IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Septiembre/Octubre 2017 - 108

Subestación
de Golden

Alimentador
de 25 kV
Reconectador
57 km

3,000
3 km

Field

Promedio 2010-2013
2014
2015

2,500

108

500
Mar.

Feb.

Dic.

Ene.

Nov.

Oct.

Sept.

July

0
Ago.

Batería de NaS
6.5 MWh, 1 MW

1,000

June

SCADA de
BC Hydro

Satélite de
banda C

PCS
1,000 kW,
750 kVAR

1,500

Apr.
May

Radio de alta velocidad
de 900-MHz

(h)

2,000
25 kV-480 V
1,500 kVA

gráfico 9. Las configuraciones y telecomunicaciones del
BESS en Field.

gráfico 10. Las CHL en Field antes y después de la instalación del BESS.

frecuentes apagones de potencia de larga duración, resultando en impactos sociales y económicos negativos para la
comunidad. Además, la mayor parte del alimentador funciona junto a la línea ferroviaria Canadian Pacific, restringiendo el acceso para las reparaciones no programadas. Por
lo tanto, el alimentador experimenta un tiempo promedio de
8 horas/apagón, con algunos apagones especialmente largos,
como fue el caso del 29 de junio de el 2013, cuando la comunidad experimentó un apagón de potencia de 50 horas hasta
que los técnicos lograron acceder al lugar hacer las reparaciones. La predicción de carga para la zona de Golden indicó
que la capacidad de la subestación se excedería en 1-2 MW
en las horas punta durante el invierno de 2013-2014.
Para abordar los desafíos pertenecientes al apagón del
alimentador y a las restricciones de capacidad, se propusieron inicialmente dos soluciones: 1) instalar generadores
diésel e 2) instalar BESS. Aunque la primera solución era
menos costosa que la última, BC Hydro decidió instalar el
BESS debido a que usar combustible diésel para suministrar
energía a la comunidad no es un enfoque ecológico, considerando que Field está ubicado en el Parque Nacional Yoho.
Era necesario que la instalación del BESS tuviera capacidades de nivelación de máximos y de aislamiento, así como
que resistiera temperaturas extremas (de −50 °C). Después
de evaluar las propuestas, se seleccionó una batería de sodiosulfuro (NaS) que reuniera todos los requisitos técnicos y
económicos; las especificaciones del BESS se disponen en la
Tabla 3. Además, el PCS incluyó un inversor de 1.25-MVA y
un interruptor acompañado de los controles local y principal
necesarios. Debido a la lejanía y al terreno del sitio del BESS
en Field, no era confiable la comunicación vía satélite y no
había una infraestructura celular. Por lo tanto, se estableció
la comunicación entre la instalación del BESS y el control de
supervisión y adquisición de datos (SCADA) de BC Hydro
mediante un satélite de banda C, mientras que la comunicación a corta distancia entre el reconector aislante y el sitio
del BESS era proporcionada por una radio de alta velocidad
de 900 MHz (véase el Gráfico 9).

Operativa desde julio de el 2013, la instalación del BESS
ha sido usada de forma activa tanto en aplicaciones de nivelación de máximos como de formación de redes. El sistema
inyecta potencia en paralelo al alimentador principal cada
día desde las 4:00 a las 8:00 p. m. para suministrar una parte
de la demanda de electricidad de la comunidad, realizando
así la nivelación de máximos. Más tarde, el sistema se carga
a 750 kW durante una hora o hasta que el estado de carga de
la batería alcance el 100%. Desde julio de el 2013, ha habido
22 apagones durante los cuales la instalación del BESS ha
proporcionado 120 horas de potencia de reserva al pueblo
de Field. Como resultado, el BESS ha evitado más de 15,000
horas perdidas por cliente (CHL, por sus siglas en inglés); el
Gráfico 10 muestra las CHL antes y después de la instalación del BESS. De entre estos apagones, el más largo duró
24 horas, resultando en una completa descarga del BESS.
Las ocasiones en que el BESS podría no proporcionar la
potencia de respaldo serían debido a la pérdida de comunicación vía satélite de banda C o a una falla entre el BESS y
el pueblo de Field.

ieee power & energy magazine

Reconocimientos
Agradecemos al Dr. Mariano Arriaga, al Dr. Amir Hajimiragha, al Dr. Steven Wong, al equipo de BC Hydro y a Greg
Gaudet por compartir algunos de los datos e información
presentados en este artículo.

Lecturas Complementarias
Comisión Electrotécnica Internacional. (dic. de 2011). Electrical energy storage. (Almacenamiento de energía eléctrica). Informe Oficial [En línea]. Disponible en: http://www.
iec.ch/whitepaper/energystorage/
F. Diaz-Gonzales, A. Sumper, O. Gomis-Bellmunt y R.
Villafafila-Robles, "A review of energy storage technologies
for wind power applications" (Revisión de las tecnologías
de almacenamiento de energía para aplicaciones de potencia
eólica), Renew. Sustainable Energy Rev., vol. 16, n.° 4, págs.
2154-2171, mayo 2012.
septiembre/octubre 2017

http://www http://www.iec.ch/whitepaper/energystorage/

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Septiembre/Octubre 2017