ahorros por cambio de potencia para el Periodo Punta. (Fuente: Elaboración propia)

    Gráfica 4: Evolución de los ahorros por cambio de potencia para el Periodo Llano. (Fuente: Elaboración propia)

    Gráfica 5: Evolución de los ahorros por cambio de potencia para el Periodo Valle. (Fuente: Elaboración propia)

    Por lo tanto, según los resultados obtenidos, la potencia óptima a contratar para cada periodo serían las siguientes:

    • Periodo Punta: 44 kW.
    • Periodo Llano: 40 kW.
    • Periodo Valle: 25 kW.

    Es interesante mencionar que estas potencias son inferiores a los valores máximos, lo cual quiere decir que en uno o varios meses la potencia consumida será superior, y por lo tanto en uno o varios meses se cobrará una penalización por dicho exceso. Pero en el computo total anual, dicha penalización quedará compensada con la menor facturación del resto de meses, siendo mayor el ahorro al final de año. 

    Por lo tanto, el nuevo importe a pagar por el término de potencia obtenido con la modificación de potencias sería el siguiente:

    Tabla 8: Simulación del coste del término de potencia optimizado. (Fuente: Elaboración propia)

    Comparando este importe con el obtenido antes de modificar las potencias se obtienen los siguientes ahorros:

    • Coste inicial del término de potencia: 7.038,13 €/año.
    • Coste final del término de potencia optimizado: 3.054,22 €/año.
    • Ahorro total obtenido: 3.983,91 €/año.

    Aún teniendo que pagar el coste de gestión para disminuir la potencia contratada, los ahorros son muy interesantes, de casi 4.000€ anuales sin tener que modificar la instalación.

    En el caso de los suministros con seis periodos (tarifas 6) el cálculo de los ahorros no se puede hacer de la misma forma, ya que los excesos de potencia se calculan de forma distinta (tal y como se ha explicado al principio de este artículo), y sería necesario tener las medidas cuartohorarias de todo el año (las cuales se podrían obtener si la instalación contase con un medidor de consumo eléctrico). No obstante, este procedimiento en base a los valores cuartohorarios máximos mensuales puede ayudarnos a hacernos una idea de en torno a que valores rondarían las potencias óptimas. 

    CONCLUSIONES

    En este artículo se ha podido ver cual es el potencial de ahorro que puede tener la optimización de la potencia contratada, así como las formas de obtener dichas potencias óptimas y de calcular los ahorros que generarían. Dependiendo de como se utilice la instalación y de cual sea la potencia contratada actual, las posibilidades de ahorro pueden ser muy interesantes, especialmente en aquellos casos en los que la potencia contratada sea la que se calculó en la fase de diseño de la instalación, ya que en ese momento no suele tenerse un conocimiento muy exacto de como se va a utilizar la instalación.

    Es importante tener en cuenta, que el cálculo de ahorros en base a las lecturas de los maxímetros únicamente es válido y real siempre y cuando los valores de los maxímetros sean reales y estables. Eso quiere decir, que si se modifican las potencias contratadas siguiendo este criterio, y mas tarde se modifica la instalación (ampliando o reduciendo maquinaria) o se cambian los patrones de uso (modificando los horarios de uso), los cálculos se invalidarían, ya que se basan en los históricos de medidas de los maxímetros.

    Es por ello que para hacer este tipo de cálculos se recomienda tener la mayor cantidad de información posible, como mínimo de uno o dos años, para ver si los patrones de uso son constantes.

    También es importante tener en cuenta que la continua evolución de los precios hace que sea muy difícil obtener una predicción de ahorros que sea real, ya que durante el mismo año los precios del término de potencia pueden modificarse varias veces. Pero teniendo en cuenta la evolución en los últimos años, los precios no han hecho mas que crecer, la optimización de la potencia contratada será siempre interesante.

    Otro punto importante a mencionar es el hecho de que a partir del pasado 1 de agosto del 2013, con la modificación de las tarifas de acceso y de los precios de las tarifas de último recurso, hubo un importante cambio de tendencia en los precios de la energía. Analizando los precios de las tarifas de último recurso la evolución de los precios fue la siguiente:

    • Modificación de precios del 1 de agosto del 2013:
      • El término de potencia incrementó su precio un 62%.
      • El término de energía disminuyó su precio un 11%.
    • Modificación de precios del 31 de enero del 2014:
      • El término de potencia incrementó su precio (otra vez) un 17,9%.
      • El término de energía disminuyó su precio (otra vez) un 6,8%.

    Esto quiere decir por un lado que el término de potencia gana peso en el importe total de la factura, y por lo tanto el importe fijo a pagar en la factura será mayor, haciendo que todo lo que se pueda bajar la potencia contratada implicará mayores ahorros. Por el otro lado, implica que al bajar el precio del término de energía, cualquier medida de ahorro que se lleve a cabo para reducir el consumo de energía, tendrá un impacto menor sobre la factura, y por lo tanto las amortizaciones de las inversiones a realizar serán mas altas.

    Espero que este artículo os haya parecido interesante, espero vuestros comentarios y opiniones.

    Saludos a todos

    Fuentes empleadas:

    lunes, 7 de octubre de 2013

    Frenado regenerativo: Aprovechamiento de la energía cinética y su aplicación ferroviaria

    Hola a todos:
    En esta entrada voy a hablar sobre el frenado regenerativo. Esta es una tecnología que tiene un potencial de ahorro muy grande en el sector del transporte, y que ya se utiliza en muchos campos. Empezaré el artículo explicando en que consiste y que tipo de aplicaciones tiene. Mas adelante me centraré en su aplicación ferroviaria, describiendo los principales sistemas de tracción ferroviaria y comentando los condicionantes de aplicación que tiene este tipo de tecnología. Concluiré el artículo analizando el potencial de ahorro de esta tecnología y mencionando un ejemplo de proyecto innovador para el empleo de la energía recuperada. Con este artículo pretendo identificar un recurso mas para ahorrar energía y mejorar la eficiencia de los sistemas de transporte colectivo con el fin de hacerlos mas competitivos. Espero que os guste.



    El concepto de freno regenerativo o KERS (kinetic energy recovery system) consiste en aprovechar la energía cinética de un vehículo en movimiento para generar energía eléctrica en el frenado del mismo. Con este sistema, se acopla al eje tractor del vehículo un generador eléctrico, el par resistente de dicho generador disminuye la velocidad del vehículo generando energía eléctrica en el proceso. 

    Este sistema se puede emplear en cualquier tipo de vehículo, pero ha encontrado una mayor aplicación en dos sectores concretos:


    • Automoción: Mediate el empleo de este tipo de sistemas tanto en coches eléctricos como híbridos, utilizando su motor eléctrico para el frenado, se recargan las baterías. Esta energía se puede utilizar para los arranques, sistemas auxiliares o para cuando el coche está funcionando en modo eléctrico. En Fórmula 1 se empezó a utilizar este sistema en 2009, enfocándose la tecnología en obtener aumentos de potencia puntuales para adelantamientos (aunque no ha estado exento de polémica). Su aplicación para los automóviles de calle se centra en disminuir el consumo de combustible, por lo que se puede considerar una medida de eficiencia energética.

    Esquema de frenado regenerativo en un Toyota Prius (Fuente: www.motorpasion.com
    • Transporte ferroviario: En este sector el potencial de aprovechamiento es mucho mayor, principalmente por dos motivos. Las grandes masas de los trenes y sus en muchos casos altas velocidades, hacen que la energía cinética que se puede recuperar en sistemas de frenado sea mucho mayor. Por otro lado, al ser sistemas de transporte que están en muchos casos conectados a la red eléctrica, parte de la energía recuperada y que no se aprovecha a bordo de los trenes se puede exportar a la red eléctrica.

    Esquema de frenada regenerativa en un tren (Fuente: www.tecmovia.com)

    Voy a centrar este artículo en la segunda aplicación, la ferroviaria, puesto que el potencial de ahorro es mayor y permite su integración en la red eléctrica. Pero antes de entrar en detalle sobre la aplicación de la frenada regenerativa en ferrocarriles, explicaré de forma resumida cual es el funcionamiento energético de un tren, así como los principales sistemas de tracción e infraestructuras asociadas.

    TRACCIÓN FERROVIARIA

    Hoy en día, en el sistema ferroviario español, coexisten dos sistemas de tracción diferentes:

    • Sistema de tracción diésel-eléctrica: En este sistema de tracción está formado por tres elementos en serie: un motor diésel (denominado motor primario), un generador eléctrico (o generador principal) y un motor de tracción eléctrico. Aunque la energía primaria utilizada es el gasoil mediante un ciclo diésel, los motores que mueven las ruedas del tren, son eléctricos de corriente continua (tienen un gran par de arranque y su característica de par-velocidad se adapta bien a las necesidades de la tracción ferroviaria). Esto se hace así debido a la alta masa de las locomotoras y las cargas arrastradas; el acoplar directamente o mediante sistemas mecánicos un motor diésel a las ruedas haría que el motor funcionase a muy bajo rendimiento (el rendimiento de los motores de combustión es el optimo en unas determinadas revoluciones). Es por ello que se emplea un alternador para generar electricidad, y mediante un rectificador, se regula la tensión de alimentación al motor de corriente continua y por lo tanto su velocidad. Este tipo de sistema, como ya se puede imaginar, no requiere la electrificación de la vía, lo cual tiene sus ventajas y sus inconvenientes. No obstante este tipo de tracción cada vez se utiliza menos.
    Esquema conceptual de una locomotora diésel-eléctrica. (Fuente: Elaboración propia)
    • Sistema de tracción eléctrico: En este sistema, se elimina el motor diésel, y se conecta la locomotora directamente a la red eléctrica mediante la catenaria, por lo que las vías deben estar electrificadas. Los sistemas de tracción eléctrica ferroviaria pueden ser principalmente de dos tipos:
      • De corriente continua: Son los sistemas de tracción eléctrica ferroviaria que se utilizaron primero, ya que la forma de regular la velocidad de los motores de corriente continua se realiza modificando la tensión. Hay que tener en cuenta que la primera línea ferroviaria electrificada en España se hizo en 1911, y en aquella época era técnicamente mas sencillo regular la tensión añadiendo elementos resistivos en paralelo con el motor (o tener varios trenes funcionando al mismo tiempo en la misma línea). Actualmente, con la evolución de los tiristores y el uso de rectificadores se puede regular la tensión con mayor precisión, y por lo tanto el régimen de funcionamiento de los motores. Este tipo de líneas funcionan a una tensión máxima normalizada de 3 kV en corriente continua, y por norma general se emplean para las redes de ferrocarriles metropolitanos (metro y cercanías).
    Esquema conceptual de una locomotora eléctrica de corriente continua. (Fuente: Elaboración propia)
    • De corriente alterna: Con el avance de la electrónica de potencia, de los rectificadores y de los onduladores y de materiales aislantes, a partir de los años 70 empezó a ser técnica y económicamente viable utilizar motores asíncronos trifásicos. De esta forma se podían emplear mayores tensiones, con lo que se reducían las pérdidas en el transporte (que son proporcionales al cuadrado de la intensidad). Las locomotoras actuales utilizan el motor trifásico asíncrono (o de inducción) con rotor en jaula de ardilla. La ventaja de este tipo de motor es que no tiene escobillas ni anillos rozantes y el mantenimiento es mas simple, es mucho mas robusto y tiene mejores rendimientos. En los trenes de corriente alterna, las locomotoras tienen su propio transformador para bajar la tensión de la catenaria, y también cuentan con un rectificador (que rectifica la corriente alterna a corriente continua) y luego un ondulador que la pasa a corriente alterna otra vez. Esto se hace para mantener mas estable la tensión de alimentación del motor, y poder regular el funcionamiento del motor con mayor precisión. Este tipo de alimentación es la mas usada en ferrocarriles de largo recorrido y de Alta Velocidad.

    Esquema conceptual de una locomotora eléctrica de corriente alterna. (Fuente: Elaboración propia)

    Desde el punto de vista energético, el comportamiento de un tren en marcha tendida (empleando el menor tiempo posible para recorrer la distancia entre dos estaciones sin desnivel entre ellas) se puede describir mediante el siguiente gráfico (extraído de este interesante artículo sobre el frenado regenerativo en trenes metropolitanos).

    Perfil de consumo energético de un ferrocarril en marcha tendida. (Fuente: Revista Anales de Mecánica y Electricidad http://www.revista-anales.es/)

    En la gráfica se puede apreciar la relación entre la potencia disponible en el pantógrafo (elemento que conecta la locomotora a la catenaria de la vía) en función de la velocidad de un tren metropolitano entre dos estaciones a 1,4 km de distancia sin desnivel. La operación tiene tres fases bien diferenciadas:

    • Aceleración: En esta fase la potencia eléctrica se emplea con un rendimiento variable para acelerar el tren, hasta que llega a la velocidad de crucero. La evolución de la potencia empleada es ascendente mientras se esté acelerando el tren, y una vez se ha alcanzado la velocidad de crucero, la potencia disminuye considerablemente.
    • Mantenimiento de velocidad: En esta fase, la potencia consumida es mucho menor, y se emplea únicamente en mantener dicha velocidad de crucero, por lo tanto es la energía necesaria para vencer todas las pérdidas mecánicas y eléctricas del movimiento.
    • Frenado: En dicha fase se disminuye la velocidad hasta parar por completo el tren, la potencia disminuye hasta ser nula, y si se emplea el frenado regenerativo, cambia el sentido de circulación de la energía, pasando a inyectarse en la catenaria.

    Con las cifras arrojadas por el gráfico por los autores del mismo, se indica que el total de energía empleada para arrancar, mantener la velocidad y frenar es respectivamente de 23,7 kWh, 4 kWh y -10 kWh. Por lo que el total de energía consumida es de 27,7 kWh frente a los 10 kWh devueltos a la red en el frenado, esto supone que se puede recuperar un 36% de la energía consumida mediante el frenado regenerativo. 

    SISTEMAS DE FRENADO

    Básicamente los sistemas de frenado ferroviario desde el punto de vista técnico (desde el punto de vista funcional hay otra clasificación) se agrupan en tres tipos:

    • Freno neumático: Este es el sistema de frenado básico, en el cual mediante circuitos neumáticos de aire comprimido o de vacío se aplica fuerza para aumentar la presión de unas zapatas sobre las ruedas. Este sistema siempre está presente, aunque el tren tenga sistemas de frenos dinámicos, para su empleo como freno complementario, de reserva y de estacionamiento.
    • Freno dinámico: Este es el sistema de frenado en el que los propios motores eléctricos se emplean para reducir la velocidad del tren, usándolos como “freno motor” (empleando el símil automovilístico). De esta forma, los motores pasan a ser generadores, y la energía generada se emplea para alimentar los servicios auxiliares del propio tren. En el caso de que la energía recuperada sea mayor que la que se puede aprovechar en los servicios auxiliares del propio tren, el freno dinámico se clasifica de dos formas en función de lo que se haga con dicha energía excedentaria:
    Esquema conceptual de los flujos de energía en sistemas de freno regenerativo (verde) y reostático (azul) (Fuente: www.ingeteam.com)
      • Frenado reostático: En el frenado reostático, los motores invierten su conexión y actúan como generadores. La energía generada en este frenado se disipa en una bancada de resistencias de frenado, las cuales imponen una elevada carga al circuito eléctrico, haciendo que la velocidad de rotación de los motores (y por lo tanto de las ruedas) disminuya. Como consecuencia de esto, las bancadas de resistencias aumentan su temperatura, ya que la energía se disipa en forma de calor, es por ello que estas resistencias han de estar equipadas con sistemas de ventilación para evitar su deterioro. Si la temperatura aumenta demasiado, las resistencias se desconectan, y pasa a actuar el freno neumático.
      • Frenado regenerativo: En este sistema, la energía producida por los motores se cede a la catenaria, en función de la capacidad de la misma de absorber dicha energía.

    Por lo general, los tres sistemas de frenado coexisten en todas las locomotoras, para complementar las características de cada uno. El freno neumático se emplea como sistema de seguridad, y para has últimas etapas de frenado en las que los frenos dinámicos no son capaces de seguir disminuyendo la velocidad. El freno reostático se emplea cuando la energía excedentaria de frenado no puede ser inyectada en la catenaria o en la red (en función de la receptividad de la energía recuperada de la frenada por la red, esto lo explicaré mas adelante).


    INTEGRACIÓN DEL FRENADO REGENERATIVO EN LAS REDES DE TRACCIÓN Y EN LA RED ELÉCTRICA


    Basándome en las ideas y conceptos desarrollados en el artículo sobre “Aprovechamiento de la energía procedente del frenado regenerativoen ferrocarriles metropolitanos” del cual he empleado anteriormente el gráfico del comportamiento energético de un tren en marcha tendida, explicaré a continuación los principales condicionantes técnicos que afectan a la integración de los sistemas de frenado regenerativo en las red eléctrica (tanto la de tracción como la red eléctrica general).


    En relación a la gestión de la energía regenerada en la frenada, se define el concepto de la receptividad como la capacidad del sistema eléctrico ferroviario de aceptar la energía regenerada en la frenada de los trenes. Como ya he mencionado anteriormente, las redes eléctricas ferroviarias pueden ser de dos tipos:

    • Redes de Corriente Alterna (CA): En estos sistemas la tensión de la catenaria puede llegar a los 25 kV, por lo que las pérdidas por transporte de la energía son mas bajas (dependen del cuadrado de la corriente). La conexión de las catenarias con la red eléctrica exterior se realiza mediante transformadores de potencia que son bidireccionales. Por lo que la energía excedente recuperada en la frenada del tren se puede inyectar en la red eléctrica exterior sin problemas. Se puede decir que la receptividad de las redes ferroviarias de CA es buena.
    • Redes de Corriente Contínua (CC): En estos sistemas la tensión de la catenaria suele ser del orden de los 3kV, por lo que los elementos aislantes no están diseñados para soportar los mismos niveles de tensión. El principal problema de este tipo de sistemas es que se conectan a la red eléctrica exterior a través de rectificadores (convertirodes CA/CC) que al funcionar en su gran mayoría con diodos, son unidireccionales (solo permiten la circulación de la energía en un sentido: de la red hacia la catenaria). Por lo tanto se puede decir que los rectificadores “aíslan” la red eléctrica ferroviaria de la red eléctrica en lo que respecta a la regeneración de energía. Las consecuencias de esto son las siguientes:
      • Si la energía regenerada en la frenada de un tren no se consume por otro tren o se almacena en acumuladores en el mismo momento que se produce (o es mayor que la consumida o almacenada), se producirá una elevación de la tensión en la catenaria, por lo que se puede llegar a sobrepasar la tensión máxima permitida en la línea. Como consecuencia de esto, parte de la energía regenerada se tendría que consumir mediante freno reostático para evitar la elevación de la tensión en la catenaria.


    Por lo tanto se puede concluir que las redes de corriente continua tienen mayores problemas de receptividad. Es por esto que se deben emplear una serie de medidas de mejora en las redes ferroviarias de CC, que son las mas comunes en grandes ciudades, para mejorar su receptividad. Pero el llevar a cabo medidas para mejorar la receptividad en las redes de CC implica que se haga una inversión. Es por ello que en sistemas ferroviarios si que se ha implantado la metodología de balance neto (que ya expliqué en mi anterior artículo aplicado a instalaciones fotovoltáicas, en las cuales la legislación no plantea esa posibilidad). De esta forma, las inversiones necesarias para mejorar la receptividad se amortizan con los ahorros económicos derivados de la energía regenerada. Las principales medidas que se pueden llevar a cabo son:

    • Modificar las subestaciones para hacerlas reversibles: Esta solución consiste en instalar en las subestaciones que alimentan a la catenaria unos equipos onduladores que se conectan en paralelo a los rectificadores existentes y que permiten inyectar en la red eléctrica los excedentes de energía que no se pueden consumir en la propia red de CC. Por ejemplo la empresa Ingeteam, ha desarrollado el sistema INGEBER que sigue este principio. El sistema monitoriza continuamente el estado de la catenaria, y cuando detecta que hay energía de frenada que no se puede consumir, la convierte en CA y la inyecta en la red eléctrica con los parámetros de calidad de onda adecuados. Esta es la solución óptima para subestaciones existentes, pero a la hora de hacer nuevas subestaciones de suministro para líneas de CC es conveniente ejecutarlas directamente con convertidores bidireccionales.

      Esquema conceptual para hacer reversibles las subestaciones ferroviarias de CC. (Fuente: www.ingeteam.com)
    • Incorporar sistemas de almacenamiento de energía: Estos sistemas almacenan la energía de la frenada que no se puede consumir en el momento en que es regenerada. De esa forma la energía está disponible para ser consumida cuando sea requerida. Dichos acumuladores pueden ser fijos en las subestaciones de alimentación embarcados en los propios trenes, de tal forma que la energía se puede emplear para la circulación en tramos no electrificados (puntos muertos de empalme entre las catenarias de dos subestaciones distintas). Estos equipos pueden tener dos usos principales: almacenamiento de energía y apoyo al mantenimiento de la tensión en la catenaria, en función de un uso u otro, varían los dispositivos de control. Las principales tecnologías de almacenamiento utilizadas en la actualidad son:

    Esquema de funcionamiento de una subestación ferroviaria de CC equipada con sistema de almacenamiento (Fuente: Informe final proyecto ElecRail, http://www.investigacion-ffe.es/)
    • Condensadores de doble capa o super condensadores: La energía se almacena electrostáticamente entre dos electrodos separados por un electrolito. Tienen altas densidades de potencia, por lo que son idóneos para su uso como estabilizadores de la tensión.
    • Volantes de inercia: Almacenan la energía en forma cinética, y tienen mayores densidades de energía que los supercondensadores. Son elementos rotativos de gran masa (y por lo tanto de gran inercia) que se mantienen rodando en un rango determinado de revoluciones. La energía recuperada, se emplea en motores para mantenerlos en el régimen de giro adecuado, almacenando energía. Cuando esta energía se quiere recuperar, el mismo motor que los ha acelerado, se conecta como generador, cediendo los volantes parte de su energía al motor, disminuyendo su velocidad.
    Volante de inercia para almacenamiento de energía (Fuente: www.adif.es)
    • Baterías: Este es el elemento mas común y conocido de almacenamiento de energía, su evolución ha sido muy grande, y actualmente la tecnología que presenta las mejores características de densidad de energía, efecto memoria y mantenimiento es la de Litio-Ion. Sus ventajas principales son la rápida respuesta a los cambios de la demanda de energía, así como muy bajas pérdidas en espera. También, dependiendo del uso y detalles de la operación pueden tener un alto rendimiento energético.

    Batería de Ión de Litio (Fuente: www.wikipedia.org)


    POTENCIAL DE AHORRO DEL FRENO REGENERATIVO

    Como afirmación general, se puede decir que el frenado regenerativo aplicado en el sector ferroviario es una medida de eficiencia energética, que combinada con un régimen de balance neto por parte de las autoridades energéticas del país en el que se aplica, puede generar unos importantes ahorros económicos, reduciendo la energía eléctrica consumida por los operadores ferroviarios. 

    El potencial de ahorro específico que se puede obtener mediante esta tecnología, es muy difícil de cuantificar, ya que depende tanto de la receptividad de las redes ferroviarias, como de los regímenes de frenada de los trenes. En general se puede conseguir cierto nivel de coordinación entre frenadas de unos trenes y arrancadas de otros, especialmente en ferrocarriles metropolitanos, en los cuales las frecuencias son elevadas.

    • El informe final del Proyecto ElecRail “Análisis sistemático del consumo en líneas ferroviarias metropolitanas, de cercanías y de alta velocidad, con valoración del impacto energético y del resultado económico, incluyendo el desarrollo de modelos y simuladores parametrizables” liderado por la Fundación de los Ferrocarriles Españoles (FFE), hace un interesante análisis del consumo energético de los sistemas ferroviarios españoles. Concretamente, y centrándose en el tema del freno regenerativo, en el apartado 5.2 se afirma que en una unidad de tren con cadena de tracción de corriente alterna trifásica, aproximadamente el 60% de la energía de tracción se regenera en la frenada y se devuelve a la red.
    • Según el ejemplo que se ha explicado anteriormente en el artículo “Aprovechamiento de la energía procedente del frenado regenerativo en ferrocarriles metropolitanos” publicado por la revista Anales de Mecánica y Electricidad, el potencial de regeneración de energía en la frenada de un tren metropolitano en su marcha entre dos estaciones es del 36% de la energía consumida para acelerarlo y mantener su velocidad.
    • Según Ingeteam, la empresa desarrolladora del sistema Ingeber que permite convertir en reversibles las subestaciones de CC, el potencial de ahorro generado por el freno regenerativo en redes de metro, es de entre el 30% y el 50%. En la siguente gráfica, se puede apreciar el perfil de flujo de potencia en una subestación con dicho sistema implantado.

    Perfil del flujo de potencia con freno regenerativo y subestaciones reversibles (Fuente: www.ingeteam.com)

    EJEMPLOS INNOVADORES PARA EL USO DE LA ENERGÍA REGENERADA: PROYECTO FERROLINERA


    Voy a concluir este artículo citando un proyecto llevado a cabo por Adif, sobre el uso e integración de los sistemas de frenado regenerativo que ha sido bastante innovador, enfocado en la sostenibilidad y eficiencia energética. Dicho proyecto se denomina Ferrolinera Adif, fue desarrollado por el Centro de Tecnologías Ferroviarias (CTF) de Adif en Málaga y se presentó el pasado septiembre de 2011.

    El proyecto básicamente consiste en emplear la energía regenerada en las operaciones de frenado de los trenes y de instalaciones solares fotovoltáicas instaladas en las marquesinas de los aparcamientos para abastecer puntos de recarga de vehículos eléctricos.



    Esquema conceptual del proyecto Ferrolinera (Fuente: www.adif.es)

    El sistema está formado por:
    • Convertidor electrónico de potencia, que conecta la instalación a la catenaria y transforma la energía eléctrica en corriente contínua.
    • Sistema de almacenamiento, para optimizar los ciclos de carga y descarga, están formado por acumuladores de volantes de inercia y supercondensadores.
    • Gestor de recarga, que controla los flujos de energía en función de los requerimientos del sistema.
    • Marquesinas solares, que aprovechan la superficie de cubiertas de los aparcamientos para generar energía extra de recarga.
    • Puntos de recarga de vehículos eléctricos, que pueden ofrecer dos tipos de recargas:
      • Recargas lentas: destinadas a los usuarios de ferrocarril que dejen estacionado su vehículo en periodos de entre 8-12h.
      • Recargas rápidas: tienen una duración de menos de una hora.

    Este sistema resulta interesante por varios motivos, además de aprovechar la energía regenerada y la energía solar, permite aumentar la eficiencia energética de la red ferroviaria y favorece la intermodalidad, propiciando la conexión del ferrocarril con el uso de vehículos eléctricos. Hay que mencionar que dicho proyecto se presentó en fase de prototipo y no está aún extendido en todo el territorio nacional, por lo que habrá que ver como evoluciona su implantación para analizar los resultados obtenidos.


    CONCLUSIONES

    Para finalizar el artículo, puedo afirmar que los sistemas de frenado regenerativo, especialmente los aplicados a sistemas ferroviarios son una medida de eficiencia energética que tiene un potencial de ahorro muy interesante y que ya tiene una implantación bastante amplia en la red ferroviaria española. Si bien es cierto que su aplicación tiene algunos condicionantes en las redes de corriente continua, la tecnología esta lo suficientemente madura como para poder darle solución satisfactoriamente, siendo únicamente una cuestión de que las inversiones necesarias para adaptar las infraestructuras se puedan amortizar con los ahorros generados en un sistema de balance neutro.

    Espero que este artículo os haya parecido interesante, espero vuestros comentarios y opiniones. 

    Saludos a todos

    Fuentes empleadas: