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Análisis sobre la energía eléctrica para la Península

Advierten riesgo real

Comenzamos hoy una serie de tres entregas de un trabajo elaborado por el ingeniero Juan de Dios Bustos Torres, exfuncionario jubilado de la Comisión Federal de Electricidad y profesor de Termodinámica del Instituto Tecnológico de Mérida:

El sistema eléctrico peninsular está formado por centrales de generación, subestaciones, líneas de transmisión y redes de distribución. Abarca los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo, y operó como un sistema aislado desde su creación en los años 70 hasta 1987.

En este último año se enlazó al sistema eléctrico nacional por medio de una línea de transmisión con punto de enlace en la subestación Escárcega. En ese año la línea transmitía de 100 a 200 megaWatts (MW) de potencia, procedentes de centrales del sistema nacional, lo que aportó una mayor confiabilidad al suministro eléctrico, ya que en caso de pérdida de potencia por falla de alguna central local, la línea aporta el faltante de potencia en forma inmediata y los efectos entre los consumidores son mínimos.

Aumento gradual

En los años siguientes a la interconexión con el sistema nacional, la demanda aumentó gradualmente hasta la situación actual, en la que el enlace con el sistema nacional puede aportar hasta 1,235 MW, según datos del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), lo que se suma a la capacidad de las tres grandes centrales privadas de ciclo combinado: CCC Mérida III, CCC Valladolid Potencia y CCC Campeche, que aportan en conjunto 1,261 MW, más lo que aportan las Centrales Termoeléctricas: CT Mérida II, CT Lerma, CT Valladolid y Ciclo Combinado o CC Valladolid, más varias centrales de Turbinas de Gas, situadas en Cancún, Chetumal, Ciudad del Carmen y Mérida, todas propiedad de la CFE y que aportan en conjunto 858 MW.

Así, la potencia disponible del enlace, las centrales privadas y las de la CFE suman 3,354 MW. Se espera que la demanda máxima del sistema peninsular en el verano de 2019 sea de 2,220 MW, correspondiéndole a Mérida una demanda de unos 570 MW y a Cancún, Riviera Maya y Playa del Carmen demandas parecidas.

Con la demanda esperada de 2,220 MW no debería haber riesgo de restricciones o de apagones prolongados, ya que se debería tener una reserva de 1,134 MW, suficiente para garantizar un buen servicio.

Sin embargo, en estos días la capacidad efectiva o disponible real es mucho menor que los 3,354 MW, o sea 1,990 MW menos, por 2 causas principales, que son la falta de suministro de gas natural para la Península, que causa que las centrales privadas solo puedan generar en conjunto 315 MW, en lugar de 1,261 MW que deben producir.

Además, de los 858 MW de las centrales de la CFE solo hay disponibles 441 MW, ya que hay unidades paradas por falla o mantenimiento. Así que la capacidad real actual es de 1,990 MW y si la demanda esperada es de 2,220 MW, en realidad sí hay riesgo de que haya restricciones del suministro en algunas zonas de la Península.

Un atenuante de esta situación es que la CCC Mérida III puede operar con combustible diésel y aportar unos 440 MW, pero el consumo de combustible es muy grande, del orden de ¡un millón y medio a 2 millones de litros diarios! y ahora se debe estar haciendo una ampliación en el suministro de diésel para que pueda operar esta central con diésel durante varios días.

Si en los próximos días se llega a contar con suficiente diésel, entonces la capacidad efectiva podrá aumentar a 2,430 MW y superar la demanda máxima esperada sin restricciones, que es lo que comunicó el CENACE en su segundo boletín que rectificó o desmintió al primero, ambos emitidos en días pasados.

Sin embargo, el verdadero riesgo es que el suministro eléctrico en la Península depende en 50% de un hilo, o más bien de tres hilos o líneas de transmisión del enlace con el sistema nacional, pues si se interrumpe el flujo de potencia por una descarga atmosférica o un incendio, como ya ocurrió en abril pasado, nos quedaríamos por un tiempo que puede ir de unos minutos a varias horas solo con unos 1,000 MW, insuficientes para una demanda máxima en la noche de 2,220 MW y podrían ocurrir restricciones parciales.

Los apagones son riesgos de todos los sistemas eléctricos del mundo, como acaba de ocurrir en Argentina y Uruguay, que tuvieron un apagón casi general por fallas en las líneas de transmisión y se tardaron 9 horas en recuperar plenamente sus sistemas.

Apagón y restricción

Hay una diferencia entre apagón y restricción. El primero ocurre en forma imprevista y produce la desconexión inmediata de las cargas en forma parcial o en todo el sistema, llamado black out, que es la situación más grave que se puede presentar y requiere de un arranque negro.

En tanto que la restricción se programa, en nuestro caso por CENACE, cuando se sabe que la demanda máxima será mayor que la capacidad del sistema y entonces se programa la desconexión anticipada de cargas en orden de sus prioridades. Se procura mantener el suministro a hospitales, servicios básicos como agua potable y oficinas de gobierno y entonces se desconectan los pueblos y después las ciudades. Una vez que pasa la demanda máxima que normalmente ocurre por las noches, la demanda baja y se vuelven a conectar las cargas cortadas.

En ambos casos hay falta de energía eléctrica para el consumidor. En nuestro caso, el riesgo de apagones es siempre latente, sobre todo por lluvia y vientos fuertes o rayos que caen en las líneas o incendios en la zona rural, pero las restricciones no deben ocurrir, y no han ocurrido en el sistema peninsular en muchos años.

Energía Términos

Datos proporcionados por el ingeniero Juan de Dios Bustos Torres para el Diario.

El watt

Se sabe que la unidad de potencia eléctrica es el watt, que es igual a 1 joule de energía que se produzca o se consuma en un segundo. Así una lámpara ahorradora de 15 watts consume 15 joules de energía cada segundo; un aire acondicionado de una recámara normal consume alrededor de 1,000 watts, que es igual a 1kiloWatt (1kW).

Consumo casero

En una casa de clase media yucateca al estar conectados varios equipos en la noche cerca de las 20 horas las potencias de los equipos conectados se suman y podría ser de unos 2,500 watts (2.5kWh) que se conoce como la demanda máxima. Después de esa hora se desconectan lámparas y equipos y la demanda baja, pudiendo ser en las madrugadas de unos 800 watts, llamada demanda mínima. El comportamiento de la demanda de potencia es, por tanto, variable con las horas del día. Si a la hora de las demandas máximas se suman las demandas de las miles de casas, comercios e industrias de Mérida, ésta suma actualmente unos 520,000 kWh, que se expresa también en 520 megawatts, ya que 1MW es igual a 1,000 kWh. Así, la demanda máxima actual en Mérida es de unos 520 MW y ocurre cerca de las 20 horas.

Consumo

El consumo de energía se mide en kWh y se obtiene al multiplicar la potencia conectada de un equipo por el número de horas que esté conectado a la red. La potencia de un equipo suele ser constante y el consumo de energía, acumulativo.

 

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